คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2531)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 125 - วันพุธที่ 6 พฤษภาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2552 (ครั้งที่ 125)
วันพุธที่ 6 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
3.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
4.การแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (เพิ่มเติม)
5.นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
7.งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) เป็นประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) เป็นกรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. สายส่งเชื่อมโยง 115 เควี ระหว่างสถานีไฟฟ้า (สฟ.) ท่าลี่ กับสถานีไฟฟ้า (สฟ.) ปากลาย เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ Lao : GMS Northern Transmission Project ซึ่งธนาคารเพื่อการพัฒนา แห่งเอเซีย (Asian Development Bank : ADB) และกลุ่มผู้ให้เงินกู้จะให้เงินกู้ในการก่อสร้างโครงการฯ แก่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ทั้งนี้สายส่งส่วนใหญ่จะเป็นการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าใน สปป.ลาว ส่วนที่เหลืออีกประมาณ 10 เปอร์เซนต์ เป็นการเชื่อมโยงระหว่างไทยกับ สปป.ลาว (115 เควี ท่าลี่ - ปากลาย) ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ดำเนินการศึกษาระบบไฟฟ้าเบื้องต้นเพื่อดูขีดความสามารถ ในการไหล (Flow) ของกำลังไฟฟ้าจากไทยไปยัง สปป.ลาว แล้ว
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2552 มีมติให้ กฟผ. เจรจาด้านเทคนิคกับ สปป. ลาว และเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี จุดใหม่ ระหว่าง สฟ.ท่าลี่ (ไทย) กับ สฟ. ปากลาย (สปป. ลาว) และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2552 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจ และกำหนดให้มีการลงนามร่วมกับ สปป. ลาว ในช่วงที่ประธานประเทศของ สปป. ลาว จะเดินทางมาประเทศไทยระหว่างวันที่ 12 - 14 พฤษภาคม 2552
3. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้
3.1 ทั้งสองฝ่ายเห็นชอบในการให้ความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี จุดใหม่ ระหว่าง สฟ.ท่าลี่ (ไทย) กับ สฟ.ปากลาย (สปป.ลาว) ส่วนเงื่อนไขรายละเอียดตลอดทั้งกำหนดเวลาในการเชื่อมต่อเข้าสู่ระบบไฟฟ้า ทั้งสองฝ่ายจะได้กำหนดรายละเอียดเพิ่มเติมต่อไป
3.2 ทั้งสองฝ่ายจะร่วมจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยมีราคาและเงื่อนไขที่เหมาะสมสอดคล้องกับความมั่นคง การจำหน่ายไฟฟ้าและดำเนินการอื่นๆ ตามความจำเป็น
3.3 ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือเพื่อประสานการเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าระหว่างสองประเทศให้ สอดคล้องกับหลักการทางเทคนิค นโยบายการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าของแต่ละประเทศให้มี ประสิทธิภาพสูงและเป็นไปตามกำหนดเวลาที่ได้ตกลงกัน
3.4 ทั้งสองฝ่ายจะเสนอเรื่องความร่วมมือนี้ต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ของไทย และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศของ สปป. ลาว เพื่อให้ความเห็นชอบในการดำเนินการและส่งผลในทางปฏิบัติต่อไป
3.5 บันทึกความเข้าใจฉบับนี้ จะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ จากคณะอนุกรรมการประสานฯ และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศ และจะสิ้นสุดแล้วแต่เหตุการณ์ใดจะเกิดก่อน ดังนี้ 1) ทั้งสองฝ่ายตกลงร่วมกันยกเลิกบันทึกความเข้าใจฉบับนี้เป็น ลายลักษณ์อักษร หรือ 2) เมื่อทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี จุดใหม่ ระหว่างสถานีไฟฟ้าท่าลี่ (ไทย) กับสถานีไฟฟ้าปากลาย (สปป.ลาว)
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ส่งพลังงานไฟฟ้าให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ที่ สฟ.นครพนม (ฝั่งไทย) ถึง สฟ.ท่าแขก (ฝั่งลาว) ที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ ภายใต้สัญญาน้ำงึม 1 ในอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจาก ฟฟล. บวกด้วยค่าก่อสร้างระบบส่งในฝั่งไทย 0.19 บาท/หน่วย (Peak 1.79 บาท/หน่วย และ Off-Peak 1.39 บาท/หน่วย) เพื่อตอบสนองกับความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในประเทศลาว และภายใต้สัญญาลูกค้าตรง (โรงปูนซีเมนต์และเหมืองเซโปน) ในอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกของไทย
2. ต่อมา ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในประเทศลาว โรงปูนซีเมนต์ และเหมืองเซโปน ที่ผลิตจากโครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 75 เมกะวัตต์ ที่มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าให้ ฟฟล. ประมาณกลางปี 2552 โดย ฟฟล. ได้มีการสร้าง สฟ.มหาไซย และสายส่งเชื่อมโยงจากโครงการน้ำเทิน 2 เข้ากับ สฟ.ท่าแขก
3. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2552 ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินความต้องการของ ฟฟล. จากโครงการน้ำเทิน 2 และมีมติเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจดังกล่าวเพื่อเสริมสร้างความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ ฟฟล.
4. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้
4.1 กฟผ. รับทราบว่า ฟฟล. มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการโรงไฟฟ้าน้ำเทิน 2 ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าประมาณกลางปี 2552 โดยในระยะแรกจะมีไฟฟ้าเกินจากความต้องการของ ฟฟล. จึงประสงค์จะขายไฟฟ้าส่วนเกินความต้องการนี้ให้ กฟผ. และ กฟผ. ยินดีที่จะรับซื้อ ทั้งนี้ ทั้งสองฝ่ายจะร่วมกันตกลงราคาและเงื่อนไขในการซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
4.2 ทั้งสองฝ่ายจะเสนอเรื่องความร่วมมือนี้ต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ของไทย และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศของ สปป. ลาว เพื่อให้ความเห็นชอบในการดำเนินการและส่งผลในทางปฏิบัติต่อไป
4.3 บันทึกความเข้าใจฉบับนี้ จะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการ ประสานฯ และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศและจะสิ้นสุดแล้วแต่เหตุการณ์ใด จะเกิดก่อน ดังนี้ 1) ทั้งสองฝ่ายตกลงร่วมกันยกเลิกบันทึกความเข้าใจฉบับนี้เป็นลายลักษณ์อักษร หรือ 2) เมื่อทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ ไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เรื่องความร่วมมือในการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เกินความต้องการของ ฟฟล. จากโครงการน้ำเทิน 2
เรื่องที่ 3 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 3 โครงการ ได้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ โครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการหงสาลิกไนต์ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ซึ่งได้ผ่านการเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2552 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์
3. สรุปสาระสำคัญของโครงการหงสาลิกไนต์ได้ดังนี้
3.1 ผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (40%) ราชบุรี 40%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (20%)
3.2 โครงการ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้า (กำลังผลิต (3 X 551 เมกะวัตต์ : 1,653 เมกะวัตต์) เหมืองถ่านหิน และเหมืองหินปูน มีกำลังผลิตที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทยที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์
3.3 ระบบส่ง : จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลต์ ณ ชายแดนไทย-ลาว บริเวณจังหวัดน่าน ห่างจากสถานีไฟฟ้าแม่เมาะประมาณ 245 กิโลเมตร และในฝั่ง สปป. ลาว ระยะทางประมาณ 67 กิโลเมตร และกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) : Unit 1 : 1 มีนาคม 2558; Unit 2 : 1 สิงหาคม 2558 และ Unit 3 : 1 ธันวาคม 2558
4. สาระสำคัญของร่าง Tariff MOU สรุปได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน)
4.2 โครงการหงสาลิกไนต์เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป.ลาว
4.3 บริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ โดยSponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.4 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม ซึ่ง MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบตามที่ ระบุข้างต้น
4.5 โครงการมีกำลังผลิตสุทธิที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย 1,473 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การที่จะขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว จะต้องมีระบบป้องกัน ที่จะไม่กระทบอีกฝ่ายหนึ่ง
4.6 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) สรุปได้ดังนี้ 1) Availability Payment (AP) เท่ากับ 1.409 บาท/หน่วย 2) Energy Payment (EP) เท่ากับ0.866 บาท/หน่วย และ 3) รวม AP + EP เท่ากับ 2.275 บาท/หน่วย
4.7 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) ของเครื่องที่จ่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาวอนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.8 ทั้งสองฝ่ายจะใช้ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ที่ กฟผ. ได้จัดส่งให้เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2552 เป็นต้นแบบในการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในอายุของ MOU นี้
4.9 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ดังนี้ 1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ 3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.10 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่วางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามในร่างสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ได้ภายในระยะเวลาที่เหมาะสม
4.11 ผู้พัฒนาโครงการจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกันจำนวน 147.3 ล้านบาท ภายในระยะเวลา 30 วันหลังจากวันที่ กฟผ. แจ้งว่า MOU ได้รับการอนุมัติจาก กพช.
4.12 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้
-Scheduled Financial Close Date (SFCD) : วันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2554 และ 12 เดือนนับจากวันลงนาม PPA
-Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 44 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง
Unit 1: 50 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
Unit 2: 55 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
Unit 3 : 59 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.13 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ดังนี้ 1) วันลงนามสัญญาฯ เท่ากับ 21 Million USD 2) วัน Financial Close Date เท่ากับ 53 Million USD 3) วัน COD เท่ากับ 47 Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 13 ปี เท่ากับ 16 Million USD
4.14 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
- เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขจากร่าง MOU โครงการหงสาลิกไนต์ ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากโครงการหงสาลิกไนต์เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ตั้งอยู่ใน ต่างประเทศ เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ฉบับเบื้อง ต้น ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์และ การแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดยเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2550 รองนายกรัฐมนตรี (นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์) ประธาน กพช. ได้มีคำสั่งคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 3/2550 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน นิวเคลียร์ ซึ่งประกอบด้วย พลอากาศเอก กำธน สินธวานนท์ เป็นประธานที่ปรึกษาคณะกรรมการ นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 20 คน เป็นกรรมการ โดยมีอำนาจหน้าที่ในการกำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ กำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนฯ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการพัฒนาและก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
2. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2551 กระทรวงการต่างประเทศได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเพิ่มผู้แทนของกรมองค์การ ระหว่างประเทศเป็นกรรมการในคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เนื่องจากเห็นว่าจะเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในการพัฒนา โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ รวมทั้งเพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เกิดประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน นิวเคลียร์ ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2552 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการแต่งตั้งองค์ประกอบของคณะกรรมการประสานฯ เพิ่มเติม ดังนี้ 1) ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยหรือผู้แทน 2) ผู้แทนกรมองค์การระหว่างประเทศ กระทรวงการต่างประเทศ และ 3) นายธเนศ สุจารีกุล เป็นกรรมการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการเพิ่มเติมตามร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการ ประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (เพิ่มเติม) พร้อมทั้งให้ปรับปรุงในส่วนของ รองประธานกรรมการจากรองปลัดกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (นายพูลสุข พงษ์พิพัฒน์) เป็น รองปลัดกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีที่ได้รับมอบหมาย
เรื่องที่ 5 นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการออกกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 และมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2550 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร นนทบุรี ปทุมธานี และสมุทรปราการ และได้ออกประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ลงวันที่ 23 เมษายน 2550 ออกตามความในข้อ 2 (1)(ก) แห่งกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมในพื้นที่ 7 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดชลบุรี พระนครศรีอยุธยา ระยอง สงขลา สมุทรสาคร สระบุรี และสุราษฏร์ธานี
2. ตามประกาศกระทรวงข้างต้น ทำให้ผู้ประกอบกิจการคลังน้ำมันเชื้อเพลิง สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันในพื้นที่ 7 จังหวัด ต้องปรับปรุงสถานประกอบการให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงและดัดแปลงรถขน ส่งน้ำมันให้เป็นระบบรับน้ำมันเชื้อเพลิงใต้ถัง (bottom loading) ในคลังน้ำมัน จำนวน 27 แห่ง สถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่ง และรถขนส่งน้ำมัน จำนวน 3,526 คัน มีภาระเกิดขึ้น โดยมีต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดัดแปลงรถขนส่งน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading ประมาณ 300,000 - 500,000 บาทต่อคัน ผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์จากกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ขอให้ยกเว้นภาษีนำเข้าอุปกรณ์ระบบควบคุมไอน้ำมัน ยกเว้นหรือลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และขอให้จัดเงินกู้ยืมปลอดดอกเบี้ยเพื่อใช้ในการปรับปรุงรถขนส่งน้ำมันเพื่อ ไม่ให้เป็นภาระต่อผู้ประกอบการ ขณะเดียวกัน ธพ. ได้มีการศึกษาระบบการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ รถขนส่งฯ และพบว่าระบบ modified top loading ที่ใช้ในญี่ปุ่นเป็นระบบที่สามารถควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงได้ดีพอควร โดยมีประสิทธิภาพประมาณร้อยละ 85 และราคาค่าปรับปรุงประมาณ 70,000 บาท รวมทั้งมีค่ามลพิษอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้ ซึ่งต่อมาในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงมีหนังสือขอให้ ธพ. พิจารณาทางเลือกให้ใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันแบบ top loading เนื่องจากมีค่าใช้จ่ายที่ต่ำกว่าเพื่อช่วยลดภาระให้กับผู้ประกอบการ
3. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2552 คณะกรรมการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงได้มีมติ เห็นชอบร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. .... โดยกฎกระทรวงดังกล่าวจะเป็นการผ่อนผันให้กับรถบรรทุกน้ำมันเก่าที่มีอยู่ ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ และจะสามารถใช้ระบบ top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันที่มีอายุ ไม่เกิน 10 ปี พร้อมทั้งเห็นชอบร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... กำหนดให้การควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงในพื้นที่ 7 จังหวัด มีผลบังคับใช้หลังจากกฎกระทรวงดังกล่าวมีผลบังคับใช้แล้ว 180 วัน
4. เมื่อเดือนเมษายน 2552 คณะกรรมาธิการการกฎหมาย การยุติธรรม และสิทธิมนุษยชน ได้ประชุมร่วมกับกระทรวงพลังงาน ในกรณีผู้ขนส่งน้ำมันร้องเรียนว่าไม่ได้รับความเป็นธรรมตามกฎกระทรวงควบคุม ไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ซึ่งที่ประชุมได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาดำเนินการเลื่อนเวลาบังคับใช้ ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปเป็นเวลา 2 ปี ขณะที่ปัจจุบันมีคลังน้ำมันจำนวน 17 แห่ง และสถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่งที่สามารถปรับปรุงให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงทันตามกำหนดเวลา บังคับใช้ สำหรับรถขนส่งน้ำมันจำนวน 3,526 คัน ได้ปรับปรุงเป็นระบบเติมน้ำมันใต้ถังแล้ว จำนวน 1,058 คัน ส่วนที่เหลือจำนวน 2,468 คัน ยังไม่ได้ทำการปรับปรุง เนื่องจากยังขาดเงินทุนในการปรับปรุงให้ได้ทันกำหนดได้ และเป็นรถเก่าที่ไม่เหมาะปรับปรุงเป็น bottom loading ซึ่งจะไม่คุ้มค่า
5. จากสภาวะเศรษฐกิจในปัจจุบันการแก้ไขกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 เพื่อให้มีทางเลือกใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันชนิด ที่มีการรับน้ำมันเชื้อเพลิงเหนือถัง และการแก้ไขรถขนส่งน้ำมันให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงจำเป็นต้องใช้ เวลาในการดำเนินการ หากไม่เลื่อนกำหนดบังคับใช้ ซึ่งจะมีผลในวันที่ 23 พฤษภาคม 2552 รถทุกคันในพื้นที่จะต้องปรับปรุงเป็น bottom loading ซึ่งอาจเกิดปัญหาการขนส่งน้ำมันไปยังสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง และปัญหาการขาดแคลนน้ำมันได้ จึงจำเป็นต้องพิจารณาเลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปก่อน และให้มีผลบังคับใช้หลังจากกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ที่แก้ไขให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันชนิดที่มีการ รับน้ำมันเชื้อเพลิงเหนือถัง มีผลบังคับใช้แล้ว 180 วัน
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้ปรับปรุงกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2550 ในประเด็นดังนี้
1.1 ให้เพิ่มเติมการใช้ระบบ modified top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันไว้ในกฎกระทรวงด้วย
1.
1.2 กำหนดให้ใช้ระบบ modified top loading กับรถขนส่งน้ำมันที่มีอยู่ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ
3 สำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตขึ้นใหม่ กำหนดให้ใช้เป็นระบบ Bottom Loading
2.เห็นควรให้เลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปอีก 1 ปี
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 45.59 และ 48.00 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 2.50 และ 8.84 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ และในช่วงวันที่ 1 - 27 เมษายน 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัสปรับเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 50.26 และ 49.68 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 54.20 และ 53.14 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 3.77 และ 2.28 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล และในช่วงวันที่ 1 - 27 เมษายน 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95และ 92 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.20, 59.01 และ 58.39 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและการลดอัตราการกลั่นของโรงกลั่นในเอเชียในเดือนพฤษภาคม เนื่องจากค่าการกลั่นที่อ่อนตัวลง
2. เดือนมีนาคม 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 เพิ่มขึ้น 0.60 บาท/ลิตร, เบนซิน 91 เพิ่มขึ้น 2.10 บาท/ลิตร, แก๊สโซฮอล 95 E10, แก๊สโซฮอล 91 เพิ่มขึ้น 2.60 บาท/ลิตร แก๊สโซฮอล 95 E20, E85 และดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้น 1.60 บาท/ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3.10 บาท/ลิตร ต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 28 เมษายน 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันทุกชนิดเพิ่มขึ้น ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ณ วันที่ 28 เมษายน 2552 อยู่ที่ระดับ 37.14, 30.04, 26.24, 23.94, 21.29, 25.44, 22.79 และ 19.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. สถานการณ์ก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง 63 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 399.00 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นในประเทศอยู่ที่ระดับ 10.9960 บาท/กิโลกรัม และราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 14.6443 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม ทั้งนี้ มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - เมษายน 2552 รวมทั้งสิ้น 497,719.56 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 8,180 ล้านบาท
4. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนมีนาคม 2552 มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตจริง 10 ราย และมีปริมาณผลิตจริง 1.27 ล้านลิตร/วัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพ ไตรมาส 2 ปี 2552 อยู่ที่ 17.18 บาท/ลิตร ในเดือนมีนาคมและช่วงวันที่ 1-18 เมษายน 2552 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 12.10 และ 12.50 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากสถานีบริการรวม 4,178 แห่ง ส่วนการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณ 0.17 ล้านลิตร/วัน จากสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จำนวน 188 แห่ง ซึ่งราคาขายปลีกต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.30 บาท/ลิตร
5. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนมีนาคม 2552 มีผู้ผลิตไบโอดีเซล 13 ราย กำลังการผลิตรวม 5.60 ล้านลิตร/วัน ปริมาณความต้องการเฉลี่ยในเดือนมีนาคมและในช่วงวันที่ 1-18 เมษายน 2552 อยู่ที่ 1.71 และ 1.62 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยในช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ 26.96 และ 24.96 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ปริมาณ 21.89 และ 21.68 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ สถานีบริการรวม 2,866 แห่ง ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เท่ากับ 0.20 บาท/ลิตร มีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3.00 บาท/ลิตร
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 29 เมษายน 2552 มีเงินสดในบัญชี 25,835 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 10,702 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 10,252 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 410 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 15,132 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบแผนอนุรักษ์พลังงานและเป้าหมาย ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2551-2554 ตามที่ กพช. เสนอ โดยมีเป้าหมายและการดำเนินการจะลดปริมาณการใช้พลังงานลง 7,820 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 10.8 ของความต้องการใช้พลังงานทั้งหมดของประเทศในปี 2554 และกำหนดเป้าหมายการนำพลังงานหมุนเวียนมาใช้แทนพลังงานเชิงพาณิชย์ 8,858 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 12.2 ของความต้องการใช้พลังงานในปี 2554
2. คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 89,848,165,183 บาท เพื่อนำไปช่วยเหลือ อุดหนุน หรือเป็นเงินทุนหมุนเวียน สนับสนุนการดำเนินงานตามแผนดังกล่าว เป็นรายจ่ายสำหรับแผนอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 18,881 ล้านบาท และงบประมาณรอจ่ายสำหรับ โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง จำนวน 70,967 ล้านบาท โดยอนุมัติจำนวนเงินจำแนกตามแผนงานรายปี
ตารางที่ 1 งบประมาณรายจ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2551-2554
ปีงบประมาณ | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | รวม 5 ปี |
1. แผนพลังงานทดแทน | 4,838 | 1,190 | 1,315 | 880 | 1,110 | 9,332 |
2. แผนเพิ่มประสิทธิภาพฯ | 12,549 | 15,927 | 17,940 | 17,116 | 16,736 | 80,267 |
- ดำเนินการตามแผนอนุรักษ์ฯ | 5,838 | 2,356 | 428 | 351 | 328 | 9,300 |
- ลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง | 6,711 | 13,571 | 17,512 | 16,765 | 16,408 | 70,967 |
3. แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ | 249 | 249 | ||||
รวม (ล้านบาท) | 17,635 | 17,116 | 19,255 | 17,996 | 17,846 | 89,848 |
รวม (ล้านบาท) ไม่รวมขนส่ง | 10,924 | 3,545 | 1,743 | 1,231 | 1,438 | 18,881 |
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2552 เพื่อให้หน่วยงานต่างๆ ได้มีงบประมาณสำหรับใช้เป็นหลักในการใช้จ่ายเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนสำหรับการลงทุน และดำเนินงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน มาตรา 25 แห่ง "พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" โดยมี "คณะทำงานพิจารณากลั่นกรองงบประมาณประจำปี 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ที่ประธานคณะอนุกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้ง ทำหน้าที่กลั่นกรองงบประมาณและแผนการปฏิบัติงานของหน่วยงานต่างๆ ที่จะขอจัดสรรจากกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2552 ซึ่งคณะทำงานฯ ได้ดำเนินการตามที่ได้รับมอบหมายเรียบร้อยแล้ว โดยในการพิจารณากลั่นกรองงบประมาณ คณะทำงานฯ ได้ยึดตามภารกิจสำคัญ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ภารกิจตามข้อกำหนดและกฎหมาย พ.ร.บ.ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (2) ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน และ (3) ภารกิจตามเจตนารมณ์ของกองทุนฯ ตามมาตรา 25 แห่ง พ.ร.บ.ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และ ตามแผนและเป้าหมายอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554
4. สรุปมติคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2552 ได้รับทราบผลการดำเนินงานในช่วงปี 2551 และอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2552 เป็นจำนวน 2,396,252,804.00 บาท ตามที่คณะอนุกรรมการกองทุนฯ เสนอแล้ว โดยจำแนกตามภารกิจ ดังนี้
ภารกิจ | โครงการ | จำนวนเงิน |
1. ภารกิจตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน | 26 | 1,085,000,000.00 |
1.1 โรงงาน/อาคารควบคุม | 3 | 110,000,000.00 |
1.2 อาคารที่จะก่อสร้าง หรือดัดแปลง | 1 | 20,000,000.00 |
1.3 เครื่องจักร อุปกรณ์ | 6 | 80,500,000.00 |
1.4 มาตรการส่งเสริม ช่วยเหลือ | 5 | 473,000,000.00 |
1.5 อาคารของรัฐ | 2 | 125,000,000.00 |
1.6 โรงงาน/อาคารทั่วไป (นอกข่ายควบคุม) | 9 | 276,500,000.00 |
2. ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน | 26 | 736,360,560.00 |
2.1 ด้านพลังงานทดแทน | ||
(1) ผลักดันการผลิตและใช้เอทานอล | 1 | 4,500,000.00 |
(2) พัฒนาและบูรณาการแผนงานวิจัยให้ตอบสนอง REDP 15 ปี | 17 | 498,436,680.00 |
(3) สร้างเครือข่ายพลังงานหมุนเวียน | 6 | 191,423,880.00 |
2.2 ด้านอนุรักษ์พลังงานและเพิ่มประสิทธิภาพ | ||
(1) สร้างเครือข่ายต้นแบบการประหยัดพลังงาน | 1 | 7,000,000.00 |
(2) พัฒนาและบูรณาการแผนงานวิจัยให้เป็นระบบ | 1 | 35,000,000.00 |
3. การจัดสรรเงินตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ | 26 | 574,892,244.00 |
3.1 โครงการสาธิต หรือโครงการริเริ่ม | 1 | 15,000,000.00 |
3.2 โครงการพัฒนาบุคลากร ฝึกอบรม และการประชุม | 18 | 156,800,000.00 |
3.3 โครงการโฆษณา ประชาสัมพันธ์ เผยแพร่ข้อมูล | 3 | 250,000,000.00 |
3.4 ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 4 | 153,092,244.00 |
รวม | 78 | 2,396,252,804.00 |
ทั้งนี้ผลการใช้จ่ายเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2552 ของกองทุนฯ คาดว่าจะช่วยลดปริมาณการใช้พลังงานลงได้อีก 90.23 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี หรือเท่ากับ 1,501 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ณ ปี 2554 และมีการนำพลังงานหมุนเวียนมาใช้แทนพลังงานเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น 14.65 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี หรือเท่ากับ 108.87 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ณ ปี 2554
มติของที่ประชุม
1.รับทราบงบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
2.มอบหมายให้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พิจารณาความเหมาะสมในการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง
กพช. ครั้งที่ 124 - วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2552 (ครั้งที่ 124)
เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2552 เวลา 9.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี หลังใน ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
2.ข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) เป็นประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2552 ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานตรวจสอบให้ชัดเจนว่า PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ซึ่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 เป็นกรณีที่ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อกฎหมายที่อาจเกี่ยวข้องก่อนด้วย หรือไม่ เช่น การจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นจากประชาชน แล้วให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีอีกครั้ง
2. กระทรวงพลังงาน โดยคณะกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะกรรมการฯ) ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2552 เพื่อพิจารณาประเด็นตามที่คณะรัฐมนตรีมอบหมาย สรุปได้ดังนี้
2.1 แผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ควรมีการจัดการรับฟังความเห็นจากประชาชนก่อนหรือไม่ โดยได้เชิญผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดและผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เข้าร่วมประชุมซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า แผน PDP 2007 ซึ่งเป็นกรอบใหญ่ได้มีการจัดรับฟังความคิดเห็นแล้ว เมื่อมีการปรับปรุงแผนเพื่อให้มีความชัดเจนยิ่งขึ้น โดยการปรับปรุงดังกล่าวไม่ได้กระทบกรอบใหญ่และไม่กระทบ ส่วนได้เสียของประชาชน ไม่จำเป็นต้องจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติม
2.2 เพื่อความรอบคอบ คณะกรรมการฯ ได้มีมติให้จัดประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการ เรื่อง แผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2552 พร้อมทั้งได้นำสรุปความเห็นและคำชี้แจงจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการฯ เผยแพร่ในเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ตั้งแต่วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552
3. การประชุมคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2552 ได้นำความเห็นที่ได้จากการสัมมนาเชิงปฏิบัติการฯ มาปรับปรุงแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 อีกครั้ง โดยปรับปรุงแผนฯ ดังนี้
3.1 เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เป็นทางเลือกหนึ่งในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า โดยพิจารณาศักยภาพการผลิตพลังไฟฟ้าของโครงการ VSPP จากเดิมที่มีอยู่ในปี 2551 จำนวน 235 เมกะวัตต์ และคาดว่าจะมี VSPP ที่จะพึ่งพาได้เพิ่มขึ้นในแผนฯ ในปี 2552 - 2564 จำนวนทั้งสิ้น 564 เมกะวัตต์ ดังนั้น จะมีกำลังผลิตสะสมจาก VSPP ณ สิ้นปี 2564 จำนวน 799 เมกะวัตต์ ซึ่งทำให้ปรับลดโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 800 เมกะวัตต์ออกไปได้
3.2 ปรับแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 โดยแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้
ช่วงที่ 1 ปี 2552-2558 เป็นการปรับแผนระยะสั้นและเร่งด่วน เพื่อให้ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศอยู่ในระดับที่เหมาะสม ลดภาระการลงทุนของประเทศและผลกระทบค่าไฟฟ้าที่จะเป็นภาระต่อประชาชน รวมทั้งเพื่อให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการของผู้ผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโครงการผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPP) ของภาคเอกชนที่ให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าออกไป นอกจากนี้ ได้เร่งกำหนดเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนาดเล็กของภาคเอกชนให้เร็วขึ้น เพื่อให้เป็นโครงการกระตุ้นเศรษฐกิจ โดยให้สามารถเริ่มดำเนินการได้ในไตรมาส ที่ 3-4 ปี 2552
ช่วงที่ 2 ปี 2559-2564 โครงการที่เพิ่มขึ้นยังไม่ควรระบุรายละเอียดโครงการ และให้นำไปพิจารณาทบทวนในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศครั้งต่อ ไป เมื่อประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจชุดใหม่ ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ร่วมกันจัดทำแล้วเสร็จ คาดว่าจะใช้เวลาในการจัดทำประมาณ 8 เดือน ทั้งนี้ ให้นำความเห็นจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการฯ ไปเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าต่อไปด้วย
3.3 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบแผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ตามที่คณะกรรมการฯ เสนอ
4. สรุปสาระสำคัญแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 สรุปได้ดังนี้
4.1 ภาพรวมกำลังการผลิตไฟฟ้า ในปี 2551 กำลังผลิตติดตั้ง 29,140 เมกะวัตต์ และช่วงปี 2552-2564 จะมีกำลังผลิตเพิ่มขึ้น 30,155 เมกะวัตต์ รวมเป็นกำลังผลิตทั้งสิ้นในปี 2564 จำนวน 59,295 เมกะวัตต์ และจะมีโรงไฟฟ้าที่ถูกทยอยปลดออกจากระบบ 7,502 เมกะวัตต์ จึงเหลือกำลังผลิตสุทธิในปี 2564 จำนวน 51,792 เมกะวัตต์ ลดลงจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จำนวน 6,408 เมกะวัตต์
กำลังผลิตที่เพิ่มขึ้น 30,155 เมกะวัตต์ ในปี 2552-2564 ประกอบด้วย โครงการที่ดำเนินการโดย กฟผ. จำนวน 11,769 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 6,000 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP จำนวน 1,985 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP จำนวน 564 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านจำนวน 5,037 เมกะวัตต์ และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใหม่ 4,800 เมกะวัตต์
สัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ในปี 2552 อยู่ที่ร้อยละ 48 และได้ลดลงเหลือ ร้อยละ 43 ในปี 2564 ส่วนภาคเอกชนและต่างประเทศอยู่ที่ร้อยละ 52 ในปี 2552 ลดลงเหลือร้อยละ 48 ในปี 2564 และได้กำหนดให้มีโครงการใหม่ซึ่งยังไม่ได้ระบุสถานที่และผู้ดำเนินการ ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป ในระดับร้อยละ 9 ในปี 2564
4.2 ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ในปี 2552-2564
หน่วย: ร้อยละ
PDP 2007 | ปี | ||||||||||||
52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | |
ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 | |||||||||||||
- ค่าพยากรณ์ชุด ก.ย. 50 | 21.1 | 22.7 | 18.5 | 20.6 | 22.0 | 21.1 | 19.8 | 17.2 | 16.7 | 16.6 | 15.5 | 17.3 | 16.2 |
- ค่าพยากรณ์ชุด ธ.ค. 51 | 23.6 | 27.3 | 26.6 | 29.2 | 32.8 | 32.0 | 30.6 | 27.8 | 27.3 | 27.2 | 26.1 | 28.3 | 27.0 |
ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (ค่าพยากรณ์ชุด ธ.ค. 51) |
|||||||||||||
- ก่อนประชุมสัมมนาฯ | 22.4 | 23.9 | 23.4 | 19.9 | 19.9 | 15.9 | 15.7 | 15.7 | 15.6 | 16.8 | 15.8 | 16.8 | 15.8 |
- หลังประชุมสัมมนาฯ | 22.4 | 24.0 | 23.7 | 20.3 | 20.4 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 15.8 | 17.0 | 16.1 | 15.3 |
4.3 การลงทุนโครงการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า
- แผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 2,107,534 ล้านบาท
- แผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 1,626,274 ล้านบาท
- การลงทุนโครงการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าลดลง 481,260 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) โดยให้ดำเนินการตามแผนเฉพาะในปี 2552-2558 เพื่อให้ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศอยู่ในระดับที่เหมาะสมสอดคล้อง กับสถานการณ์เศรษฐกิจที่ชะลอตัวลง ลดภาระการลงทุนการขยายโครงการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าที่ไม่จำเป็นของ ประเทศลงให้อยู่ในเกณฑ์ที่เหมาะสม สำหรับแผนการดำเนินงานในปี 2559-2564 ให้นำไปพิจารณาทบทวนในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศครั้งต่อไป เมื่อประมาณการภาวะเศรษฐกิจชุดใหม่ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจ และสังคมแห่งชาติ ร่วมกันจัดทำแล้วเสร็จ
2.มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (ส่วนเพิ่มฯ) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ สำหรับ SPP โครงการพลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ และไม่กำหนดระยะเวลาการยื่นข้อเสนอ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ เช่น ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ ให้รับซื้อโดยวิธีประมูลแข่งขัน และกำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2555 ทั้งนี้ มีการกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากแต่ละชนิดเชื้อเพลิงไว้ด้วย ในส่วนของ VSPP ได้กำหนดส่วนเพิ่มฯ สำหรับโครงการพลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ และพลังน้ำขนาดเล็ก ในอัตราคงที่ ทั้งนี้ ให้ยื่นข้อเสนอภายในปี พ.ศ.2551 แต่ไม่กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ นอกจากนี้ โครงการ SPP และ VSPP ที่ได้รับส่วนเพิ่มฯ ดังกล่าว หากตั้งอยู่ใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส จะได้รับส่วนเพิ่มฯ พิเศษด้วย
2. ณ เดือนธันวาคม 2551 มี SPP พลังงานหมุนเวียน ที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและขอรับส่วนเพิ่มฯ รวม 1,623 เมกะวัตต์ เป็นโครงการพลังงานลม 1,458 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ 55 เมกะวัตต์ และ ชีวมวล 110 เมกะวัตต์ ในส่วนของการให้ส่วนเพิ่มฯ พิเศษ ใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ มี SPP ได้รับ ส่วนเพิ่มฯ พิเศษ จำนวน 1 ราย ซึ่งตั้งอยู่ในจังหวัดยะลา ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 20.20 เมกะวัตต์ ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิง สำหรับ VSPP พลังงานหมุนเวียน มีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและขอรับ ส่วนเพิ่มฯ รวม 6,299.43 เมกะวัตต์ เป็นพลังงานแสงอาทิตย์ 2,809.26 เมกะวัตต์ ชีวมวล 2,278.93 เมกะวัตต์ พลังงานลม 810.92 เมกะวัตต์ ขยะ 211.21 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 188.84 เมกะวัตต์ และพลังน้ำขนาดเล็ก 0.27 เมกะวัตต์
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้
3.1 เห็นควรยกเลิกเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP พลังงานหมุนเวียนเดิม และกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ตามระเบียบ SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ ในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี ทั้งนี้ ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียนได้โดยไม่จำกัดปริมาณ แต่ในกรณีพลังงานหมุนเวียนที่ขอรับส่วนเพิ่มฯ ให้พิจารณาปริมาณรับซื้อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี
ทั้งนี้ การกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ ให้นับรวม (1) SPP และ VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่อยู่ระหว่างการดำเนินการเพื่อจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบ (2) SPP และ VSPP ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า และ (3) SPP และ VSPP ที่จะยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าใหม่ สำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ให้การไฟฟ้ากำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) ให้สอดคล้องกับเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากพลังงานหมุนเวียนด้วย
โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าไว้ก่อนวันที่ออกประกาศ ส่วนเพิ่มฯ ใหม่ เห็นควรให้กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม โดยให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าตามลำดับการยื่นข้อเสนอ และรายที่มีความพร้อมก่อน โดยให้การไฟฟ้าสามารถขอเอกสารเพิ่มเติมเพื่อประกอบการพิจารณาได้ ทั้งนี้ เห็นควรแก้ไขหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP และ VSPP เพื่อให้การไฟฟ้าพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าทั้งรายเก่า และรายใหม่ โดยเพิ่มเติมเอกสารประกอบการพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
3.1.1 แผนการดำเนินงานและเอกสารประกอบการพิจารณาในขั้นตอนการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า การตอบรับซื้อไฟฟ้า การจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อแสดงความพร้อมของโครงการ
3.1.2 ให้มีการวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าที่เหมาะสมกับขนาดโครงการ โดยหลักค้ำประกันดังกล่าวจะคืนให้กับผู้ประกอบการในกรณี (1) ได้รับแจ้งจากการไฟฟ้าว่าไม่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า (2) ในวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ สำหรับโครงการที่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และเป็นบทปรับในกรณีไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนด ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.2 ข้อเสนอการปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า
(1) กำหนดส่วนเพิ่มฯ แยกตามประเภทเทคโนโลยีและเชื้อเพลิง โดยให้ส่วนเพิ่มสูงขึ้นสำหรับโครงการระดับชุมชน เพื่อส่งเสริมการจัดการด้านเชื้อเพลิง การจัดการด้านสิ่งแวดล้อม การพัฒนาเทคโนโลยีภายในประเทศ และเพื่อการอนุรักษ์ทรัพยากรป่าไม้และต้นน้ำ โดยยังคงส่วนเพิ่มฯ พิเศษสำหรับ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ต่อไป และกำหนดให้ส่วนเพิ่มฯ พิเศษสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนที่ทดแทนการใช้น้ำมันดีเซล สำหรับโครงการที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ที่มีการใช้ไฟฟ้าจากดีเซลของ กฟภ. เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลซึ่งมีราคาแพง และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ พิเศษในอัตราเดียวกับโครงการใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ทั้งนี้ ในระยะยาวเห็นควรให้มีการศึกษาอัตราส่วนเพิ่มพิเศษที่เหมาะสม โดยไม่ควรสูงกว่าต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้น้ำมันดีเซล และการลงทุนในระบบจำหน่ายในพื้นที่ห่างไกล ทั้งนี้ จากการประมาณการปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่จะขอรับส่วนเพิ่มฯ ใหม่ จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft เฉลี่ยทุกประเภทเชื้อเพลิงประมาณ 8 สตางค์ต่อหน่วย ภายในปี 2565
(2) กำหนดระยะเวลาสนับสนุน เป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ยกเว้น พลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี นับจากวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
(3) เห็นควรให้บังคับใช้กับ SPP และ VSPP รายใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบภายหลังวันที่ประกาศใช้มาตรการ สนับสนุนใหม่ และ SPP และ VSPP ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามประกาศส่วนเพิ่มฯ ก่อนวันที่ออกประกาศส่วนเพิ่มฯ ใหม่ และยังไม่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือยังไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
สรุปข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเทคโนโลยีและเชื้อเพลิง
เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ ปัจจุบัน (บาท/kWh) |
ข้อเสนอส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) |
ส่วนเพิ่มพิเศษ* (บาท/kWh) |
ระยะเวลาสนับสนุน | เหตุผลสนับสนุน |
1. ชีวมวล | |||||
- กำลังการผลิตติดตั้ง <= 1 MW | 0.30 | 0.50 | 1.00 | 7 | เพิ่มขึ้น เพื่อส่งเสริมโรงไฟฟ้าระดับชุมชน |
- กำลังการผลิตติดตั้ง >1 MW | 0.30 | 0.30 | 1.00 | 7 | เท่าเดิม |
2. ก๊าซชีวภาพ (จากทุกประเภทแหล่งผลิต) | |||||
- กำลังการผลิตติดตั้ง <= 1 MW | 0.30 | 0.50 | 1.00 | 7 | เพิ่มขึ้น เพื่อส่งเสริมโครงการขนาดเล็กที่มีการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมในระดับชุมชน |
- กำลังการผลิตติดตั้ง >1 MW | 0.30 | 0.30 | 1.00 | 7 | เท่าเดิม และกำหนดนิยามให้ครอบคลุมแหล่งที่มาของเชื้อเพลิงที่นำมาผลิตเป็นก๊าซชีวภาพ |
3. ขยะ (ขยะชุมชน และขยะอุตสาหกรรมที่ไม่ใช่ขยะอันตราย และไม่เป็นขยะที่เป็นอินทรียวัตถุ) | |||||
- ระบบหมักหรือหลุมฝังกลบขยะ | 2.50 | 2.50 | 1.00 | 7 | เท่าเดิม |
- พลังงานความร้อน (Thermal Process) | 2.50 | 3.50 | 1.00 | 7 | เพิ่มขึ้น เพราะมีต้นทุนการคัดแยกขยะสูงกว่า |
4. พลังงานลม | |||||
- กำลังการผลิตติดตั้ง <= 50 kW | 3.50 | 4.50 | 1.50 | 10 | เพิ่มขึ้นเพื่อส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีในประเทศ |
- กำลังการผลิตติดตั้ง > 50 kW | 3.50 | 3.50 | 1.50 | 10 | เท่าเดิม |
5. พลังน้ำขนาดเล็ก | |||||
- กำลังการผลิตติดตั้ง 50 kW - <200 kW | 0.40 | 0.80 | 1.00 | 7 | ส่งเสริมการอนุรักษ์ป่าและต้นน้ำ และการพัฒนาเทคโนโลยีในประเทศ |
- กำลังการผลิตติดตั้ง <50 kW | 0.80 | 1.50 | 1.00 | 7 | |
6. พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 8.00 | 1.50 | 10 | เท่าเดิม |
หมายเหตุ: * สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในพื้นที่มีการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล
3.3 การปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
(1) เห็นควรให้ SPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ หากขอยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและประสงค์จะเปลี่ยนไปใช้ระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก VSPP ให้สามารถรับส่วนเพิ่มฯ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ตามอัตราเดิมได้ โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน ให้นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้า (COD) ตามสัญญา SPP เดิม จนครบระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี
(2) เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าสั่งการเดิน เครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามความสามารถในการผลิตตามสัญญาทั้งในช่วง Peak และ Off-Peak
(3) เห็นควรให้ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ในส่วนของการคำนวณส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้าน ให้คิดจากหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ ทั้งนี้ หากต้องปรับปรุงเครื่องวัดค่าพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับวิธีคำนวณให้เป็นไป ตามระเบียบปฏิบัติของการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการปรับปรุงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รายละเอียด ในข้อ 3.1-3.3 ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับนโยบายดังกล่าวไปจัดทำในรายละเอียดหลัก เกณฑ์เงื่อนไข และยกร่างประกาศการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลภายใต้กรอบนโยบายของรัฐต่อไป
2.เห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนอนโยบายมาตรการสนับสนุนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ ความเห็นชอบ
3.มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสม สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิดและเทคโนโลยี ให้สอดคล้องกับศักยภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการกำหนดนโยบายการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ และเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนประกอบการพิจารณาจัดทำข้อเสนอในด้านนโยบายต่อไป
4.มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มี ไฟฟ้าใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนต่อ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามความมาตรา 9(8) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบายในการนำส่ง เงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. และตามความในมาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ในการออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ นโยบายของ กพช. ดังกล่าว
2. พระราชบัญญัติฯ กำหนดให้การนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ต้องมีการแยกบัญชีตามกิจการที่กำหนดอย่างชัดเจน ดังนี้ มาตรา 97(1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการ แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค มาตรา 97(2) เพื่อการชดเชยผู้ใช้ไฟฟ้า ซึ่งต้องจ่ายอัตราค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุม ระบบไฟฟ้าสั่งให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าดำเนินการผลิตไฟฟ้าอย่าง ไม่เป็นธรรมหรือมีการเลือกปฏิบัติ มาตรา 97(3) เพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรง ไฟฟ้า มาตรา 97(4) เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย มาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า และมาตรา 97(6) เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยเงินที่นำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อใช้จ่ายตามมาตรา 97(1)ให้หักจากอัตราค่าบริการ
3. ก่อนที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ รัฐบาลได้มีนโยบายจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่ง แวดล้อมของชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรง ไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จ 71 กองทุน และอยู่ระหว่างการดำเนินการจัดตั้งอีก 9 กองทุน ทั้งนี้ กฟผ. เก็บเงินเข้ากองทุนผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550-ธันวาคม 2551 รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 2,665.79 ล้านบาท และได้โอนเงินให้กับกองทุนที่จัดตั้งแล้วเสร็จและพร้อมที่จะรับเงินรวมทั้ง สิ้น 1,655.59 ล้านบาท ทั้งนี้ ในการโอนเงินให้แต่ละกองทุน กฟผ. จะหักภาษี ณ ที่จ่ายไว้ร้อยละ 1
4. การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่ผ่านมาประสบปัญหาและอุปสรรคในการบริหาร กองทุน ดังนี้ 1) การจัดตั้งกองทุนไม่มีกฎหมายรองรับ 2) ภาระภาษีของกองทุน 3) บางกองทุนมีเงินไม่มากพอที่จะนำไปพัฒนาคุณภาพชีวิตของชุมชนรอบโรงไฟฟ้าได้ อย่างทั่วถึง 4) การใช้จ่ายเงินของกองทุนไม่ตรงตามความต้องการของชุมชน 5) การประสานงานเพื่อบริหารกองทุนไม่มีประสิทธิภาพอย่างที่ควร เนื่องจากพลังงานจังหวัดในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการบริหารกองทุนมี ภารกิจมาก โดยเฉพาะพลังงานจังหวัดที่ต้องดูแลกองทุนขนาดใหญ่หรือหลายกองทุน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
5.1 ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าที่กระทำการฝ่าฝืนหรือไม่ปฏิบัติตามหลัก เกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขที่ กกพ. กำหนด และ กกพ. ได้กำหนดค่าปรับไว้ ให้จ่ายเงินค่าปรับตามมาตรา 128 และ 140 เข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
5.2 ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในแต่ละประเภทนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าดังนี้
5.2.1 ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
(1) ผู้รับใบอนุญาตฯ รายใหม่ หมายถึง ผู้รับใบอนุญาตฯ ที่ได้รับใบอนุญาตในการปลูกสร้างอาคารหรือการตั้งโรงงานตั้งแต่วันที่ ระเบียบ กกพ. เรื่องหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ เป็นต้นไป นำส่งเงินเข้ากองทุน ดังนี้
ช่วงระหว่างการก่อสร้าง (นับตั้งแต่วันที่เริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าตามสัญญาว่าจ้างผู้รับเหมา เพื่อดำเนินการก่อสร้าง จนถึงวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)) ให้จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิตติดตั้งของ โรงไฟฟ้า ในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี สำหรับปีใดที่มีการก่อสร้างไม่ครบปีให้คำนวณตามสัดส่วนของเดือนในปีนั้น ทั้งนี้ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาทต่อปี โดยในปีแรกให้จ่ายภายใน 5 วันทำการนับจากวันที่เริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้า สำหรับปีถัดไปให้จ่ายภายใน 5 วันทำการแรกของปี
ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้า (นับตั้งแต่วันที่เริ่ม COD เป็นต้นไป) ให้จ่ายเงินเข้ากองทุนเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตราดังนี้
อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปริมาณการผลิตไฟฟ้า
เชื้อเพลิง | สตางค์/หน่วย |
ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
น้ำมันเตา, ดีเซล | 1.5 |
ถ่านหิน, ลิกไนต์ | 2.0 |
พลังงานหมุนเวียน - ลม และแสงอาทิตย์ - พลังน้ำ - ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน และอื่นๆ |
0.0 2.0 1.0 |
(2) ผู้รับใบอนุญาตฯ รายปัจจุบัน หมายถึง ผู้รับใบอนุญาตฯ ที่ได้รับใบอนุญาตในการปลูกสร้างอาคารหรือการตั้งโรงงานก่อนวันที่ระเบียบ ของ กกพ. ดังกล่าวมีผลบังคับใช้ กำหนดให้จ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเฉพาะช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น
5.2.2 ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการ จำหน่ายไฟฟ้า นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นรายเดือน โดยหักจากอัตราค่าบริการ ตามอัตราที่ กกพ. ประกาศกำหนด ทั้งนี้ปริมาณเงินที่นำส่งเข้ากองทุน จะต้องสอดคล้องกับการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าที่ให้ บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสหรือให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค รวมทั้ง ต้องสอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและแผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้าตามที่ กพช. กำหนด โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะต้องรับภาระในการที่ผู้รับอนุญาต ประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนด้วย
5.2.3 ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าประเภทอื่น ได้แก่ใบอนุญาตระบบส่งไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบจำหน่ายไฟฟ้า และใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า ให้ กกพ. กำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะต้องรับภาระในการที่ผู้รับอนุญาต ประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนด้วย
5.3 ผู้ที่มีความประสงค์จะบริจาคเงินหรือทรัพย์สินให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าต้องระบุ การบริจาคเพื่อกิจการใดตามมาตรา 97 ให้ชัดเจน เพื่อ กกพ. จะได้นำเงินไปใช้ให้ถูกต้องตรงตามวัตถุประสงค์ของผู้บริจาคต่อไป หากไม่ระบุ กกพ. สามารถนำไปใช้ในกิจการตามมาตรา 97 ที่เห็นสมควรได้
5.4 เงินหรือทรัพย์สินที่กองทุนพัฒนาไฟฟ้าได้รับจากข้อ 5.2.1-5.2.3 ให้ กกพ. ทำการจัดสรรให้กับแต่ละบัญชีที่แยกตามกิจการที่กำหนดไว้ในมาตรา 97 (1) (2) (3) (4) (5) และ (6) ตามความเหมาะสม
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอนโยบายการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
6.1 ให้นำเงินในมาตรา 97 (1) ไปจ่ายให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการจำหน่ายไฟฟ้าที่ให้บริการแก่ผู้ใช้ ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสหรือให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค โดยต้องสอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและแผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้าตาม ที่ กพช. กำหนด และให้คำนึงถึงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน
6.2 ให้นำเงินในมาตรา 97 (2) ไปจ่ายชดเชยผ่านทางค่า Ft ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องจ่ายอัตราค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบอนุญาต ที่ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสั่งให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าดำเนินการ ผลิตไฟฟ้าอย่างไม่เป็นธรรมหรือมีการเลือกปฏิบัติ
6.3 ให้นำเงินในมาตรา 97 (3) ไปใช้จ่ายเงินเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้า โดยเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืนและให้ชุมชนในท้องถิ่นมีส่วนร่วมการพัฒนาท้องถิ่น ของตน โดยในระยะแรกให้คำนึงถึงการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าที่มีอยู่ในปัจจุบัน
6.4 ให้นำเงินในมาตรา 97 (4) ไปใช้จ่ายเพื่อการศึกษาและวิจัย รวมทั้งส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
6.5 ให้นำเงินในมาตรา 97 (5) ไปใช้จ่ายในการจัดกิจกรรมต่างๆ เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า
6.6 ให้นำเงินในมาตรา 97 (6) ไปใช้จ่ายเพื่อการบริหารจัดการกองทุน ทั้งนี้ให้แบ่งเงินในส่วนนี้ออกเป็นสามส่วนคือ
6.6.1 เพื่อสำรองไว้ใช้กรณีฉุกเฉิน เพื่อเยียวยาหรือบรรเทาความเสียหายในเบื้องต้นจากผลกระทบที่มีสาเหตุจากโรง ไฟฟ้าตามที่ กกพ. เห็นสมควร
6.6.2 เพื่ออุดหนุนให้กับการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้าที่ได้รับการจัดสรรเงินจากข้อ 6.3 จำนวนน้อยไม่เพียงพอต่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ทั้งนี้ จำนวนเงินที่จะอุดหนุนให้กับแต่ละท้องถิ่นให้ขึ้นอยู่กับความเหมาะสมตามที่ กกพ. กำหนด
6.6.3 เพื่อการบริหารจัดการกองทุนและการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานของกองทุน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. พิจารณากำหนดสัดส่วนของเงินที่ใช้ในแต่ละส่วนตามความเหมาะสม
7. เนื่องจากวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า สอดคล้องกับการดำเนินงานตามความในมาตรา 97 (3) ของพระราชบัญญัติฯ ซึ่งกำหนดให้นำเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าไปใช้จ่ายในการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า ดังนั้น เพื่อไม่ให้การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้า มีความซ้ำซ้อนกับการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้
7.1 ให้ กฟผ. ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้านับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการ ใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ายังคงสามารถบริหารงานกองทุนรอบโรง ไฟฟ้าต่อไปจนครบวาระ โดยวาระการดำรงตำแหน่งจะต้องไม่เกิน 2 ปี หลังจากนั้นควรมีการบริจาคเงินและทรัพย์สินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับกอง ทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อใช้ในกิจการตามมาตรา 97(3) โดยให้นำเงินและทรัพย์สินดังกล่าวกลับไปใช้ในท้องถิ่นนั้นๆ เพื่อให้ชุมชนยังคงได้รับสิทธิและประโยชน์จากเงินและทรัพย์สินดังกล่าวตาม กรอบในพระราชบัญญัติฯ เหมือนเดิม
7.2 การกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ การไฟฟ้าก่อนที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้านั้น ภาระค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าอยู่นอก เหนือจากที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว อาจมีการฟ้องร้องได้ ดังนั้นเพื่อความเป็นธรรมแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า จึงเห็นควรให้มีการปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าใหม่ โดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายที่เกิด ขึ้นจริงของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้า
7.3 เห็นควรให้มีการจัดตั้งคณะทำงานร่วมกันระหว่างสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้การดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านของทั้งสองกองทุนเป็นไปด้วยความเรียบ ร้อย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบข้อเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามข้อ 5
2.เห็นชอบข้อเสนอนโยบายการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามข้อ 6
3.เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ตามข้อ 7
ที่ประชุมได้รับทราบสถานการณ์และความก้าวหน้าของเรื่องต่างๆ ดังต่อไปนี้
เรื่องที่ 4.1 แนวทางการชำระเงินชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากการนำเข้า
เรื่องที่ 4.2 รายงานการดำเนินการการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน
เรื่องที่ 4.3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
เรื่องที่ 4.4 แผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) (พ.ศ. 2551-2555)
เรื่องที่ 4.5 โครงการความร่วมมือกับบราซิลด้านพลังงานทดแทนเพื่อประกอบการดำเนินนโยบายพลังงานทดแทนของไทย
กพช. ครั้งที่ 123 - วันศุกร์ที่ 16 มกราคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2552 (ครั้งที่ 123)
เมื่อวันศุกร์ที่ 16 มกราคม พ.ศ. 2552 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ข้อเสนอการปรับปรุงแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ( LPG)
2.นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ( NGV)
3.นโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน : มาตรการด้านภาษีสรรพสามิตน้ำมัน
4.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
5.การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ปี 2552
7.สถานการณ์พลังงานปี 2551 และแนวโน้มปี 2552
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
9.ความก้าวหน้าการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในปี 2551
10.การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
11.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
12.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
13.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2551
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) เป็นประธานคณะกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) เป็นรองประธานคณะกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการปรับปรุงแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ( LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) นำเสนอ เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 กล่าวคือเห็นชอบหลักการการจัดสรรปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศ หลักการกำหนดส่วนต่างราคาระหว่างก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม โดยกำหนดราคาขายปลีกเป็น 2 ราคา ด้วยการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 อัตรา และแนวทางการทยอยปรับขึ้นราคาหลายครั้งเพื่อลดผลกระทบต่อประชาชน และยังได้เห็นชอบแนวทางในการแก้ไขและป้องกันปัญหาต่างๆ ที่อาจจะเกิดขึ้นตามมา
2. ต่อมาภายหลังสถานการณ์ราคาน้ำมันและก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้เปลี่ยนแปลงไป ทำให้ข้อสมมติฐานที่ใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการด้านราคาจำเป็นต้องเปลี่ยนแปลงตามไปด้วย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ปรับปรุงแก้ไขแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG โดยยังคงหลักการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ไว้ตามเดิม ยกเว้นขอให้มีการปรับปรุงเพิ่มเติมเฉพาะในส่วนของมาตรการด้านราคา เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป กล่าวคือยังคงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนไว้ที่ 18.13 บาท/กก. เช่นเดิม และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ในอัตรา 2.52 บาท/กก. ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมหลังจากที่รวมภาษีมูลค่า เพิ่มแล้วเป็นราคาเพิ่มขึ้น 2.70 บาท/กก. (1.46 บาท/ลิตร) และมอบหมายให้ กบง. รับไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ว่าจะเห็นสมควรปรับขึ้นราคากี่ครั้งและเมื่อใด สำหรับมาตราการต่างๆ ในการแก้ไขและป้องกันปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้นตามมาให้คงไว้ตามเดิม
มติของที่ประชุม
ให้ชะลอการพิจารณาปรับราคาก๊าซ LPG ออกไปก่อน เนื่องจากปัจจุบันราคาน้ำมันอยู่ในระดับต่ำ และสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศชะลอตัว ซึ่งจะเป็นการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ทั้งนี้หากสถานการณ์ราคาน้ำมันได้เปลี่ยนแปลงไปอยู่ในระดับสูงขึ้น ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมาพิจารณาในที่ประชุมใหม่อีกครั้ง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปพิจารณาแนวทางการชำระหนี้ของกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เกิดจากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG
เรื่องที่ 2 นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ( NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 เห็นชอบมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคขนส่ง ในช่วงปี 2546 - 2551 โดยกำหนดเงื่อนไขราคาจำหน่าย NGV ในปี 2552 เป็นต้นไป ให้กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 65 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 ทั้งนี้ ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาท/กิโลกรัม แม้ว่าราคาน้ำมันจะปรับเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอหลักการในการกำหนดราคาขายปลีก NGV ว่าควรเป็นราคาที่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง จึงเห็นควรให้มีการยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว และขอเสนอปรับราคาขายปลีก NGV ขึ้น 2 บาท/กก. โดยมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาในช่วงเวลาที่ เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ให้ชะลอการพิจารณาปรับราคา NGV ออกไปก่อน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำภาพรวมของการผลิต การใช้ และโครงสร้างราคา NGV เสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 นโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน : มาตรการด้านภาษีสรรพสามิตน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. ภายหลังจากการสิ้นสุดของมาตรการช่วยเหลือประชาชน 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทย ในวันที่ 31 มกราคม 2552 จะมีผลทำให้ภาษีสรรพสามิตน้ำมันจะต้องปรับตัวกลับขึ้นไปอยู่ในอัตราเดิม กล่าวคือจะทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันแก๊สโซฮอล ดีเซลหมุนเร็ว B2 และดีเซลหมุนเร็ว B5 ปรับเพิ่มขึ้นอีก 3.88 บาท/ลิตร 2.71บาท/ลิตร และ 2.47 บาท/ลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นครั้งเดียวในทันที และอาจจะสร้างความเดือดร้อนให้แก่ประชาชนผู้บริโภคได้ เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นต่อประชาชนผู้บริโภค กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรทยอยการปรับขึ้นราคาขายปลีกเป็นหลายครั้ง ด้วยวิธีการลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลงส่วนหนึ่ง ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นเพียงครั้งละประมาณ 1.00 บาท/ลิตร จนกว่าอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จะกลับสู่อัตราเดิม ณ วันที่ 31 มกราคม 2552
2. การปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดังกล่าว จำเป็นต้องตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนวันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ มีผลบังคับใช้ ซึ่งจะต้องตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือทุกครั้งที่มีการปรับราคา ขายปลีกใหม่ แต่เนื่องจากคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ในข้อ 3 และ ข้อ 6 ได้กำหนดให้มีการเรียกเก็บเงินส่วนเกินของปริมาณน้ำมันคงเหลือที่คลังน้ำมัน และสถานีบริการซึ่งผู้ประกอบการมิควรได้ และให้ทำการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันที่ 31 มกราคม 2552 เพียงครั้งเดียว ดังนั้นจึงจำเป็นต้องแก้ไขเพิ่มเติมคำสั่งนายกรัฐมนตรีดังกล่าวเสียใหม่ เพื่อให้สามารถตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือได้ทุกครั้งเมื่อมีการ ปรับขึ้นราคา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบรรเทาผลกระทบจากราคา น้ำมันที่จะสูงขึ้นจากการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 โดยการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาน้ำมันขายปลีกทยอยเพิ่มขึ้นในระดับและในช่วงเวลาที่เหมาะสม และมิให้ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้บริโภค
2.มอบหมายให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปพิจารณาดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้เป็นไปตามหลักการในข้อ 1
3.มอบหมายให้ กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน รับไปดำเนินการแก้ไขเพิ่มเติมคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ได้ทุกครั้งที่มีการปรับราคาใหม่ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่บังคับใช้ และเรียกเก็บเงินส่วนเกินของปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือจากผู้ประกอบการ คลังน้ำมันและสถานีบริการ และนำส่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ให้สอดคล้องกับแนวทางปฏิบัติในข้อ 1
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันประเทศไทยใช้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) ซึ่งต่อมา สถานการณ์ทางเศรษฐกิจของโลกได้เปลี่ยนแปลงไปในทางชะลอตัวลง และส่งผลกระทบต่อสถานการณ์ทางเศรษฐกิจของประเทศไทยตามมา สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) จึงได้พิจารณาปรับอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) เสียใหม่ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบัน โดยคาดการณ์ GDP ลดลง อยู่ในระดับร้อยละ 1-2 ส่งผลทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวมลดลง จนทำให้ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองตามแผน PDP อยู่ในระดับที่สูงเกินความเหมาะสม ดังนั้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) จึงได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการปรับปรุงแผนพัฒนา กำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเสียใหม่ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจของ ประเทศที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อมิให้มีการลงทุนในกิจการด้านการผลิตและส่งไฟฟ้าอยู่ในระดับที่สูงเกิน ไป ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าฐานสูงขึ้นเกินควร อันจะเป็นการเพิ่มภาระให้แก่ประชาชน ที่จะต้องชำระค่าไฟฟ้าในอัตราที่สูงขึ้น โดยให้ไปพิจารณาดำเนินการปรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองให้อยู่ในระดับ ที่เหมาะสมตามเกณฑ์มาตรฐานสากล ตามนโยบายของรัฐบาล
2. สาระสำคัญของการปรับปรุงแผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 มีดังนี้ (1) ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า ตามสถานการณ์เศรษฐกิจที่เกิดขึ้นจริง ระหว่างปี พ.ศ. 2552 ถึง 2553 และช่วงระหว่าง พ.ศ. 2554 - 2564 ยังคงใช้อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจตามประมาณการเดิม (กรณีฐาน) สำหรับการจัดทำแผน PDP ใหม่ (แผน PDP 2009) จำเป็นต้องรอผลการศึกษาร่วมกันระหว่างกระทรวงพลังงานและ สศช. ซึ่งกำหนดจะแล้วเสร็จในระยะเวลา 8 เดือน (2) เร่งกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) โดยเฉพาะประเภท Firm ให้เร็วขึ้นเป็นภายในปี 2557 และหากเศรษฐกิจมีการฟื้นตัวและความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นในช่วงปี 2557 - 2561 อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้นได้ (3) เลื่อนกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) 2 ราย ออกไป 1 ปี ทั้งนี้โดยมิได้มีการเปลี่ยนแปลงราคารับซื้อไฟฟ้าจากที่ได้มีการตกลงกันไว้ เดิม (4) กำหนดให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่จะหมดอายุการใช้งาน จำนวน 1 โรง ที่ อ.ขนอม จ.นครศรีธรรมราช ในปี พ.ศ. 2559 เพื่อรองรับนโยบายการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศของโรงแยกก๊าซโรงที่ 4 ซึ่งตั้งอยู่ที่ อ.ขนอม (5) พิจารณาทบทวนปริมาณและระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านให้เหมาะ สม (6) ปรับเลื่อนกำหนดเวลาโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้เหมาะสม และปรับลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (7) ปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก SPP สัญญาประเภท Non-Firm (8) ยกเลิกโครงการ Combined Heat and Power ของ กฟผ. เนื่องจากโครงการดังกล่าวไม่เหมาะสมทางด้านเทคนิคและไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน และ (9) ปรับเพิ่มขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อ เพลิงแห่งใหม่ของ กฟผ. ที่มีกำหนดการก่อสร้างตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไปจากขนาดกำลังการผลิตเดิม 700 เมกะวัตต์ เป็น 800 เมกะวัตต์
3. การปรับปรุงครั้งนี้ทำให้กำลังการผลิตไฟฟ้า ตามแผน PDP ฉบับใหม่ ณ สิ้นปี พ.ศ. 2564 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าจำนวน 52,028 เมกะวัตต์ ลดลงจากแผนเดิม จำนวน 6,171.60 เมกะวัตต์ ซึ่งจะทำให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ปรับลดลงมาอยู่ในระดับที่เหมาะสมตามเกณฑ์มาตรฐานสากล
4. จากการปรับแผน PDP ในครั้งนี้ จะส่งผลให้สามารถประหยัดเงินลงทุนของกิจการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าใน ภาพรวมได้ถึงประมาณ 459,550 ล้านบาท โดยปรับลดจากวงเงินเดิม 2,107,534 ล้านบาท เป็น 1,647,984 ล้านบาท และยังสามารถกระตุ้นเศรษฐกิจได้อีกทางหนึ่ง จากการเร่งรัดการลงทุนในโครงการ SPP ในวงเงินลงทุนประมาณ 104,000 ล้านบาท ในระหว่างปี 2550 - 2556
5. เพื่อเป็นการดำเนินงานตามความในมาตรา 9 (3) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 กระทรวงพลังงานได้ขอความเห็นจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เกี่ยวกับแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 โดย กกพ. พิจารณาแล้วเห็นชอบในหลักการการปรับแผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 และมีข้อสังเกตเพิ่มเติม ดังนี้ คือ (1) การปรับแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เป็นการเปลี่ยนแปลงจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 อย่างมีนัยสำคัญ โดยโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และ IPP ใหม่เกิดขึ้นหลายโครงการ (2) สัดส่วนการลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ที่เพิ่มขึ้น ของ กฟผ. ในช่วงปี 2552 - 2564 สูงกว่าภาคเอกชนมาก ซึ่งไม่ได้ส่งเสริมการแข่งขันในการผลิตไฟฟ้า แต่เป็นภาระการลงทุนและหนี้สาธารณะของประเทศในอนาคต และ (3) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าควรจัดทำให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ และควรคำนึงถึงประสิทธิภาพในการใช้ไฟฟ้า รวมทั้งการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Side Management : DSM)
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) พร้อมทั้งรับความเห็นและข้อสังเกตจากการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำสู่การ ปฏิบัติต่อไป
2.มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ปี 2552
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดเงินชดเชยรายได้จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ในปี 2548 - 2551 เท่ากับ 9,083 ล้านบาท/ปี 10,507 ล้านบาท/ปี 10,728 ล้านบาท/ปี และ 11,014 ล้านบาท/ปี ตามลำดับ
2. เนื่องจากการกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้สิ้นสุดลงใน ปี 2551 แต่การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ของ กกพ. และการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของ สนพ. ยังไม่แล้วเสร็จ ดังนั้น กฟภ. จึงได้ขอให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาการจ่ายเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2552 เป็นการชั่วคราวแทนไปพลางก่อน ซึ่งผลจากการพิจารณาของ กกพ. ร่วมกับ สนพ. เห็นว่า กฟน. และ กฟผ. จะต้องจ่ายเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. เป็นจำนวนเงิน 9,336 และ 2,842 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเฉพาะปี 2552 เป็นการชั่วคราว จำนวน 12,178 ล้านบาท โดยให้ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จำนวน 9,336 และ 2,842 ล้านบาท ตามลำดับ ในระหว่างที่การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน
2.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานนโยบายและ แผนพลังงานพิจารณานำเสนอการปรับปรุงการกำหนดเงินชดเชยรายได้ที่เหมาะสม ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2552 ในการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
เรื่องที่ 6 แผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565)
1.1 สมมติฐานสำคัญ โดยกำหนดให้อัตราการขยายตัวของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายร้อยละ 2 ระหว่างปี 2551 - 2554 และร้อยละ 3 ระหว่างปี 2555 - 2565
1.2 วัตถุประสงค์ของแผน ประกอบด้วย 1) เพื่อให้ประเทศไทยใช้พลังงานทดแทนเป็นพลังงานหลักของประเทศแทนการนำเข้า น้ำมัน 2) เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาพลังงานให้ประเทศ 3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานรูปแบบชุมชนสีเขียวแบบครบวงจร 4) เพื่อสนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และ 5) เพื่อวิจัย พัฒนา ส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนที่มีประสิทธิภาพสูง
1.3 เป้าหมายคือ เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนให้เป็นร้อยละ 20 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ภายในปี 2565
2. แผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ 1) ระยะสั้น (พ.ศ. 2551 - 2554) มุ่งเน้นส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนที่ได้รับการยอมรับแล้ว (proven technologies) และมีศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนสูง โดยใช้มาตรการสนับสนุนทางด้านการเงินเต็มรูปแบบ โดยตั้งเป้าหมาย 10,961 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 15.6 ของการใช้พลังงานทั้งหมด 2) ระยะกลาง (พ.ศ. 2555 - 2559) ส่งเสริมอุตสาหกรรมเทคโนโลยีพลังงานทดแทน และสนับสนุนพัฒนาต้นแบบเทคโนโลยีพลังงานทดแทนใหม่ๆ ให้มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์เพิ่มสูงขึ้น รวมถึงส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีใหม่ในการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ และพัฒนาต้นแบบ Green City และนำไปสู่การสร้างความเข้มแข็งให้กับการผลิตพลังงานทดแทนระดับชุมชน โดยตั้งเป้าหมายร้อยละ 15,579 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 19.1 ของการใช้พลังงานทั้งหมด และ 3) ระยะยาว (พ.ศ. 2560 - 2565) ส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนใหม่ๆ ที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ รวมถึงการขยายผล Green City และพลังงานชุมชน และสนับสนุนให้ประเทศไทยเป็นศูนย์ส่งออกเชื้อเพลิงชีวภาพและการส่งออก เทคโนโลยีพลังงานทดแทนในภูมิภาคอาเซียน โดยตั้งเป้าหมาย 19,799 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 20.3 ของการใช้พลังงานทั้งหมด
3. ปัจจัยแห่งความสำเร็จของแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี โดยการ 1) กำหนดให้พลังงานทดแทนเป็นวาระแห่งชาติ 2) ภาครัฐมีนโยบายสนับสนุนพลังงานทดแทนที่ต่อเนื่อง โดยเฉพาะอย่างยิ่งมาตรการจูงใจทางด้านการเงิน 3) ภาครัฐดำเนินการจัดหาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการขยายตัวของพลังงานทดแทน 4) ปรับปรุงกฎหมายหรือกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องกับพลังงานทดแทน 5) ทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้รับการจัดสรรงบประมาณเพื่อใช้ในการวิจัย พัฒนา สาธิต ส่งเสริม รณรงค์ เผยแพร่ และประชาสัมพันธ์ด้านพลังงานทดแทน ภายใต้กรอบการดำเนินงานของแผน 6) สามารถเข้าถึงแหล่งพลังงานทดแทน และ 7) กำหนดให้มีมาตรฐานเทคโนโลยีและการผลิตพลังงานทดแทน
4. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ คือ ด้านเศรษฐกิจ : ช่วยลดการนำเข้าพลังงานได้มากกว่า 460,000 ล้านบาท/ปี ในปี 2565 และให้เกิดการลงทุนในภาคเอกชนได้มากกว่า 382,240 ล้านบาท/ปี พร้อมทั้งลดการลงทุนของภาครัฐ ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล นอกจากนี้สร้างรายได้กลับเข้าสู่ประเทศ โดยการพัฒนาประเทศสู่ศูนย์กลางการส่งออก เอทานอลและเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ด้านสังคม : ช่วยลดผลกระทบจากการอพยพแรงงานสู่เมือง และทำให้เกษตรกรมีรายได้จากการขายพืชผลทางการเกษตรมากขึ้นอย่างต่อเนื่องและ มั่นคง ตลอดจนยกระดับคุณภาพชีวิตของประชาชนในประเทศให้เข้าถึงพลังงานอย่างเท่า เทียมและทั่วถึง และด้านสิ่งแวดล้อม : พัฒนาสู่สังคมการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่ำ (Low Carbon Society) และช่วยลดผลกระทบต่อภาวะโลกร้อน
5. กรอบงบประมาณตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี คาดว่าจะเกิดการลงทุนทั้งภาคเอกชน ภาครัฐ และรัฐวิสาหกิจรวมทั้งสิ้นเป็นมูลค่ามากกว่า 488,257 ล้านบาท ประกอบด้วยการลงทุนภาคเอกชนรวม 382,240 ล้านบาท งบประมาณการลงทุนภาครัฐรวม 52,968 ล้านบาท และรัฐวิสาหกิจรวม 53,049 ล้านบาท
โดยทั้งนี้ในการนำแผนฯ ไปสู่การปฏิบัติการที่เป็นรูปธรรม จึงควรจัดตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานขึ้นเพื่อกำหนดแผนปฏิบัติการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ.2551 - 2565)
2.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
3.รับทราบวงเงินงบประมาณในการดำเนินการของภาครัฐ
เรื่องที่ 7 สถานการณ์พลังงานปี 2551 และแนวโน้มปี 2552
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมของสถานการณ์พลังงานปี 2551 มีความผันผวนมาก เนื่องจากในช่วงต้นปีจนถึง เดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นทำสถิติสูงสุดเป็นรายวัน มีผลให้การใช้น้ำมันลดลง แต่ภาวะเศรษฐกิจของโลกและของไทยยังคงดีอยู่ ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 แต่ในช่วงไตรมาสที่สามราคาน้ำมันตลาดโลกเริ่มลดลงพร้อมมีข่าวไม่ดีเกี่ยวกับ สถานภาพการเงินของประเทศสหรัฐอเมริกา จนเกิดภาวะเศรษฐกิจถดถอยลุกลามไปทั่วโลก มีผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในช่วงครึ่งปีหลังชะลอตัวลงจากครึ่ง ปีแรกค่อนข้างมาก ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในปี 2551 อยู่ที่ระดับ 1,629 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4 เมื่อเทียบกับปีที่แล้ว โดยเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.1 การใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 13.7 ขณะที่การใช้น้ำมันลดลงจากปีก่อนร้อยละ 5.4 การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลง ร้อยละ 15.7 การผลิตพลังงาน เชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 847 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันหรือเพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 6.8 โดยการผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท และก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตไฟฟ้าพลังน้ำ และลิกไนต์ลดลง
2. ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกพุ่งสูงขึ้นเป็นประวัติการณ์ ในปี 2551 ช่วงเดือนมกราคมราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 87.36 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจนถึงเดือนกรกฎาคม ซึ่งมีระดับราคาสูงสุดอยู่ที่ 140.77 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล หลังจากนั้นราคาค่อยๆ ปรับลดลง แต่ยังคงทรงตัวอยู่ ในระดับสูงที่ราคาสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และปรับลดลงมาอย่างเร็วในช่วงเดือนตุลาคมถึงธันวาคมจนถึงระดับ 36.4 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันดิบที่สูงเป็นระยะเวลานานมีผลให้ไทยมีมูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบใน ปี 2551 เพิ่มขึ้นร้อยละ 49.6 ขณะที่มีปริมาณการนำเข้าเพิ่มเพียงร้อยละ 0.4
3. การใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 678 พันบาร์เรลต่อวันลดลงจากปีก่อนร้อยละ 4.0 เนื่องจากราคาน้ำมันภายในประเทศทรงตัวอยู่ในระดับสูง ส่งผลให้การใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลชะลอตัวลง อีกทั้ง กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลง ขณะที่การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 17.8 เนื่องจากรถยนต์ส่วนบุคคลจำนวนมากได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ไปใช้ LPG แทนน้ำมันในช่วงที่ราคาน้ำมันสูง
3.1 การใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 3.8 จากราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวในระดับสูง การใช้แก๊สโซฮอลอยู่ที่ระดับ 9.2 ล้านลิตรต่อวัน เป็นแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ระดับ 2.5 ล้านลิตรต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 276.9 และเป็นแก๊สโซฮอล 95 (E10) 6.6 ล้านลิตรต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 59.2 ทั้งนี้รัฐบาลได้ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E20) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 โดยลดภาษีสรรพสามิตสำหรับรถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E20) จากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 25 ซึ่งทำให้ในปีนี้การใช้แก๊สโซฮอล 95 (E20) อยู่ที่ระดับ 0.08 ล้านลิตรต่อวัน
3.2 การใช้น้ำมันดีเซล อยู่ที่ระดับ 48.2 ล้านลิตรต่อวัน หรือลดลงร้อยละ 5.8 ปัจจุบันกระทรวงพลังงานกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วต้องผสมไบโอดีเซลร้อยละ 2 (B2) โดยปริมาตร ซึ่งมีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 เป็นต้นมา การจำหน่ายไบโอดีเซล (B5) ได้เพิ่มจาก 1.7 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2550 เป็น 10.3 ล้านลิตรต่อวัน ในปีนี้ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 500.6
3.3 การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 16.0 โดยการใช้ LPG ในรถยนต์ปีนี้ขยายตัวเพิ่มสูงถึง ร้อยละ 36.9 เนื่องจากระดับราคาน้ำมันเบนซินสูงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ส่วนหนึ่งหันมาใช้ LPG ทดแทน การใช้ในครัวเรือนเพิ่มขึ้นมากถึงร้อยละ 12.7 และการใช้ในอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 11.4 ปีนี้เป็นปีแรกที่ต้องนำเข้า LPG มาใช้ในประเทศตั้งแต่เดือนเมษายน จำนวน 22 พันตัน (นำเข้าในรูปโพรเพนและบิวเทน) ซึ่งคาดว่าทั้งปีมีการนำเข้าจำนวน 527 พันตัน
4. การใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ระดับ 3,480 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อน ร้อยละ 5.8 เนื่องจากในปีนี้มีแหล่งผลิต 2 แหล่งที่สำคัญได้ทำการผลิต คือ แหล่งอาทิตย์และ JDA
5. การใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน อยู่ที่ระดับ 35 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 9.9 ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 17 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรมต่างๆ การใช้ถ่านหินเพิ่มขึ้น ร้อยละ 14.0 แบ่งเป็นการใช้ในอุตสาหกรรมจำนวน 11 ล้านตัน ที่เหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ SPP และ IPP จำนวน 6 ล้านตัน
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าในปี 2551 อยู่ที่ 29,892 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันที่ 21 เมษายน 2551 ที่ระดับ 22,568 เมกะวัตต์ ต่ำกว่าปี 2550 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 22,586 เมกะวัตต์
ค่าตัว ประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.6 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 29.8 โดยการผลิตไฟฟ้า ปี 2551 จำนวน 148,589 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อน ร้อยละ 1.1 โดยมีสัดส่วนการผลิตจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์/ถ่านหิน พลังน้ำ การนำเข้า และน้ำมันร้อยละ 70, 21, 5, 3 และ 1 ตามลำดับ ในปี 2551 มีการปรับค่าเอฟที 4 ครั้ง โดยปรับลดลง 2 ครั้ง และปรับขึ้น 2 ครั้ง รวมเป็นจำนวนเงินเพิ่มขึ้น 9.28 สตางค์/หน่วย ขณะที่การใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศอยู่ที่ระดับ 134,804 กิกะวัตต์ชั่วโมง หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 แบ่งเป็นการใช้ในเขตนครหลวงอยู่ที่ระดับ 42,274 กิกะวัตต์ชั่วโมง หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 และในเขตภูมิภาคอยู่ที่ระดับ 89,685 กิกะวัตต์ชั่วโมงหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 รวมทั้งการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. 2,845 กิกะวัตต์ชั่วโมง หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.3 เป็นการใช้ไฟฟ้าในสาขาอุตสาหกรรม สาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตรกรรม และอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4, 1.1, 2.9, 1.2 และ 2.3 ตามลำดับ
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2552 สศช. คาดว่าในปี 2552 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 2.0 - 3.0 และ สนพ. คาดว่าราคาน้ำมันจะอยู่ในระดับต่ำคือประมาณ 40 - 50 เหรียญต่อบาร์เรล จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,670 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2551 ร้อยละ 1.9 โดยความต้องการน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์/ถ่านหิน และพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3, 3.9, 1.3 และ 2.6 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส
ไตรมาส 1 ปี 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 91.38 และ 98.03 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 8.19 และ 7.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนตัวลง และข่าวกลุ่มคนร้ายติดอาวุธได้ก่อเหตุลอบวางระเบิด ท่อส่งน้ำมันในประเทศอิรัก ไตรมาส 2 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 116.91 และ 123.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากโอเปคแถลงจะไม่เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ และไตรมาส 3 ราคาน้ำมันดิบทั้งสองชนิดได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 113.34 และ 117.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากตลาดการเงินสหรัฐฯ ประสบปัญหาอย่างรุนแรง ส่วนไตรมาส 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 52.60 และ 58.49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลง จากตลาดกังวลต่อสภาวะเศรษฐกิจถดถอยในประเทศสหรัฐฯ ในช่วงวันที่ 1 - 8 มกราคม 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 46.62 และ 45.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาส 4 ปี 2551 5.98 และ 12.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวประเทศผู้ส่งออกน้ำมันในกลุ่มตะวันออกกลางไม่เห็นด้วยกับข้อเสนอของ อิหร่านที่จะระงับการส่งออกให้แก่ประเทศที่สนับสนุนอิสราเอล ประกอบกับกระทรวงพลังงานสหรัฐฯ รายงานปริมาณน้ำมันดิบคงคลังสัปดาห์สิ้นสุดวันที่ 2 มกราคม 2552 เพิ่มขึ้น
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
ไตรมาส 1 ปี 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 105.12 , 104.29 และ 114.36 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 9.33 , 9.79 และ 11.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ไตรมาส 2 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 129.84 , 128.64 และ 154.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในเวียดนาม จีน และอินโดนีเซีย และไตรมาส 3 ราคาน้ำมันทั้ง 3 ชนิด เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 119.29, 117.83 และ 139.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวลดลงจากจีนลดปริมาณการนำเข้าหลังการแข่งขันกีฬาโอลิมปิกสิ้นสุด และไตรมาส 4 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ย อยู่ที่ระดับ 56.32 , 54.51 และ 70.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวลดลง จากข่าวปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินของประเทศจีนเพิ่มขึ้น และปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐฯ ยังอยู่ในระดับสูงที่ 204 ล้านบาร์เรล และในช่วงวันที่ 1 - 8 มกราคม 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 47.92 , 44.92 และ 63.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากไตรมาส 4 ปี 2551 8.40, 9.59 และ 6.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว Reliance Industries Limited (RIL) ของอินเดียอาจเพิ่มปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินมาเอเชียหลังจากลดปริมาณส่งออก ให้อิหร่าน และการไฟฟ้าของประเทศอินโดนีเซีย มีแผนลดการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2552 ลง
3. ราคาขายปลีก
ไตรมาส 1 ปี 2551 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 33.49, 32.39, 29.49, 28.69, 30.01 และ 29.34 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 ที่ระดับ 1.17, 1.20,1.00, 1.00,1.07 และ 1.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ และไตรมาส 2 ขายปลีกน้ำมันทุกชนิดได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น แต่ไตรมาส 3 ราคาได้ปรับลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 38.22, 36.49, 28.99, 27.69, 28.19, 33.91 และ 33.27 บาท/ลิตร และไตรมาส 4 ราคาได้ปรับลดลงอย่างมากเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 29.12, 24.12, 19.29, 17.99, 18.49, 20.74 และ 19.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ ในช่วงวันที่ 1 - 9 มกราคม 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 21.39, 16.89, 15.59, 16.09, 18.94 และ 17.44 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาส 4 ปี 2551 ที่ระดับ 2.73, 2.40, 2.40, 2.40, 1.80 และ 1.97 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 29.99 ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2551 ที่ระดับ 0.87 บาท/ลิตร
4. สถานการณ์ LPG ไตรมาส 4 ปี 2551 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง 328 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 542 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและภาวะชะลอตัว ทางเศรษฐกิจในสหรัฐฯ ส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ลดลง โดยไทยได้นำเข้าก๊าซ LPG ปริมาณ 183,086 ตัน ที่ระดับราคา 25.06 บาท/กิโลกรัม แต่รัฐบาลได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ 10.99 บาท/กิโลกรัม ทำให้ต้องชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าที่ระดับ 14.07 บาท/กิโลกรัม คิดเป็นเงินชดเชยประมาณ 2,576 ล้านบาท โดยที่ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม ส่วนราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2552 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 380 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการในภูมิภาคเอเชียมีมาก รัฐบาลกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ 10.9960 บาท/กิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 11 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.57 ล้านลิตร/วัน แต่ผลิตเอทานอลเพียง 9 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 0.80 ล้านลิตร/วัน มีสต๊อคเอทานอลที่ผู้ผลิตรวม 6.64 ล้านลิตร และจากการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลของภาครัฐ ทำให้ยอดจำหน่ายแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งในไตรมาส 4 ปี 2551 มียอดจำหน่าย 11.21 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 1.13 ล้านลิตร/วัน ในส่วนสถานีบริการน้ำมัน แก๊สโซฮอล มีบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย 12 บริษัท มีสถานีบริการ รวม 4,171 แห่ง และราคาเอทานอล ปี 2551 เฉลี่ยอยู่ที่ 18.74 บาท/ลิตร และไตรมาส 1 ปี 2552 อยู่ที่ 17.18 บาท/ลิตร
6. สำหรับสถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 10 ราย กำลังการผลิตรวม 2.90 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ยอดจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในไตรมาส 4 ปี 2551 อยู่ที่ 32.93 และ 14.80 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล (B100) จำนวน 1.40 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 จำนวน 2,886 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศ ปี 2551 เฉลี่ยอยู่ที่ 34.46 บาท/ลิตร และในช่วงวันที่ 1 - 9 มกราคม 2552 เฉลี่ยอยู่ที่ 23.10 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 7 มกราคม 2552 เงินสดในบัญชี 16,593 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 4,543 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 4,217 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 326 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 12,050 ล้านบาท นอกจากนี้ ยังมีหนี้นำเข้า LPG จาก ปตท. ถึงสิ้นเดือนพฤศจิกายน 2551 อยู่ประมาณ 7,948 ล้านบาท ซึ่งทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 4,102 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในปี 2551
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551 ในเรื่องการเร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555
2. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการติดตามการดำเนิน การขยายบริการและส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV)
3. คณะกรรมการฯ ได้จัดทำแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV Roadmap) โดยในปี 2555 จะเพิ่มปริมาณการใช้ NGV ให้ได้ 12,220 ตันต่อวัน (440 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งจะทดแทนการใช้น้ำมันในภาคขนส่งได้ร้อยละ 20 นอกจากนี้ ยังมีแผนที่จะเพิ่มสถานีบริการ NGV เป็น 740 สถานี โดยสถานีบริการ NGV จะครอบคลุมทุกจังหวัดทั่วประเทศตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป นอกจากนี้ เพื่อให้การขยายบริการ NGV ทั่วถึงทุกภาคของประเทศไทย จึงมีแผนการขยายเครือข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังภูมิภาคต่างๆ ดังนี้ 1) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายเอเชีย (ภาคเหนือ) จากอยุธยาถึงนครสวรรค์ 2) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายมิตรภาพ (สายตะวันออกเฉียงเหนือ) จากแก่งคอยถึงนครราชสีมา และ 3) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายเพชรเกษม (สายใต้) จากราชบุรีถึงประจวบคีรีขันธ์
4. ความก้าวหน้าการขยายบริการและการใช้ NGV ในปี 2551 โดยปริมาณการจำหน่าย NGV และจำนวนรถ NGV เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 จำนวน 1,146 ตัน/วัน และ 60,415 คัน เป็น 2,900 ตัน/วัน และ 127,735 คัน ตามลำดับ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 นอกจากนี้การติดตั้ง NGV ของรถยนต์ ในปี 2551 ได้เพิ่มสูงขึ้นเฉลี่ย 452 คันต่อวัน ในเดือนสิงหาคม 2551 เนื่องจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้นมาก ซึ่งต่อมาการติดตั้ง NGV ได้ลดลงเหลือเฉลี่ย 212 คันต่อวันในเดือนธันวาคม 2551 เนื่องจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกลดลงอย่างรวดเร็วจากภาวะเศรษฐกิจถดถอย โดยรถที่ติดตั้ง NGV ส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ ขณะที่จำนวนสถานีบริการ NGV ได้เพิ่มขึ้นเป็น 303 สถานี ณ สิ้นเดือนมกราคม 2551 และครอบคลุม 46 จังหวัด รวมทั้งจำนวนรถขนส่งก๊าซ NGV ได้เพิ่มขึ้นเป็น 906 คัน ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551
5. เพื่อลดปัญหาก๊าซไม่เพียงพอและลดระยะเวลาการรอเติมก๊าซในสถานีบริการ NGV ได้ดำเนินการโดยเพิ่มจำนวนสถานีแม่และสถานีบริการบนแนวท่อ (Conventional) และเพิ่มกำลังการผลิตติดตั้งในสถานีแม่ เพิ่มขึ้นเป็น 4,865 ตันต่อวัน ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 และแยกประเภทสถานี NGV ตามกลุ่มลูกค้า แบ่งเป็น สถานีค้าปลีกทั่วไปให้บริการรถยนต์ส่วนบุคคลและรถแท็กซี่ สถานีบริการขนาดใหญ่ (Super Station) สำหรับรถแท็กซี่และรถตู้ และสถานี Fleet สำหรับรถโดยสารและรถบรรทุกขนาดใหญ่ พร้อมทั้งเร่งรัดให้มีการเพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซเพื่อจะช่วยบรรเทาปัญหาก๊าซ ขาดในสถานีบริการ NGV โดย ณ สิ้นปี 2550 เป็น 906 คัน ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 ได้เพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซเป็น 906 คัน ซึ่งสามารถช่วยลดปัญหาก๊าซขาดในสถานีบริการ NGV ได้อย่างมาก และเป็นผลทำให้ระยะเวลาการรอเติมก๊าซได้ลดลงเหลือเพียงประมาณ 15 นาทีต่อสถานีต่อวัน
6. ปัญหา อุปสรรค และข้อจำกัดในการขยายตลาด NGV ดังนี้คือปัญหาการขยายสถานีบริการ NGV ในเขตพื้นที่ชั้นในของกรุงเทพมหานครมีความยากลำบากเนื่องจากข้อจำกัดทางด้าน พื้นที่ก่อสร้างสถานีและข้อจำกัดด้านกฎหมาย และราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น ทำให้มีผู้หันมาใช้ NGV ทดแทนน้ำมันมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ ทำให้เกิดปัญหาสถานีบริการ NGV ไม่พอเพียง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้รับทราบผลการหารือและศึกษาดูงานเกี่ยวกับนโยบายส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ ณ สหพันธ์สาธารณรัฐบราซิล ของกระทรวงพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2551 ในการประชุมคณะกรรมการส่งเสริมการผลิตการใช้ E85 กระทรวงพลังงานได้นำเสนอร่างวาระแห่งชาติการส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ ซึ่งที่ประชุมเห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเพื่อให้ได้ข้อยุติก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
2. ตั้งแต่ปี 2547 รัฐบาลได้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล โดยทดแทนการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และทดแทนเนื้อน้ำมันในเบนซิน 91 มีเป้าหมายการใช้เอทานอล 2.4 ล้านลิตรต่อวัน ภายในปี 2554 และจากมาตรการสนับสนุนเอทานอลของภาครัฐ ส่งผลให้มีโรงงานได้รับอนุญาต 47 ราย กำลังผลิตรวม 12.3 ล้านลิตรต่อวัน โดยเดือนกันยายน 2551 มีการผลิต 11 ราย กำลังผลิต 1.58 ล้านลิตรต่อวัน สามารถผลิตจริง 8 ราย กำลังผลิตเฉลี่ย 0.85 ล้านลิตรต่อวัน นอกจากนี้ยังมีผู้ผลิตที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2552 อีก 9 ราย กำลังผลิตเฉลี่ย 2.19 ล้านลิตรต่อวัน รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 3.77 ล้านลิตรต่อวัน มีสถานีบริการจำหน่ายแก๊สโซฮอล 4,132 แห่ง ปริมาณการจำหน่าย 291.69 ล้านลิตร หรือเฉลี่ย 9.72 ล้านลิตรต่อวัน
3. กระทรวงพลังงานได้กำหนด Road Map การส่งเสริมการใช้ E85 โดยในปี 2551 - 2552 เริ่มทดลอง Fleet และนำเข้ารถยนต์ FFV เชิงพาณิชย์ประมาณ 1,000 คัน เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชน และเปิด Line การผลิตรถ FFV ในประเทศตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นไป การส่งเสริมการใช้ E85 ตาม Road Map ข้างต้น จะเกิดประโยชน์ต่อประเทศ 447,377 ล้านบาท ภายใน 10 ปีข้างหน้า
4. สำหรับแนวทางส่งเสริมการใช้ E85 ประกอบด้วยมาตรการ ดังนี้
4.1 มาตรการด้านภาษีรถยนต์ ปี 2551 - 2552 ลดอากรนำเข้ารถยนต์ FFV (Flexible Fuel Vehicle) จากร้อยละ 80 เหลือร้อยละ 60 จำนวน 1,000 คัน ลดภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV ขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 2,000 ซีซี จากร้อยละ 25 เหลือร้อยละ 22 และขนาดความจุกระบอกสูบมากกว่า 2,000 ซีซี จากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 27
4.2 มาตรการส่งเสริมวัตถุดิบ การผลิตเอทานอล และน้ำมัน E85 ครบวงจร โดยส่งเสริมการเพิ่มผลผลิตอ้อยเป็น 15 ตัน/ไร่ และมันสำปะหลังเป็น 5 ตัน/ไร่ เพิ่มพื้นที่การเพาะปลูกในพื้นที่รกร้าง ว่างเปล่าและที่ราชพัสดุ พิจารณาราคาเอทานอลให้สอดคล้องกับวัตถุดิบในประเทศ กำหนดราคา E85 ให้มีราคาขายปลีกต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 สนับสนุนการผลิตน้ำมัน E85 ครบวงจร รวมทั้งจัดทำโครงการ Fleet รถยนต์ E85 ตลอดจนสนับสนุนเงินทุนส่งเสริมจากรัฐในการวิจัยและพัฒนาพันธุ์วัตถุดิบและ การใช้เซลลูโลสเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอล การพัฒนารถยนต์ FFV เป็นต้น
4.3 เพื่อให้การส่งเสริมการใช้ E85 เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพเป็นรูปธรรม ควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมดำเนินการตามแผนงาน/โครงการภายใต้แผน ปฏิบัติการการส่งเสริมการใช้ E85 แบบครบวงจรให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด
5. เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 กพช. ได้มีการพิจารณาเรื่อง การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ และได้มีมติดังนี้
5.1 เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการใช้น้ำมัน E85 เป็นวาระแห่งชาติ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลา ที่กำหนดตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมการใช้ E85 ครบวงจร โดยให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการดำเนินงานและประสานกับหน่วย งานที่เกี่ยวข้องต่อไป
5.2 เห็นชอบให้กระทรวงการคลัง ลดอากรนำเข้า จากร้อยละ 80 เหลือเป็นร้อยละ 60 สำหรับรถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ที่จะนำเข้าประเทศไทย ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552
5.3 เห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี ที่จะนำเข้ามาจำหน่ายในราชอาณาจักร จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 และใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ที่ผลิต และต้องจำหน่ายภายในราชอาณาจักร ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 และหลังจากวันที่ 31 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป มอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ FFV ให้สอดคล้องกับโครงสร้างภาษีรถยนต์ประเภทอื่นทั้งระบบต่อไป
ทั้งนี้กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันไทยมีแผนการรับซื้อไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านแบบทวิภาคี (Bilateral) กับ 5 ประเทศ ได้แก่ สปป. ลาว สหภาพพม่า สาธารณรัฐประชาชนจีน กัมพูชา และมาเลเซีย โดยมีการลงนามบันทึกความเข้าใจ (MOU) กับ สปป. ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน ที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศดังกล่าวในปริมาณ 7,000 1,500 และ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558, 2553 และ 2560 ตามลำดับ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากกัมพูชาไม่มีการระบุปริมาณและเวลาในการรับซื้อ
2. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจที่จะส่งเสริมและให้ความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยปริมาณ 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบันภายใต้บันทึกความเข้าใจดังกล่าวมี 2 โครงการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ นอกจากนี้ กฟผ. ยังได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) กับผู้ลงทุน สปป. ลาว รวม 5 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 (523 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเงี้ยบ (261 เมกะวัตต์) โครงการน้ำอู (1,043 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) แต่ปัจจุบันมี 2 โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ส่วนอีก 3 โครงการ ซึ่ง Tariff MOU ยังไม่หมดอายุแต่ผู้ลงทุน สปป.ลาว ได้มีหนังสือขอยกเลิก Tariff MOU และขอเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่
3. เมื่อวันที่ 14 พฤศจิกายน 2551 กพช. ได้มีมติรับทราบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว 3 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี้ยบ และโครงการน้ำอู และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้านพิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ปัจจุบัน คณะอนุกรรมการฯ อยู่ระหว่างพิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2540 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสหภาพ พม่าได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2548 รัฐบาลทั้งสองประเทศได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนา โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำในลุ่มแม่น้ำสาละวิน และลุ่มแม่น้ำตะนาวศรี ประกอบด้วย 4 โครงการ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าชายแดนสาละวินตอนบน (4,000 เมกะวัตต์) โครงการโรงไฟฟ้าชายแดนสาละวินตอนล่าง (500 เมกะวัตต์) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำฮัจยี (600-2,000 เมกะวัตต์) และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำตะนาวศรี (600 เมกะวัตต์) โดยโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำฮัจยีจะเป็นโครงการแรกที่จะทำการพัฒนา และในเบื้องต้นสหภาพพม่าเสนอโครงการผลิตไฟฟ้าบนลุ่มแม่น้ำสาละวิน 2 โครงการ คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำฮัจยี (1,200 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำท่าซาง (7,000 เมกะวัตต์) ปัจจุบันบริษัทผู้ลงทุนโครงการฮัจยีอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาสัมปทานกับรัฐบาล สหภาพพม่า และเมื่อแล้วเสร็จบริษัทผู้ลงทุนฯ จะมาเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าอีกครั้ง
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2541 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาชนจีนได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจที่จะรับ ซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 โดยจะพิจารณาจากโครงการที่มีศักยภาพ และจีนจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการที่เหมาะสมเสนอแก่ไทย ปัจจุบัน มีความร่วมมือในการวางแผนและก่อสร้างระบบสายส่งเชื่อมโยงระหว่างสองประเทศ รวมทั้งเจรจากับ สปป. ลาว เรื่องค่าชดเชยอัตราค่ากรรมสิทธิ์ที่ดินแนวสายส่งที่จะต้องก่อสร้างผ่าน สปป. ลาว
6. ความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับกัมพูชา เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและรัฐบาลกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความตกลงโครงการความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าที่จะสนับสนุนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างสองประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2545 กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ที่จะขายไฟฟ้าให้กับกัมพูชาในจังหวัดเสียมราฐ พระตะบอง และ ศรีโสภณ ปริมาณพลังไฟฟ้า 20-30 เมกะวัตต์ สัญญามีอายุ 12 ปี นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มขายไฟฟ้าให้กัมพูชา โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นแบบคิดตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) โดยกำหนดเป็นอัตราคงที่ (Flat Rate) ปัจจุบันได้มีการศึกษาความเหมาะสมโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงนัม (120 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าเกาะกงในกัมพูชา (3,660 เมกะวัตต์) ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง
7. การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซีย โดย กฟผ. และการไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad : TNB) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเมื่อปี 2523 เพื่อขายไฟฟ้าให้ไทยปริมาณพลังไฟฟ้า 80 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมผ่านระบบส่ง 115 เควี ต่อมา ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า HVDC System Interconection Agreement (SIA 2002) ฉบับวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 อายุสัญญา 25 ปี โดยตกลงทำข้อเสนอราคาขายล่วงหน้าเดือนต่อเดือน ต่อมา กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 เพื่อซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 เมกะวัตต์ อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) อัตรารับซื้อไฟฟ้าในปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย ในราคาลดหลั่นลงตามลำดับ โดยมีเงื่อนไขที่ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่มขึ้นได้หากต้นทุนเชื้อเพลิง สูงขึ้น และได้มีการขยายอายุสัญญาเรื่อยมาจนถึงปัจจุบัน และเมื่อวันที่ 14 พฤศจิกายน 2551 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่ (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) โดยให้ปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากสัญญาเดิม 3.32 RM Sen/kWh และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป ปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่กับ มาเลเซียเพื่อทดแทนสัญญาเดิม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555 - 2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 และ เนื่องจากพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการต่อไปจนแล้วเสร็จ และให้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานให้กระทรวงพลังงานทราบด้วย
ปัจจุบัน มีโครงการ IPP ที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 3 โครงการ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด กำลังการผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เพาเวอร์ เจนเนอร์เรชั่น ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมา การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ฉบับ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ ได้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอ ขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนให้ SPP ชีวมวล ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าโดยมีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กพลังงาน หมุนเวียนได้รับการคัดเลือกจำนวน 7 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ กำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี พ.ศ. 2555 สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก และขยะชุมชน และให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก โดยมี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่สามารถรับซื้อได้รวม 19 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,584 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP แล้ว
สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนพฤศจิกายน 2551 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 90 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 4,203.0 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 60 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,285.5 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 4 พฤศจิกายน 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ให้คณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาดำเนินการต่อไป
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) กพช. มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบ ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อเดือนธันวาคม 2549 และรัฐให้การส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และกำหนดให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟภ. และ กฟน. ภายในปี พ.ศ. 2551 โดยอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็ก 0.40-0.80 บาทต่อหน่วย ขยะชุมชน 2.50 บาทต่อหน่วย พลังลม 3.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ 8.00 บาทต่อหน่วย โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี ยกเว้น พลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ กำหนดให้ระยะเวลาสนับสนุนเท่ากับ 10 ปี ทั้งนี้ ระยะเวลาของการยื่นขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า พลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้สิ้นสุดลงแล้ว โดย สนพ. อยู่ระหว่างการทบทวนการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้ารอบใหม่ เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนธันวาคม 2551 มี VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 351 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,390.91 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 118 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 238.18 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2551
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียมและนำเสนอต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและ กพช. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2549 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2550 - 2552 ปีละ 30 ล้านบาท ในกรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 90 ล้านบาท โดยให้คงเงินสำรองร้อยละ 20 ของกรอบวงเงิน 90 ล้านบาท และในปีงบประมาณ 2550 - 2552 ให้นำเงินมาจัดสรรปีละ 24 ล้านบาท และสำรองไว้กรณีมีแผนงาน/โครงการที่จำเป็นและฉุกเฉินปีละ 6 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2551 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติปรับปรุงแผนการใช้จ่ายเงินตามหมวดรายจ่ายต่างๆ ของปีงบประมาณ 2551 ในวงเงิน 26,000,000 บาท เพื่อให้เหมาะสมกับการใช้จ่ายงบประมาณกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม
3. ในปีงบประมาณ 2551 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่างๆ แก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 25,159,600 บาท โดยแบ่งเป็นหมวดการค้นคว้า วิจัยฯ หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงานฯ หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน เป็นจำนวน 2,998,500 15,927,600 4,702,500 1,231,000 และ 300,000 บาท ตามลำดับ ซึ่งได้เบิกจ่ายเงินไปแล้ว 10,089,980.98 บาท ผูกพันไปปี 2551
4. ณ วันที่ 30 กันยายน 2551 ฐานะการเงินของกองทุนฯ มีสินทรัพย์สุทธิ 431,493,853.89 บาท งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2551 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 9,032,357.40 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
คณะอนุกรรมการกลั่นกรองงบประมาณกองทุนฯ
คำสั่งคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ที่ 3 /2558
เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกลั่นกรองงบประมาณของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
----------------------------------------------------------------------------------------------------
เพื่อให้การดำเนินงานตามพระราชบัญญัติการปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการที่แต่งตั้งตามประกาศและคำสั่งของคณะรักษาความสงบแห่งชาติบางฉบับ พ.ศ. 2558 สอดคล้องกับโครงสร้างการบริหารราชการในปัจจุบัน และการดำเนินงานด้านการอนุรักษ์พลังงานและการส่งเสริมพลังงานทดแทนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความเหมาะสมยั่งยืน อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 34 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จึงออกคำสั่งดังต่อไปนี้
ข้อ 1 ให้ยกเลิกคำสั่งคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ที่ 4/2557 เรื่องแต่งตั้งคณะอนุกรรมการกลั่นกรองงบประมาณของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ลงวันที่
2 กรกฎาคม พ.ศ. 2557
ข้อ 2 ให้แต่งตั้ง “คณะอนุกรรมการกลั่นกรองงบประมาณของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน” คณะหนึ่ง โดยมีองค์ประกอบ ดังนี้
1. ปลัดกระทรวงพลังงาน | ประธานอนุกรรมการ |
2. รองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมายให้กำกับราชการของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน | อนุกรรมการ |
3. ผู้ทรงคุณวุฒิที่ได้รับมอบหมายจากหัวหน้าคณะรักษาความสงบแห่งชาติ | อนุกรรมการ |
4. รองอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานที่ได้รับมอบหมาย | อนุกรรมการ |
5. ผู้อำนวยการสำนักวิเคราะห์โครงการลงทุนภาครัฐสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ | อนุกรรมการ |
6. ผู้อำนวยการสำนักจัดทำงบประมาณองค์การบริหารรูปแบบพิเศษและรัฐวิสาหกิจ สำนักงบประมาณ |
อนุกรรมการ |
7. ผู้อำนวยการกองกำกับและพัฒนาระบบเงินนอกงบประมาณ กรมบัญชีกลาง | อนุกรรมการ |
8. ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการวิจัยแห่งชาติ | อนุกรรมการ |
9. ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย | อนุกรรมการ |
10. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน | อนุกรรมการและเลขานุการ |
11. เจ้าหน้าที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานที่สำนักงานนโยบายและแผนงานพลังงานมอบหมาย |
อนุกรรมการและเลขานุการ |
12. เจ้าหน้าที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานมอบหมาย |
อนุกรรมการและเลขานุการ |
ข้อ 3 ให้คณะอนุกรรมการกลั่นกรองงบประมาณของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจและหน้าที่ ดังนี้
(1) พิจารณากลั่นกรองและเสนอความเห็นเกี่ยวกับ งบประมาณรายจ่ายประจำปี/แผน/งาน/โครงการ ต่อคณะกรรมการกองทุนฯ เพื่อพิจารณาอนุมัติให้แก่ผู้ขอรับการจัดสรรเงินกองทุนฯ ที่เสนอขอรับการสนับสนุน ตามวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนกำหนดไว้แล้ว ทั้งนี้ จะต้องสอดคล้องตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ที่คณะกรรมการกองทุนฯ กำหนด ภายใต้กรอบที่คณะกรรมการ นโยบายแห่งชาติได้ให้ความเห็นชอบไว้แล้ว
(2) เชิญผู้แทนของหน่วยงาน ตลอดจนหน้าที่ที่เกี่ยวข้อง เพื่อชี้แจงรายละเอียดในข้อเท็จจริง คำอธิบาย คำแนะนำ หรือจัดส่งเอกสาร รวมทั้ง เชิญผู้ทรงคุณวุฒิ/ผู้เชี่ยวชาญด้านการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน ให้ความเห็นเกี่ยวกับรายละเอียดแผนงานโครงการของหน่วยงาน ตามที่เห็นสมควร
(3) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงาน เพื่อปฏิบัติหน้าที่ตามที่คณะอนุกรรมการกลั่นกรองงบประมาณฯ มอบหมาย
(4) ดำเนินการอื่นใดตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ หรือประธานกรรมการกองทุนฯ มอบหมาย
ทั้งนี้ ตั้งแต่บัดนี้เป็นต้นไป
สั่ง ณ วันที่ 14 สิงหาคม พุทธศักราช 2558
(หม่อมราชวงศ์ปรีดิยากร เทวกุล)
รองนายกรัฐมนตรี
ประธานกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
กพช. ครั้งที่ 145 - วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2556 (ครั้งที่ 145)
วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
2.การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง)
3.แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
4.รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
9.รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
10.ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
11.ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
12.รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
14.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 โดยเห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556 และเห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
2. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2556 กบง. มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2556 และครั้งหลังสุด กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2556 และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบทั้ง ในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือ ตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถัง ขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
3. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน พิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล และกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือ ผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการสรุปได้ดังนี้
3.1 ฐานข้อมูล ได้รวบรวมฐานข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องและจำนวนผู้มีสิทธิ์ได้รับ การช่วยเหลือแยกตามประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) ครัวเรือนใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จำนวน 7,430,639 ครัวเรือน (2) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้าใช้ จำนวน 186,822 ครัวเรือน (3) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวน 168,529 ร้าน และ (4) ร้านค้าก๊าซ LPG จำนวน 35,877 ร้าน3.2 ระบบฐานข้อมูลกลาง แบ่งเป็น1) จัดทำระบบฐานข้อมูลกลางของผู้มีสิทธิ์ได้รับการชดเชย โดยจัดเรียงข้อมูลของผู้ได้รับสิทธิ์ จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กรมการพัฒนาชุมชน องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) และข้อมูลร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ร้านค้าปลีก) จากกรมธุรกิจพลังงาน ให้อยู่ในรูปแบบที่สามารถใช้งานได้บนฐานข้อมูลเดียวกัน2) กำหนดรหัสผู้มีสิทธิ์ ได้แก่ (1) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกรุงเทพฯ และปริมณฑล กำหนดรหัสโดยใช้รหัสเครื่องวัด 8 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าของ กฟน. (2) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในส่วนภูมิภาค กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 11 หลักหลัง ตามใบแจ้ง ค่าไฟฟ้าของ กฟภ. (3) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 9 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้า (4) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้า Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก (5) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก และ (6) ร้านค้าก๊าซ LPG Data Center กำหนดรหัสให้ 6 หลัก3.3 การแจ้งสิทธิ์ โดย กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ ได้แจ้งสิทธิ์ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วย ผ่านใบแจ้งค่าไฟฟ้าและหนังสือแจ้งสิทธิ์ ตั้งแต่วันที่ 14 มิถุนายน 2556 โดยดำเนินการต่อเนื่อง 3 เดือน ตั้งแต่เดือนมิถุนายนถึงสิงหาคม 2556 และเพื่อให้มีความพร้อมในการชี้แจงข้อสงสัย โดยใช้ศูนย์บริการร่วมของกระทรวงพลังงานเพื่อชี้แจงข้อสงสัยต่างๆ ในเบื้องต้น ที่หมายเลข 0-2140-70003.4 การลงทะเบียนเพิ่มเติม โดยกรมการค้าภายในได้จัดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมสำหรับร้านค้า หาบเร่ และแผงลอยอาหารที่ตกสำรวจ โดยขอขึ้นทะเบียนใหม่ได้ที่สำนักงานพาณิชย์จังหวัด สำนักงานการค้าภายในจังหวัด สำนักงานพัฒนาธุรกิจการค้าจังหวัด หรือพลังงานจังหวัดในพื้นที่ได้ตั้งแต่วันที่ 10 มิถุนายน 2556 สำหรับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ จะเปิดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมที่ อปท. เมื่อได้มีการส่งประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิ์ไปยัง อปท. แล้ว3.5 ระบบช่วยเหลือผ่านผู้ค้ามาตรา 7 โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และ ปตท. ได้หารือร่วมกับผู้ค้ามาตรา 7 สมาคมผู้ค้าก๊าซ LPG และ Service Provider สรุปได้ดังนี้ (1) ผู้ค้ามาตรา 7 ยินดีให้ความร่วมมือให้มีระบบการค้าก๊าซ LPG เพื่อให้ผู้ซื้อสามารถซื้อก๊าซ LPG ในราคาเดิมได้ โดยผู้ค้ามาตรา 7 แบ่งความรับผิดชอบการสำรองเงินจ่ายตามส่วนแบ่งการตลาด (2) ปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซ LPG ที่วางจำหน่ายมากกว่า 60 กิโลกรัม ประมาณ 35,877 ร้าน ซึ่งอยู่ในการควบคุมของ ธพ. เข้าร่วมโครงการ และ (3) กำหนดขั้นตอนการเข้าใช้สิทธิผ่านโทรศัพท์มือถือ3.6 การจัดทำแนวทางการป้องกันการทุจริต แบ่งเป็น 2 กรณี คือ (1) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG/ประชาชน แอบอ้างใช้สิทธิของผู้อื่น อาจมีความผิดฐานฉ้อโกงตามประมวลกฎหมายอาญามาตรา 341 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 3 ปี หรือปรับไม่เกิน 6,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ และ (2) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG ไม่นำออกจำหน่าย/ปฏิเสธการจำหน่าย อาจมีความผิดตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มาตรา 30 และมาตร 41 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 7 ปี หรือปรับไม่เกิน 140,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ3.7 การประชาสัมพันธ์ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ (1) การทำความเข้าใจกับทุกภาคส่วน (2) การเตรียมความพร้อมและติดตามตรวจสอบทุกระบบ โดยจะเริ่มดำเนินการก่อนการยืนยันสิทธิ์ และ (3) การทำความเข้าใจในการรับสิทธิ์ และการได้รับสิทธิ์3.8 การอบรมชี้แจงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย (1) การอบรมเตรียมความพร้อมให้กับวิทยากร (2) จัดทำคู่มือ เอกสารประกอบการอบรม และการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และ (3) การอบรมโรงบรรจุ ร้านค้าก๊าซรายย่อย และเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องการดำเนินการทั้งหมดคาดว่าจะแล้วเสร็จในต้นเดือนสิงหาคม 2556 จากนั้นจะต้องมีการทดสอบระบบและปรับปรุงระบบต่างๆ ให้สมบูรณ์ มีความพร้อมในการดำเนินการเพื่อรองรับการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ดังนั้น คาดว่าจะสามารถปรับราคาขายปลีกราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป
4. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน เมื่อคำนึงถึงผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทาง การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ การปรับราคาเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จะมีผลทำให้ราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนตุลาคม 2557
5.เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 กบง. ได้มีมติเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบ ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัม ต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม เนื่องจากครัวเรือนรายได้น้อยมีการใช้ถังหลายขนาด ได้แก่ 4, 7, 11, 11.5, 13.5 และ 15 กิโลกรัม หากกำหนดเงื่อนไขช่วยเหลือตามการ ใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน จะทำให้ผู้ใช้ถังขนาดตั้งแต่ 7 ถึง 15 กิโลกรัม ได้รับการช่วยเหลือเพียงบางส่วนเท่านั้น ดังนั้น จึงควรกำหนดการช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และให้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อให้ กพช. พิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ยกเลิก มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 (2) ขอความเห็นชอบแนวทางปรับราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) ขอความเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัม ต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาท ต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556
2. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม
3. เห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้(1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน(2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือนทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
เรื่องที่ 2 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งเห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ดังนี้
โดย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาก๊าซฯ (Pool Gas) อัตราค่าบริการสำหรับ การจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (TdZone 1+3) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ ในส่วน Commodity Charge (Tc) ทั้งนี้ ในส่วนของค่า S มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV และในส่วนค่าใช้จ่ายดำเนินการ ประกอบด้วย ต้นทุนค่าสถานีแม่ ต้นทุนค่าขนส่งและต้นทุนค่าสถานีลูก เป็นต้น
2. ในช่วงที่ผ่านมา รถบรรทุก รถโดยสาร รถตู้และรถอื่นๆ ได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV แทนการใช้น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจำนวนมาก ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ NGV ในภาคขนส่งเติบโตอย่างรวดเร็ว ส่งผลกระทบต่อจัดหาก๊าซ NGV และการขยายสถานีบริการ NGV ก่อให้เกิดความล่าช้าในการให้บริการ กระทรวงพลังงานได้หารือร่วมกับกลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งเพื่อหาแนวทางแก้ไข และได้มีความเห็นร่วมกันว่า กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งควรเข้ามาเป็นผู้ลงทุนและดำเนินการสถานี NGV รวมถึงการบริหารจัดการและขนส่งก๊าซ NGV โดยเป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อและนำก๊าซธรรมชาติที่ได้ไปใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในกลุ่มรถขนส่งของตนเอง ดังนั้น จึงควรพิจารณากำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งขึ้น
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง พบว่าการซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อเพื่อนำไปใช้สำหรับการขนส่งของกลุ่มผู้ ประกอบการขนส่งจะไม่มีต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการตามที่กำหนดไว้ในโครง สร้างราคาก๊าซ NGV เนื่องจากกลุ่มผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการในส่วนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ เอง แต่จะทำให้มีต้นทุนในส่วนการบริหารจัดการเพิ่มขึ้น ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วน ที่เพิ่มเติมมาจากแนวท่อส่งก๊าซหลัก ซึ่ง สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นร่วมกันว่าควรกำหนด ตัวแปรขึ้นคือ X ดังนั้น สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง จึงเป็นดังนี้
ภายหลังจากที่มีการประกาศใช้สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก แนวท่อสำหรับ ภาคขนส่งแล้ว ให้ตัวแปรต่างๆ สามารถปรับเปลี่ยนได้ดังนี้ (1) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติให้ปรับเปลี่ยนตามจริง และ (2) ให้ทบทวนค่าบริหารจัดการในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ปีละ 1 ครั้ง โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาในรายละเอียดต่อไป
4. สนพ. ได้ขอความเห็นจากสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งเคยเป็นผู้ศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้ สนพ. เมื่อปี 2555 โดยสถาบันวิจัยพลังงานฯ ได้มีความเห็นว่าโครงสร้างดังกล่าว มีความเหมาะสม เนื่องจากการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งจะมีต้นทุนเกิดขึ้น ในส่วนที่เป็นต้นทุนเนื้อก๊าซ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อและค่าบริหารจัดการเฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับการขาย ส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งเท่านั้น โดยอาจอนุโลมให้ใช้อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติเป็น ร้อยละ 1.75 ไปก่อน จนกว่าสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) จะทำการศึกษาอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV แล้วเสร็จ รวมทั้งเห็นด้วยกับกรอบแนวคิดการคำนวณค่าบริหารจัดการ ในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ซึ่งประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วนที่เพิ่มเติมจากแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลัก
5. เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรม สนพ. ควรเข้าไปตรวจสอบโดยต้องตรวจสอบความถูกต้องการแจกแจงปริมาณงาน (Task) ทั้งหมดที่เกิดขึ้นในการขายและบริหารจัดการของ “สถานีแม่-ลูก” และ “สถานี แนวท่อ” ของ ปตท. และกำหนดปริมาณงานส่วนที่จะต้องถูกนำมาคิดเป็นค่าใช้จ่าย หาก ปตท. ดำเนินการธุรกิจขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง โดยการกำหนดค่าใช้จ่ายฯ ในปีต่อๆ ไป ซึ่งอาจปรับค่าแต่ละปีให้เหมาะสมและสะท้อนสภาพเศรษฐกิจได้ตามดัชนีราคาผู้ บริโภค (Consumer Price Index; CPI) อีกทั้ง ควร คำนวณปรับค่าใช้จ่ายสำหรับปีฐานใหม่ตามรอบการประเมินที่เหมาะสม เช่น ทุกๆ 3 ปี หรือ 5 ปี เป็นต้น
6. การซื้อขายก๊าซธรรมชาติในรูปแบบดังกล่าว จะทำให้กลุ่มผู้ประกอบการขนส่งมีความยืดหยุ่น ในการบริหารจัดการระบบการเติมก๊าซ NGV ซึ่งทำให้การขนส่งสินค้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น ช่วยลดปัญหาการรอคิวเติมก๊าซ NGV ในสถานีบริการ NGV ที่ให้บริการแก่ประชาชนทั่วไปได้ ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งควรให้ใช้เพื่อการจำหน่ายเฉพาะภายใน กลุ่มของผู้ประกอบการที่มีการทำข้อตกลงซื้อขายกับ ผู้จำหน่ายก๊าซธรรมชาติทางท่อสำหรับนำไปใช้ในภาคขนส่งเท่านั้น ห้ามนำไปใช้ในการจำหน่ายให้กับรถยนต์ทั่วไป และ/หรือนำไปจำหน่ายหรือใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับภาคอื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาค่าบริหารจัดการใน การขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ที่เหมาะสมสำหรับนำไปใช้ในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2556 ได้มีมติรับทราบรายงานเหตุการณ์ ไฟฟ้าดับ 14 จังหวัดภาคใต้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2556 ตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) รายงาน และมอบหมายให้ พน. รับไปหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาหามาตรการป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้น ในอนาคต รวมทั้งแผนการเตรียมความพร้อมรองรับในกรณีฉุกเฉินและแผนป้องกันปัญหาระยะยาว เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง (Blackout) ขึ้นอีก ซึ่งผลการหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีความเห็นว่าเหตุการณ์ครั้งนี้ เป็นเหตุสุดวิสัยซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของ กฟผ. และ กฟผ. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุการณ์ตามคู่มือปฏิบัติที่กำหนดไว้ทุกขั้นตอนแล้ว รวมทั้งได้เสนอมาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้นและระยะยาว และรายงานให้ พน. ทราบ
2. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2556 พน. ได้มีการแถลงผลการหารือต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและสื่อมวลชน ดังนี้
2.1 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้น ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ร่วมกันทบทวน ศึกษาการตั้งค่าและปรับปรุง Scheme การทำงานของอุปกรณ์ Under Frequency Relay รวมทั้งหาวิธีการตรวจสอบอุปกรณ์ Under Frequency Relay ซึ่งติดตั้งตามสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. และ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ แล้วนำเสนอแผนต่อ สกพ. เพื่อทราบ (2) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนและฝึกซ้อมการปฏิบัติการควบคุมระบบไฟฟ้าในสภาวะวิกฤตร่วมกับ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ เพื่อป้องกันมิให้เกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง (Blackout) (3) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการกู้ระบบไฟฟ้ากลับคืน (Blackout Restoration) และฝึกซ้อมอย่างสม่ำเสมอ เพื่อช่วยลดระยะเวลาการเกิดไฟฟ้าดับ (4) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งไฟฟ้า และโรงไฟฟ้าในภาคใต้ ให้สอดคล้องกันและไม่กระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองบนสมมติฐาน ที่ไม่พึ่งพาไฟฟ้าระบบ HVDC จากประเทศมาเลเซียเป็นหลัก (ให้ถือเป็น Non-Firm) และ (5) ให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องกำหนดหลักปฏิบัติเพื่อรองรับสถานการณ์กรณีมีความจำเป็นที่จะ ต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษา ความมั่งคงของระบบไฟฟ้าและไม่ให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง2.2 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะยาว ดังนี้ (1) การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้ ควรพิจารณาให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าในภาคใต้สามารถพึ่งพาตนเองได้ (2) ภาคใต้เป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญในด้านการเศรษฐกิจและการท่องเที่ยว ทำให้มีอัตราความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ กฟผ. เร่งดำเนินการจัดทำโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี และ/หรือ 230 เควี เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคใต้ และ (3) ให้ทบทวนภาพรวมการวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้งประเทศ หากพิจารณาว่าจุดใดเป็นจุดที่มีความเสี่ยงและมีความสำคัญต่อประเทศ ให้เพิ่มระดับความมั่นคง ในบริเวณนั้น เพื่อป้องกันความเสี่ยงที่อาจจะทำให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้างขึ้นอีกใน อนาคต
3. ระบบไฟฟ้าภาคใต้จำเป็นต้องพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มโดยการส่งไฟฟ้าจากภาคกลาง ประมาณ 650 เมกะวัตต์ และมีไฟฟ้าสำรองจากประเทศมาเลเซียอีกประมาณ 300 เมกะวัตต์ รวมทั้งกรณีฉุกเฉินจะสามารถเพิ่มการส่งไฟฟ้าจากภาคกลางได้อีก 550 เมกะวัตต์ เนื่องจาก (1) ภาคใต้มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 2,423.8 เมกะวัตต์ (เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2556 เวลา 19.30 น.) ขณะที่มีกำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่มี 2,115.7 เมกะวัตต์ (2) มีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในพื้นที่เพียง 2 แห่ง ที่สามารถจ่ายไฟฟ้าแบบจ่ายไฟต่อเนื่อง (Base Load Plant) คือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะ (710 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ขนอม (748 เมกะวัตต์) ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (3) โรงไฟฟ้าภาคใต้บางส่วนต้องเดินเครื่องไม่ถึง ค่าพิกัดสูงสุด เพื่อรักษาค่าความมั่นคงของระบบ และ (4) ระบบสายส่งเชื่อมโยงไฟฟ้าระหว่างภาคกลาง-ภาคใต้ ปัจจุบันมีโอกาสที่จะเกิดความไม่มั่นคง จึงจำเป็นต้องปรับปรุงเพื่อรักษามาตรฐานความมั่นคงระบบส่งไฟฟ้า ในปัจจุบัน ทั้งนี้ หากเกิดความขัดข้องของระบบส่งไฟฟ้าจากภาคกลางหรือจากประเทศมาเลเซีย หรือโรงไฟฟ้า มีความจำเป็นต้องหยุดซ่อมบำรุงหรือเกิดเหตุฉุกเฉิน อาจทำให้พื้นที่ภาคใต้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง
4. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าเข้าระบบในภาคใต้ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในภาคใต้ที่เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณปีละร้อยละ 6 ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP2010 Rev.3) ดังนี้ (1) ปี 2557 โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 782 เมกะวัตต์ (2) ปี 2559 โรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 900 เมกะวัตต์ (ทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม) (3) ปี 2562 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด (กระบี่) ขนาด 800 เมกะวัตต์ และ (4) ปี 2565 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดขนาด 800 เมกะวัตต์ ซึ่งกรณีที่มีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 จำเป็นต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ทุกวัน โดยมีความต้องการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 51 ล้านลิตรต่อเดือน แต่ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเตา มีข้อจำกัดทำให้ไม่สามารถขนส่งได้ตามความต้องการ ส่งผลให้ไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้เต็มกำลัง ดังนั้น การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ต้องคำนึงถึงความมั่นคงและความเชื่อถือ ได้ของระบบไฟฟ้า ในการพร้อมจ่ายทุกช่วงเวลา จึงต้องพิจารณาให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้า ในภาคใต้มีความมั่นคงและสามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติและรองรับภาวะฉุก เฉินต่างๆ
5. แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคง สามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติ และรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการเร่งด่วน ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ เต็มกำลังการผลิต และ (2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงและเพียงพอของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
(1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต(2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนร้อย ละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตาทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศและแผนพัฒนา พลังงานทดแทน 15 ปี และคำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม รวมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012-2021) โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 เมกะวัตต์
3. คณะกรรมการบริหารฯ ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 ถึงปัจจุบัน โดยได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดวันเริ่มต้น ซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 227 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,523.44 เมกะวัตต์ (2) เห็นควรให้ตอบรับพร้อมลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 58 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 674.2 เมกะวัตต์ (3) เห็นควรให้ลงนามในสัญญา จำนวน 209 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,214.22 เมกะวัตต์ และ (4) โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเกินระยะที่กำหนดไว้ตาม ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ยกเลิกสัญญา ซึ่งปัจจุบันการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ยกเลิกสัญญากับผู้ประกอบการแล้ว 317 ราย รวมปริมาณพลังงานไฟฟ้าทั้งสิ้น 1,470.72 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) สรุปได้ดังนี้
4. ปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.1 ปัญหา : ปริมาณความต้องการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้ามากกว่าเป้าหมาย AEDP ส่งผลให้มีคำร้องอยู่ระหว่างยื่นขอเสนอขายไฟฟ้าเป็นจำนวนมาก โดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ กพช. จึงได้มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ตั้งแต่วัน ที่ 28 มิถุนายน 2553 แต่ทั้งนี้พบว่ามีโครงการพลังงานหมุนเวียนที่มีข้อผูกพันภายใต้การส่งเสริม ด้วยมาตรการ Adder กับการไฟฟ้า ซึ่งมีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งเป็นไปตามเป้าหมายในแผน AEDP แล้ว 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงาน ชีวมวล และพลังงานขยะ ส่งผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ไม่สามารถตอบรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวเพิ่มเติมได้ อีกทั้งยังมีผู้ประกอบการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าเพิ่มเติมมายังการไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่งอย่างต่อเนื่อง โดยยัง ไม่สามารถหยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าได้ หากยังไม่มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจาก กพช.ข้อเสนอแนะ : ปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตาม AEDP ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและพบว่าพลังงานหมุนเวียนบางประเภทมี ศักยภาพมากเกินกว่าแผน AEDP ที่ได้กำหนดไว้ และรัฐบาลยังมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ เพิ่มเติมจากที่ได้กำหนดไว้ในแผน AEDP จึงเห็นควรให้ พพ. ศึกษาและปรับปรุงเป้าหมาย AEDP เพื่อนำเสนอ กพช. เห็นชอบต่อไป และเห็นควรให้ พพ. ร่วมกับ สนพ. กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผน PDP2010 Rev.3 และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป4.2 ปัญหา : การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องตามแผน PDP ซึ่งปัจจุบันภาครัฐไม่มีการประกาศปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นรายปีอย่างชัดเจน ทำให้ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงไม่สอดคล้องกับแผน PDP และทำให้ภาครัฐไม่สามารถวางแผนการสร้างระบบส่งเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้ รวมทั้งส่งผลให้ยากต่อการควบคุมผลกระทบค่าไฟฟ้าข้อเสนอแนะ : กำหนดปริมาณรับซื้อและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในแต่ละปีให้ชัดเจน โดย พพ. ร่วมกับ สนพ. เป็นผู้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีและกำหนดวัน เริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และสามารถประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้สอดคล้องกับการลงทุนที่เกิดขึ้นจริง และเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกและเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามเป้าหมาย AEDP พร้อมทั้งรายงานผลให้ พน. ทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป4.3 ปัญหา : ระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนบริเวณพื้นที่ภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ เฉพาะโครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและมีกำหนด SCOD แล้วในภาคตะวันออกเฉียงเหนือตั้งแต่ปัจจุบันจนถึงปี 2558 (ไม่รวมโครงการ Solar Thermal) รวมทั้งสิ้น 1,111.41 เมกะวัตต์ เนื่องจากระบบส่งของ กฟผ. ไม่เพียงพอต่อการรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าดังกล่าว จึงต้องรอจนกว่า กฟผ. จะก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าใหม่ให้แล้วเสร็จในปี 2560 ทำให้ไม่สามารถพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทุกโครงการในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือได้ ถึงแม้ว่าเป้าหมายการรับซื้อตามแผนในบางประเภทเชื้อเพลิงจะยังสามารถรับซื้อ เพิ่มเติมได้ เช่น พลังงานก๊าซชีวภาพข้อเสนอแนะ : แก้ไขปัญหาระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดัง กล่าวอย่างเร่งด่วน โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่ลงนามในสัญญา (PPA) แล้ว และหากมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมควรกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ให้สอดคล้องกับศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. รวมทั้งเห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป4.4 ปัญหา : ความล่าช้าในการออกใบอนุญาตต่างๆ มีสาเหตุบางส่วนจากผู้พัฒนาโครงการยังไม่ได้รับใบอนุญาต รง.4 จาก กกพ. เนื่องจากยังไม่ได้รับความเห็นประกอบการพิจารณาจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการไม่ได้รับอนุญาตให้มีการเชื่อมโยงระบบกับการไฟฟ้า และไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ที่มีกับการไฟฟ้าตามสัญญา จึงทำให้ผู้ประกอบการต้องขอขยาย SCOD ออกไป และไม่มีความชัดเจนในระยะเวลาที่จะได้รับใบอนุญาต รง.4 จากความล่าช้าดังกล่าว ผู้พัฒนาโครงการที่เลยกำหนด SCOD อาจต้องถูกยกเลิกสัญญาตามมติ กกพ. วันที่ 4 มีนาคม 2553 ส่งผลให้เกิดความเสียหายทางธุรกิจกับผู้พัฒนาโครงการ เกิดการร้องเรียนของผู้พัฒนาโครงการอย่างต่อเนื่องมายังคณะกรรมการบริหารฯ ซึ่งมีข้อเสนอแนะ คือ มอบหมายให้ กกพ. เร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี ให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ และกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิงด้วย โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ความสามารถในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ตามศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือก รวมถึงการเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามเป้าหมายตามแผนพัฒนา พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25 % ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) (AEDP 2012-2021) และรายงานผลให้กระทรวงพลังงานทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป
4. เห็นชอบให้ กฟผ. ร่วมกับ กกพ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วอย่างเร่งด่วนและรายงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป
6. เห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการเร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012-2021) โดยมีเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกให้ได้ 25% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศภายในปี 2564 ต่อมาเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ การบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) เพื่อเป็นกรอบในการจัดสรรงบประมาณประจำปี 2557 โดยรัฐบาลได้กำหนดทิศทางการขับเคลื่อนหลักใน 3 ยุทธศาสตร์ ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ (Growth and Competitiveness) (2) ยุทธศาสตร์สร้างโอกาสบนความเสมอภาคและเท่าเทียมกันในสังคม (Inclusive Growth) และ (3) ยุทธศาสตร์การเติบโตบนคุณภาพชีวิตที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Growth)
2. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดทิศทางนโยบายในการขับเคลื่อนการพัฒนาพลังงานให้สอดคล้องกับ ยุทธศาสตร์ประเทศ โดยมีแนวทางนโยบายสำคัญ 7 ข้อ ได้แก่ (1) นโยบาย Energy Bridge เพื่อเชื่อมโยงการค้าน้ำมันจากฝั่งทะเลอันดามัน มายังฝั่งอ่าวไทย ให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการขนส่งน้ำมันของภูมิภาค (2) นโยบายกำหนดราคาน้ำมันเท่ากันทั่วประเทศ (3) นโยบายสำรองเชื้อเพลิงเชิงยุทธศาสตร์ (4) การพัฒนาวิสาหกิจพลังงานทดแทนในชุมชน การผลิตพลังงานจากหญ้าเนเปียร์ สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน เป็นการพัฒนาพลังงานทดแทน (5) การพัฒนาต่อยอดอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องจากภาคเกษตรเพื่อสร้าง New Growth สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับสินค้าภาคเกษตร (6) ด้านอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ และ (7) เรื่องการกำกับราคาพลังงาน ปรับโครงสร้างราคาพลังงานให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3. พพ. ได้ดำเนินการปรับค่าเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ (1) ลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศ (2) เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ (3) เสริมสร้างการใช้พลังงานทดแทนในระดับชุมชนในรูปแบบชุมชนพลังงานสีเขียว (4) สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และ (5) วิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนของไทย ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้ารวมอยู่ที่ 10,628 เมกะวัตต์ โดยเป้าหมายตามแผนมีจำนวนรวม 9,201 เมกะวัตต์ สำหรับสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตความร้อน ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อยู่ที่ 2,990.10 ktoe จากเป้าหมายรวม 9,335 ktoe และสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง ได้แก่ เอทานอล ไบโอดีเซล (B10) และเชื้อเพลิงใหม่ (BHD) อยู่ที่ 1,609.79 ktoe จากเป้าหมายรวม 12,191.42 ktoe
4. การปรับค่าเป้าหมายตาม AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy ดังนี้
4.1 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตไฟฟ้า
(1) พลังงานลม เป้าหมายเดิม 1,200 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 1,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 600 เมกะวัตต์ โดยผลการศึกษาพบว่าในจังหวัดเพชรบูรณ์ กาญจนบุรี ระนอง สุราษฎร์ธานี พัทลุง สงขลา และยะลา มีศักยภาพสามารถติดตั้งกังหันลมผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ และมีข้อมูลจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) พบว่ามีผู้สนใจขอรับการส่งเสริมการลงทุนพัฒนาพลังงานลมเพิ่มเติมอีกมากกว่า 900 เมกะวัตต์(2) พลังงานแสงอาทิตย์ เป้าหมายเดิม 2,000 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 3,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ โดย พน. มีแผนงานส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ บนหลังคาอาคาร (Solar PV Rooftop) โดยมีเป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์(3) พลังงานน้ำ เป้าหมายเดิม 1,608 เมกะวัตต์ (โครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ 1,284 เมกะวัตต์ และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์) เป้าหมายใหม่ ลดลงเหลือ 324 เมกะวัตต์ เนื่องจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ (Pump storage) ไม่ก่อให้เกิดการผลิตพลังงาน ที่เป็นพลังงานทดแทนสุทธิ ดังนั้น จึงเห็นควรกำหนดเป้าหมายการใช้พลังน้ำผลิตไฟฟ้าเฉพาะโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ ขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์(4) พลังงานชีวมวล เป้าหมายเดิม 3,630 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 4,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,170 เมกะวัตต์ เนื่องจากปัจจุบันมีผู้ประกอบการเสนอขอรับการสนับสนุนจากภาครัฐในการตั้งโรง ไฟฟ้า ชีวมวลชุมชนขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 200 โรง รวมกำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ โดยใช้เชื้อเพลิงจากเศษไม้ยางพารา และขอรับการสนับสนุนในรูปอัตราค่าไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) และสำหรับโรงไฟฟ้าจากชีวมวลเดิม โดยเฉพาะโรงงานน้ำตาล พบว่าการปรับปรุงประสิทธิภาพกระบวนการผลิตของโรงงานสามารถเพิ่มกำลังการผลิต ไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์(5) ก๊าซชีวภาพ เป้าหมายเดิม 600 เมกะวัตต์ (จากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์) เป้าหมายใหม่ 3,600 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 3,000 เมกะวัตต์ (จากพืชพลังงาน) ซึ่งในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินโครงการศึกษา วิจัย ต้นแบบวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน (ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน) ซึ่งมีเป้าหมายจัดตั้งต้นแบบโรงงานผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ ขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 12 โรง กระจายตามภูมิภาคต่างๆ เพื่อเป็นต้นแบบในการขยายผลตามเป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์(6) พลังงานจากขยะ จากเป้าหมายเดิม 160 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 400 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 240 เมกะวัตต์ ซึ่ง พน. มีนโยบายส่งเสริมสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาด โดยส่งเสริมให้องค์การบริหารส่วนท้องถิ่น (อบท.) นำขยะมาผลิตพลังงาน(7) พลังงานรูปแบบใหม่ จากเป้าหมายเดิม ได้กำหนดให้ศึกษาพัฒนานำพลังงานรูปแบบใหม่ ได้แก่ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (1 เมกะวัตต์) พลังงานคลื่นหรือกระแสน้ำ และไฮโดรเจน (2 เมกะวัตต์) มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งการดำเนินการส่วนใหญ่จะเป็นงานศึกษาวิจัยและจัดทำต้นแบบ จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมของพลังงานรูปแบบใหม่ไว้ที่ 3 เมกะวัตต์4.2 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
(1) พลังงานแสงอาทิตย์ มีการส่งเสริมการติดตั้งระบบน้ำร้อน/น้ำเย็นแสงอาทิตย์ พัฒนาระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ระดับครัวเรือนที่มีต้นทุนต่ำ พัฒนากลไกภาคบังคับ และส่งเสริมระบบอบแห้งแสงอาทิตย์สำหรับธุรกิจขนาดกลางและขนาดย่อม (SME) ปัจจุบันได้ส่งเสริมนำร่องในอาคารภาครัฐ มีการใช้พลังงานแสงอาทิตย์เพื่อผลิตความร้อน 4.10 ktoe จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมไว้ที่ 100 ktoe(2) พลังงานชีวมวล ส่งเสริมการผลิตและการใช้ Biomass pellets และส่งเสริมระบบผลิตพลังงานความร้อนร่วม ปัจจุบันมีการตั้งโรงงานผลิต Wood pellets ในหลายพื้นที่ มีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินมาใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Wood pellets) ในโรงงานอุตสาหกรรมบางแห่ง ทำให้มีการใช้ชีวมวลเพื่อการผลิตความร้อน 2,688 ktoe และยังมีเศษชีวมวลประเภทเปลือกไม้ยูคาลิปตัส ขี้เลื่อยที่ยังไม่ได้ใช้งานอีกมาก จึงเห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 8,500 ktoe(3) ก๊าซชีวภาพ มีการผลิตก๊าซชีวภาพจากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์เพื่อผลิตความร้อนรวม 253 ktoe เห็นควรคงเป้าหมายเท่าเดิมที่ 1,000 ktoe(4) ขยะ ส่งเสริมให้นำเศษขยะในท้องถิ่นมาผลิต RDF (Refuse Derived Fuel) จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตปูนซีเมนต์ ซึ่งปัจจุบันมีการใช้ขยะเพื่อการผลิตความร้อนรวม 45 ktoe เห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นจากเป้าหมายเดิม 35 ktoe เป็น 200 ktoe4.3 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
(1) เอทานอล ปัจจุบันมีการใช้เอทานอล 2.59 ล้านลิตรต่อวัน จากเป้าหมายในปี 2564 จะมีการใช้เอทานอล 9 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งเป็นเป้าหมายที่เหมาะสม จึงเห็นควรคงเป้าหมายไว้คงเดิม(2) ไบโอดีเซล ปัจจุบันมีการใช้ไบโอดีเซล (B5) 2.88 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2564 มีเป้าหมาย การส่งเสริมให้ใช้ B10 คาดว่าจะมีการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2564 ประมาณ 72 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น จึงเห็นควรปรับเป้าหมายไบโอดีเซลจากเดิม 5.97 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 7.2 ล้านลิตรต่อวัน(3) เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล ปัจจุบันมีแผนการวิจัยและพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล คือ BHD (Bio-Hydrogenated Diesel) ที่สามารถผลิตใช้ในเชิงพาณิชย์ โดยมีแผนการลงทุนที่จะผลิต BHD จากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ดังนั้น เห็นควรปรับลดเป้าหมายลงจากเดิม 25 ล้านลิตรต่อวัน เหลือ 3 ล้านลิตร ต่อวัน ในปี 2564 เพื่อให้เหมาะสมกับสถานะการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพใน ปัจจุบัน(4) ก๊าซชีวภาพอัด (CBG) มีการส่งเสริมโครงการ CBG (Compressed Bio-Methane Gas) เพื่อใช้แทนก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (NGV) ในพื้นที่ที่อยู่ห่างจากท่อส่งก๊าซ ปัจจุบันมีการผลิตก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตเป็น CBG จำหน่ายให้ ปตท. โดยมีโครงการต้นแบบอยู่ที่อำเภอแม่แตง จังหวัดเชียงใหม่ ผลิตก๊าซชีวภาพอัดได้วันละ 6 ตัน ซึ่งมีแผนงานดำเนินการจำนวน 200 แห่ง ดังนั้น เห็นควรตั้งเป้าหมายการผลิตก๊าซชีวภาพ ในภาคขนส่ง 1,200 ตันต่อวัน4.4 สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับค่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ตามแผนการบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป ดังนี้
2. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
3. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
4. สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม พร้อมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Rooftop โดยเชิญผู้แทนจาก พพ. ร่วมดำเนินการ และให้นำเสนอสมมติฐานต่างๆ ให้คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. และ พพ. ได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย (Solar PV Rooftop) เพื่อส่งเสริมระบบผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์บนหลังคาทดแทนโรงไฟฟ้าประเภท Peaking Plant ลดการลงทุนภาครัฐ ทำให้เกิดการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดการใช้ไฟฟ้า ณ Load Center ซึ่งเป็นการสร้างความมั่งคงในด้านการจัดหาพลังงาน
3. คณะกรรมการบริหารฯ เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2556 ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีรายละเอียดผลการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าฯ ดังนี้
3.1 การจัดแบ่งกลุ่มโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา โดยอ้างอิงจากการจัดส่วนแบ่งทางการตลาดของผู้ประกอบการในต่างประเทศ โดยดำเนินการกำหนดขนาดการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา(Solar PV Rooftop) แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 kWp (2) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ที่มีขนาดน้อยกว่า 250 kWp และ (3) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง – ใหญ่/โรงงาน ที่มีขนาดน้อยกว่า 1 MWp3.2 ข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการ พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการ ตามที่ได้รับจาก พพ. ซึ่งสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งในแต่ละประเภทได้ ดังนี้
3.3 สมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาที่อยู่ อาศัย (Solar PV Rooftop) ที่เหมาะสม ดังนี้
3.4 ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคารูปแบบ Feed-in Tariff สรุปการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี สรุปได้ดังนี้
3.5 ผลกระทบค่า Ft สูงสุดจากโครงการ 200 เมกะวัตต์ เท่ากับ 0.51 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
2. เห็นชอบอัตรา FiT สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย(2) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย(3) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250-1,000 kWp อัตรา FiT 6.16 บาทต่อหน่วย
3. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้ง บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในปี 2556 รวมกำลังผลิตติดตั้ง 200 MWp แบ่งเป็น
(1) บ้านอยู่อาศัย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWp(2) อาคารธุรกิจขนาดเล็กและอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWpโดยให้มีการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตลอดจนหลักเกณฑ์ และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม โดยมอบหมายให้ กกพ.พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้น จากโครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ พร้อมนี้ให้จัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service ในส่วนของใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เช่น ใบอนุญาตก่อสร้าง ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ใบอนุญาตพลังงานควบคุม เป็นต้น ทั้งนี้ ในการจัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service นั้น ให้เป็นไปตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายลดหย่อนค่าธรรมเนียมการเชื่อมโยงโครงข่ายและอุปกรณ์ ที่เกี่ยวข้องสำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปกำหนดอัตราการลดหย่อนค่าเชื่อมโยง ที่เหมาะสมต่อไป
6. เห็นชอบให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงพลังงานหารือในรายละเอียดเกี่ยวกับ มาตรการสนับสนุนทางภาษี สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ต่อไป
เรื่องที่ 7 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายมุ่งเน้นการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานให้ สามารถสร้างรายได้ให้ประเทศ เป็นอุตสาหกรรมเชิงยุทธศาสตร์ เพิ่มการลงทุน ในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาเป็นศูนย์กลางเป็นธุรกิจพลังงานของ ภูมิภาคโดยใช้ความได้เปรียบ เชิงภูมิยุทธศาสตร์ ให้สอดคล้องกับแนวทางนโยบายด้านเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นในการสร้างรายได้ โดยการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานปิโตรเลียม และพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ รวมทั้งสร้างการจ้างงานให้แก่ประเทศถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่
2. พน.ได้มีนโยบายในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในระดับชุมชนเพื่อ ส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตพลังงานทดแทนในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation : DG) เป็นการสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ซึ่งเป็นโครงการที่เน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ในชุมชนมาใช้ ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดำเนินการโดย พพ. และ พน. มีแนวคิดที่จะส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โดยจัดทำโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน ที่มุ่งเน้นให้เกิดการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และก่อให้เกิดการสร้าง งาน การกระจายรายได้ในชุมชน
3. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ชุมชน ซึ่งมีแนวทางการดำเนินงานดังนี้
3.1 พน. ร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) จัดทำโครงการฯ โดย พน. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ โดยพิจารณาความเหมาะสมในเชิงพื้นที่ตั้งจากศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับ ความสามารถในการรองรับของระบบสายส่ง และได้กำหนดเป้าหมายในการดำเนินโครงการฯ คือ (1) ส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Solar PV Ground Mount เพื่อผลิตไฟฟ้าปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 800 เมกะวัตต์ (MWp) และ (2) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ขนาดโครงการละ 1 เมกะวัตต์ (MWp) มีเป้าหมายรวม 800 เมกะวัตต์3.2 โครงการฯ ขนาด 1 เมกะวัตต์ มีมูลค่าการลงทุนรวม 58 - 60 ล้านบาท โครงการฯ ทั้งหมด 800 เมกะวัตต์ มีเงินลงทุนรวมประมาณ 48,000 ล้านบาท สามารถขอรับเงินกู้จากสถาบันการเงินของรัฐในสัดส่วนร้อยละ 100 (ธนาคารออมสินหรือธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร)3.3 การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ มีแนวคิดและสมมติฐานดังนี้3.3.1 แนวคิดในการกำหนดผลตอบแทนการลงทุน (1) โครงการฯ สามารถลดภาระเงินกู้ได้ภายใน 3 ปีแรก (2) โครงการฯ มีกระแสเงินสดเพียงพอในการชำระคืนเงินกู้ตลอดระยะเวลาการกู้ 10 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ ในช่วงปีที่ 10 เป็นต้นไป จะมีค่าใกล้เคียงกับค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยของประเทศที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (Parity to Public Grid) เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานสะอาดและไม่เป็นภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในระยะยาวdd>3.3.2 สมมติฐานด้านเทคนิคและการเงินในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษของโครงการฯ (1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1 MWp (Ground Mount) (2) เงินลงทุนระบบรวม 58-60 ล้านบาท (3) ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ร้อยละ 1.3 (4) ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 15 (5) อัตราการเสื่อมสภาพของแผงโซล่าร์ร้อยละ 0.5 ต่อปี (6) อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.50 (7) ระยะเวลาการกู้ (Debt term) 10 ปี (8) การขอรับ BOI ปีที่ 1-8 ยกเว้นภาษีร้อยละ 30 ปีที่ 9-13 เสียภาษีร้อยละ 15 และ (9) ระยะเวลาการสนับสนุนโครงการฯ 25 ปี3.3.3 ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ (1) ในช่วงปีที่ 1-3 กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ในอัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ Adder อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน) พบว่าโครงการฯ จะมีกระแสเงินสดเพียงพอ ในการชำระคืนเงินกู้ได้อย่างมีนัยสำคัญ และให้การสนับสนุนในรูปแบบ FiT 6.50 บาทต่อหน่วย ในช่วงปีที่ 4-10 จะทำให้โครงการฯ มีรายได้รับเฉลี่ยประมาณ 2.0 ล้านบาทต่อปี และ (2) ช่วงปีที่ 11-25 กำหนดอัตรา รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นช่วงที่โครงการฯ หมดภาระหนี้สินกับทางสถาบันการเงินเรียบร้อยแล้ว จะทำให้โครงการฯ มีกระแสเงินสดรับเฉลี่ย 4.0 ล้านบาทต่อปี3.3.4 สรุปผลการวิเคราะห์ ได้ดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ ปีที่ 1-3 FiT ที่อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย ปีที่ 4-10 FiT ที่อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย และปีที่ 11-25 FiT ที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) ผลตอบแทนของโครงการฯ Project IRR ร้อยละ 12.1 โดยกำหนดระยะเวลาคืนทุน 7 ปี และDSCR (Debt Service Coverage ratio) หรือความสามารถในการชำระหนี้กำหนดให้ไม่ต่ำกว่า 1.2 และ (3) ผลตอบแทนในรูปกระแสเงินสด ดังตาราง
3.4 ขั้นตอนการดำเนินโครงการฯ มอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการฯ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผล การคัดเลือกให้ กพช. ทราบ3.5 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินโครงการฯ มีดังนี้ (1) เกิดการกระจายรายได้สู่ชุมชน คิดเป็นรายได้รวมสุทธิรวม 63,598 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการฯ 25 ปี (2) ส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด ในประเทศในรูปแบบระบบผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ โดยมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์รวม 26,280 ล้านหน่วย ตลอดอายุโครงการ 25 ปี หรือคิดเป็น 32.85 ล้านหน่วยต่อ 1 เมกะวัตต์ และ (3) สร้างการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าระดับชุมชมและลดกระแสการต่อต้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าตลอดจนลดภาระการลงทุน จากภาครัฐ3.6 กำหนดให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557 และผลกระทบค่า Ft สูงสุด ในการดำเนินโครงการฯ 800 เมกะวัตต์ เท่ากับ 3.63 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก กฟผ. ของ กฟน. และ กฟภ. เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก “โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” โดยมีเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งรวม 800 MWp
2. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับ “โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” ในอัตราพิเศษดังนี้
(1) ปีที่ 1 - 3 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย(2) ปีที่ 4 - 10 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย(3) ปีที่ 11 - 25 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วยโดยให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่ง ชาติ (สทบ.) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ตามแนวทางการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงดำเนินการคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการโดย คำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผลการคัดเลือกให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
5. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ต่อไป โดยให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.09 และ 95.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัจจัยสภาพเศรษฐกิจของยุโรปที่ดีขึ้น รวมทั้งธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) มีมติให้คงอัตราดอกเบี้ยระยะสั้นจนกว่าอัตราการว่างงานจะลดลง และจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของชาติตะวันตกส่งผลให้เกิดความกังวลต่ออุปทาน น้ำมันดิบ ประกอบกับจีนมีการนำเข้าน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 7 จากปีก่อน และในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 101.68 และ 91.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ปรับลดคาดการณ์การขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกในปี 2556 และปี 2557 ลงมาอยู่ที่ร้อยละ 3.3 และ 4.0 ตามลำดับ รวมทั้งแหล่งผลิตน้ำมันดิบในทะเลเหนือได้กลับมาดำเนินการผลิตทำให้คลายความ กังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.32 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจาก IMF ปรับลดคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของจีนในปี 2556 ลงจากร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 7.75 ส่วนน้ำมันดิบเวสต์เท็กซัสในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 95.74 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากการที่ตลาดเชื่อมั่นว่าธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) จะยังดำเนินนโยบายผ่อนคลายเชิงปริมาณ (QE) เพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ หลังจาก GDP ของสหรัฐอเมริกาในไตรมาส 1 ขยายตัวต่ำกว่าที่คาดการณ์
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 122.98, 129.78 และ 132.75 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา จากความกังวลต่ออุปทานตึงตัว หลังจาก Hess Corp. ประกาศขายโรงกลั่นซึ่งตั้งอยู่บริเวณรัฐนิวเจอร์ซีย์ และจากการนำเข้าที่เพิ่มขึ้นของประเทศแถบตะวันออกกลางและเวียดนาม ส่วนในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 113.95, 110.77 และ 116.77 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุปสงค์ในอินโดนีเซียลดลง และจีนมีการกลั่นในประเทศเพิ่มขึ้นทำให้มีการส่งออกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 117.85, 114.75 และ 119.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นของอินเดีย ศรีลังกาและอินโดนีเซีย ขณะที่โรงกลั่นของไต้หวันลดการส่งออกในเดือนมิถุนายน อีกทั้งมีความต้องการจากเวียดนามและมาเลเซียประกอบกับความต้องการน้ำมันที่ ปรับตัวสูงขึ้นจากอินโดนีเซียเนื่องจากเกิดการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติทำให้ต้อง ใช้น้ำมันในการผลิตไฟฟ้าแทน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับการไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและ ค่าโดยสาร กบง. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 – 30 มิถุนายน 2556 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 ของน้ำมันเบนซิน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 9.70, 3.50, -0.90, -11.40, 1.40 และ 2.10 บาทต่อลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ และราคาน้ำมันตลาดโลกที่เปลี่ยนแปลง ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 อยู่ที่ระดับ 46.35, 38.83, 33.88, 22.78, 36.38 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ได้ตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ถึงเดือนมิถุนายน 2556 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ส่วนราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการปรับราคาตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ทำให้ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมอยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม ในส่วนการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 – มิถุนายน 2556 ได้มีการชดเชยการนำเข้าเป็นเงิน 112,782 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 ถึงมิถุนายน 2556 เป็นเงินประมาณ 30,112 ล้านบาท
5. สถานการณ์การผลิตเอทานอล มีผู้ผลิตเอทานอล 21 ราย กำลังการผลิตรวม 4.02 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 19 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 2.38 ล้านลิตรต่อวัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 21.39, 23.59, 23.36, 23.12, 26.19 และ 23.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน 12 ราย กำลังการผลิตรวม 4.95 ล้านลิตรต่อวัน การผลิตจริงอยู่ที่ประมาณ 2.47 ล้านลิตรต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 28.64, 28.77, 28.48, 27.89, 26.00 และ 28.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 มีทรัพย์สินรวม 17,725 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 14,470 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 14,296 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 174 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 3,256 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ NGV ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2556 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 8,616 ตันต่อวัน (310 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) สถานีบริการ NGV จำนวนรวม 486 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 466 สถานี ครอบคลุม 54 จังหวัด และมีจำนวนรถ NGV สะสม 413,007 คัน แบ่งเป็นรถเบนซิน 238,993 คัน รถดีเซล 43,403 คัน และรถ OEM 130,611 คัน
2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 พน. ได้เห็นชอบแผนการขยายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แผนระยะสั้น มุ่งเน้นการแก้ไขปัญหาสถานี NGV ที่มีคิวยาวในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล (2) แผนระยะกลาง เพิ่มกำลังการผลิตและจัดสรรก๊าซฯ เพื่อแก้ปัญหาก๊าซฯ ไม่เพียงพอ และ (3) แผนการขายก๊าซฯ จากแนวท่อ ทั้งนี้ ในปี 2556 ไตรมาส 2 ปตท. สามารถเพิ่มปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ ได้สูงสุด ในเดือนพฤษภาคม 2556 ปริมาณ 8,746 ตันต่อวัน เมื่อเทียบกับยอดจำหน่ายสูงสุดของปีที่ผ่านมาในเดือนธันวาคม 2555 ซึ่งเท่ากับ 7,998 ตันต่อวัน โดยได้ขยายกำลังการผลิตสถานีหลัก NGV 3 สถานีแล้วเสร็จ ประกอบด้วย สถานีหลักเทพารักษ์ (กรุงเทพฯ) สถานีหลักลาน-กระบือ (กำแพงเพชร) สถานีหลักน้ำพอง (ขอนแก่น) และอยู่ระหว่างดำเนินการขยายสถานีหลักจะนะ (สงขลา) คาดว่าจะสามารถดำเนินการให้บรรลุตามเป้าหมายการเพิ่มปริมาณจำหน่ายสูงสุดได้ 1,646 ตันต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 20 ภายในสิ้นปี 2556
3. การแก้ไขปัญหาคิวรอเติมก๊าซฯ ในเขตกรุงเทพฯและปริมณฑล ปตท. ได้จัดหารถขนส่งก๊าซฯ เพื่อเพิ่มกำลังการจัดส่งอีก 100 ตันต่อวัน พร้อมทั้งสื่อสารเพื่อรณรงค์ให้ใช้บริการสถานีแนวท่อฯ และหลีกเลี่ยงการใช้สถานีบริการเวลาเดียวกับรถแท็กซี่ ตลอดจนมีแผนการขยายสถานีในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลจำนวน 9 สถานี (สร้างสถานีใหม่ 2 สถานี ก่อสร้างในสถานีน้ำมัน 5 สถานี และขยายสถานีเดิม 2 สถานี) ต่อมา ปตท. ได้เร่งดำเนินการเพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซฯ จากแนวท่อฯ สำหรับภาคขนส่ง (Ex Pipeline) ซึ่งมีผู้ประกอบการขนส่งและรถโดยสารลงนามในบันทึกข้อตกลงเบื้องต้นกับ ปตท. แล้วจำนวน 6 ราย มีปริมาณตกลงซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 150 ตันต่อวัน เทียบเท่ารถใหญ่ประมาณ 1,000 คันต่อวัน
4. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติให้องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพฯ (ขสมก.) กู้เงินในวงเงิน 13,162.30 ล้านบาท ในการจัดซื้อรถโดยสารที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (NGV) จำนวน 3,143 คัน เพื่อทดแทนรถโดยสารเดิมที่ใช้น้ำมันดีเซล ซึ่ง ปตท. ได้จัดทำแผนการดำเนินการเพื่อรองรับกับรถโดยสารดังกล่าว ดังนี้ (1) แผนการจัดหารถโดยสาร NGV ของ ขสมก. โดยดัดแปลงรถโดยสารดีเซลเดิมให้เป็น NGV จำนวน 323 คัน เริ่มทยอยส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 ถึงปัจจุบันจำนวน 101 คัน คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2556 (ประมาณ 25-30 คันต่อเดือน) (2) การจัดหารถโดยสาร NGV ใหม่จำนวน 3,183 คัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทำข้อกำหนดการจัดซื้อจัดจ้าง คาดว่าจะส่งมอบรถงวดแรกในเดือนมิถุนายน 2557 และส่งมอบรถได้ครบตามจำนวนภายใน 18 เดือน (250 คันต่อเดือน) และ (3) สรุปรถโดยสาร NGV ขสมก. ตามแผนจำนวนทั้งสิ้น 3,651 คัน (รถโดยสาร NGV เดิม 145 คัน)
5. แผนการจัดหาสถานีบริการ NGV รองรับรถโดยสาร NGV แบ่งเป็น (1) แผนระยะสั้น โดย ปตท. ปรับปรุงสถานีบริการ NGV ในอู่ ขสมก. ซึ่งปัจจุบันมี 3 สถานี (อู่รังสิต อู่แสมดำ และอู่บางเขน) พร้อมทั้งจัดเตรียมสถานีบริการ NGV ทั่วไป (แนวท่อ) จำนวน 16 สถานี ในเส้นทางเดินรถของ ขสมก. โดยมีเงื่อนไขให้ใช้บริการเฉพาะช่วงเวลาที่กำหนด (กลางคืน) และ (2) แผนระยะยาว โดย ขสมก. จะส่งมอบพื้นที่อู่ ขสมก. ใหม่ 5 พื้นที่ ซึ่งอยู่ใกล้แนวท่อส่งก๊าซฯ สำหรับก่อสร้างสถานีบริการ NGV (พระประแดง กัลปพฤกษ์ กำแพงเพชร 2 บรมราชชนนี และศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะ) หากก่อสร้างสถานีบริการ NGV ใน 5 พื้นที่ดังกล่าวแล้วเสร็จ ปตท. ขอให้ ขสมก. นำรถที่เคยใช้บริการสถานีบริการ NGV แนวท่อ มาใช้บริการในอู่ ขสมก. แทนทั้งหมด ซึ่ง ขสมก. ขอพิจารณาในรายละเอียดของแผนการเดินรถอีกครั้ง และกรณีที่ ขสมก. ไม่สามารถส่งมอบพื้นที่ให้ ปตท. ได้ หาก ปตท. สามารถหาจัดหาพื้นที่ที่ใกล้เคียงได้ ขสมก. ยินดีที่จะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการจัดหาพื้นที่
6. การจำหน่าย NGV ให้ ขสมก. ในราคาที่สะท้อนต้นทุนจริง ซึ่ง ขสมก. ขอรับไปพิจารณา โดยอาจจำเป็นต้องขอปรับค่าโดยสารเพิ่มขึ้น รวมทั้ง ปตท. และ ขสมก. ตกลงร่วมกันที่จะใช้ระบบฟลีทการ์ด (Fleet Card) ในการซื้อขายก๊าซ NGV ทั้งนี้ ปัญหาอุปสรรคในการดำเนินการ ได้แก่ (1) ปัจจุบัน ปตท. ยังไม่ได้รับมอบพื้นที่เพื่อก่อสร้างสถานีบริการ NGV 5 พื้นที่ตามที่ได้ระบุในแผนระยะยาว ซึ่งล่าช้ากว่าแผนมาก (การก่อสร้างใช้เวลา 24 เดือน นับจากได้รับมอบพื้นที่) ทำให้รถโดยสาร NGV ขสมก. ยังคงต้องใช้บริการในสถานีบริการ NGV ที่ได้ระบุไว้ในแผนระยะสั้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อการให้บริการลูกค้าทั่วไปซึ่งมีความต้องการเพิ่มขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง และ (2) ขสมก. แจ้งว่ามีความจำเป็นต้องเติมก๊าซ 2-3 ครั้งต่อวัน จึงต้องมาใช้บริการสถานีบริการ NGV ทั่วไป นอกเหนือจากเวลาที่ ปตท. กำหนด
7. พน. ได้หารือร่วมกับ กรมโยธาธิการและผังเมือง และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการตีความว่าสถานีบริการก๊าซธรรมชาติหลักเป็นโรงงานตามพระราช บัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 หรือไม่ ซึ่งสรุปได้ดังนี้ (1) กรมโยธาธิการและผังเมืองให้ความเห็นว่า กระทรวงอุตสาหกรรมไม่สามารถออกใบ รง.4 ให้กับ ปตท. ในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานในผังเมืองได้ แม้ว่ากระทรวงอุตสาหกรรมจะออกใบ รง.4 ให้กับสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ ทำให้สถานีบริการก๊าซธรรมชาติแห่งนั้นก็ไม่สามารถประกอบการได้ เนื่องจากทำผิดตามกฎหมาย ผังเมือง โดยมีแนวทางแก้ไข 2 แนวทางคือ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายของผังเมือง ซึ่งใช้เวลาค่อนข้างนาน และแนวทางที่ 2 แก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎหมายกระทรวงที่ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน เป็นการแก้ไขที่ตรงประเด็นและสามารถดำเนินการได้รวดเร็ว และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ให้ความเห็นว่ากระทรวงอุตสาหกรรมไม่มีอำนาจในการออกใบ รง.4 ให้กับผู้ประกอบการเพื่อก่อสร้างโรงงานในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานตาม กฎหมายผังเมือง และเห็นว่าแนวทางแก้ไขปัญหาที่เหมาะสมคือการแก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎกระทรวงที่ ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ให้ความเห็นและยกร่างไว้แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2556 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าดังกล่าวต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อทราบแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้พิจารณาเกี่ยวกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน เพื่อส่งเสริมการปลูกหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เพื่อนำไปหมักเป็นก๊าซชีวภาพผลิตพลังงาน ของ พพ. และได้มีมติให้ พน. จัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์ รวมทั้งให้ พน. ดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน รวมทั้งให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท และให้รายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป ทั้งนี้ ผู้แทนกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ได้มีข้อสังเกตเกี่ยวกับการควบคุมการขยายพันธุ์หญ้าเนเปียร์ว่าอาจเกิดปัญหา ลักษณะเดียวกับการกระจายพันธุ์ของหญ้าขจรจบ และต้นไมยราบยักษ์
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2556 พน. ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงาน ต่อมา พพ. ได้สอบถามข้อมูลการขยายพันธุ์ของหญ้าเนปียร์ และข้อคิดเห็นต่อประเด็นข้อสังเกตของ กษ. ไปยังกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ ซึ่งกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ มีความเห็นเหมือนกันว่าหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เป็นหญ้าที่ดอกไม่ติดเมล็ด และตามที่ได้นำเข้ามาปลูกในประเทศไทยประมาณ 30 ปี ไม่เคยพบว่าเป็นวัชพืช และไม่เคยพบการกระจายพันธุ์โดยเมล็ดเหมือนหญ้าขจรจบ หรือต้นไมยราบยักษ์ จึงไม่เป็นปัญหาการเป็นวัชพืชในอนาคต ทั้งนี้ได้นำเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อรับทราบแล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2556 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้อนุมัติเงินปีงบประมาณ 2556 แผนพลังงานทดแทน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ให้ พพ. เพื่อดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2556 พพ. ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการของสถาบันการศึกษา และปิดรับข้อเสนอแล้วเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 ซึ่งมีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการจำนวน 2 ราย คือ มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี ปัจจุบันอยู่ระหว่างพิจารณาข้อเสนอของมหาวิทยาลัยทั้งสองแห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 – 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และมอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อ ไฟฟ้าจากเอกชน (IPP) รอบใหม่ รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม และกำหนดแนวทางการดำเนินงานให้ กกพ. ดำเนินการ ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า เพื่อทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำระเบียบ หลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
2. การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และจัดทำเอกสารรายละเอียดการยื่นประมูล (Request for Proposals: RFP) กำหนดการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2564-2569 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ โดยแต่ละปีสามารถเสนอปริมาณไฟฟ้าเข้าระบบได้ไม่เกิน 1,250 เมกะวัตต์ (2) การเปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวม 89 ราย (3) ตอบและชี้แจงคำถามให้แก่ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นลายลักษณ์อักษรรวมทั้งปรับปรุง เงื่อนไขเพิ่มเติม (4) จัดสัมมนาชี้แจงและตอบข้อซักถามจากผู้ซื้อเอกสาร RFP (Pre-bid Conference) และ (5) ณ วันที่ 29 เมษายน 2556 มีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 9 ราย
3. กกพ. ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอขายไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน RFP โดยดำเนินการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคและข้อเสนอด้านราคาตามหลักเกณฑ์และ เงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน RFP ซึ่งกำหนดขั้นตอนเป็น 3 ระยะ คือ (1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาคุณภาพและความถูกต้อง ครบถ้วนสมบูรณ์ตามเงื่อนไขที่กำหนดใน RFP ซึ่งมีผู้ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคจำนวน 6 ราย จากผู้ยื่นข้อเสนอ 9 ราย (2) การพิจารณาข้อเสนอด้านราคา กกพ. เปิดซองข้อเสนอด้านราคา มีผู้ยื่นข้อเสนอทั้ง 6 ราย ร่วมเป็นสักขีพยาน พบว่าข้อเสนอทั้ง 6 ราย ผ่านการประเมินความถูกต้อง ในส่วนการประเมินข้อเสนอด้านราคา กกพ. โดยได้ตรวจสอบแบบจำลองการประเมิน และข้อเสนอด้านราคา รวมทั้งตรวจสอบค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ และได้กำหนดเงื่อนไขการจัดกลุ่มผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโดยพิจารณาจาก RFP และ (3) การเจรจารายละเอียดในสัญญาและลงนามสัญญา ตามที่กำหนดใน RFP เมื่อประกาศผลการประมูลด้านราคาแล้วจะเป็นการเจรจาสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. กับผู้ชนะข้อเสนอด้านราคา ซึ่ง กกพ. จะกำกับการเจรจาสัญญาและนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ ความเห็นชอบก่อนให้ กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามขั้นตอน
4. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้พิจารณากลุ่มข้อเสนอและปัจจัยต่างๆ ตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ใน RFP และได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินข้อเสนอด้านราคาและรายชื่อผู้ที่ได้รับการ คัดเลือก ดังนี้
5. กกพ. ได้นำเสนอผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้ กพช. เพื่อทราบ และ กกพ. จะกำกับการเจรจารายละเอียดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน Request for Proposals และเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนลงนามในสัญญา ตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบให้ พน.ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ตามที่บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนต่อ ไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
2. เมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 พน. ได้มีหนังสือถึง กกพ. โดยกำหนดกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ ควรพิจารณาให้สอดคล้องกับระยะเวลาของปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่สามารถจัดหาได้ตลอดอายุโครงการ และอายุการใช้งานของโรงแยกก๊าซฯ ที่ขนอม (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากการที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว (3) การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม รับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และเปิดเผยข้อมูลการดำเนินการเพื่อให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการดำเนินการโรง ไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามนโยบายของรัฐ และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การดำเนินการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม พ.ศ. 2555 และเห็นชอบให้ สกพ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อประเมินข้อเสนอทางเทคนิคและจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ ในการเจรจา รวมทั้งการประเมินการประหยัดเงินลงทุนจากการใช้ประโยชน์ของโครงสร้างพื้นฐาน และสาธารณูปโภคที่มีอยู่แล้ว
3. EGCO ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการก่อสร้างใหม่โรงไฟฟ้าในพื้นที่โรงไฟฟ้าขน อมต่อ สกพ. ประกอบด้วย ข้อเสนอทางด้านเทคนิค ข้อเสนอทางด้านราคา ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2007 พร้อม Evaluation Model 2007 ประกอบสัญญา และข้อมูลการประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิม โดย EGCO ได้เสนอราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และที่ปรึกษาได้ประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิมของโรงไฟฟ้าขน อม สรุปได้ว่ามีค่าใช้จ่ายที่ประหยัดได้จำนวน 900.00 ล้านบาท
4. คณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม มีการดำเนินงานดังนี้
4.1 การพิจารณาข้อเสนอทางด้านเทคนิคของ EGCO พบว่ามีความถูกต้องครบถ้วนตามที่ประกาศฯ กำหนด ได้แก่ (1) กำลังการผลิตติดตั้ง 930 เมกะวัตต์ สร้างบนพื้นที่ว่างของโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (Brown Field) สามารถก่อสร้างและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. ได้ในเดือนกรกฎาคม 2559 และการดำเนินการไม่ส่งผลกระทบ อโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (2) ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และออกแบบให้ใช้น้ำมันดีเซล เป็นเชื้อเพลิงสำรองได้ (3) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ประเภท Single Shaft โดยระบุ Heat Rate ซึ่งมีค่า Heat Rate ดีกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย (IPP) โรงไฟฟ้าจะนะ 2 โรงไฟฟ้าวังน้อย 4 และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 2 (4) มีการเดินเครื่องในลักษณะ Base Load เป็นหลัก และ (5) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ มีอายุ 25 ปี4.2 การจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการเจรจา กำหนดให้ใช้โรงไฟฟ้าอุทัยที่ได้ลงนามในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้วและมีกำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในปี 2558 พบว่าโรงไฟฟ้าอุทัยที่มีสมมติฐานเทียบเคียงกับโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งสามารถนำมา เปรียบเทียบกันได้ มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price: LUP) 2.8040 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ส่วนข้อเสนอราคาของ EGCO อยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าโรงไฟฟ้าขนอมมี LUP สูงกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย 0.0048 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง จึงเห็นควรเจรจาให้ EGCO ปรับลดราคาที่เสนอลง ซึ่ง EGCO ได้ปรับราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7967 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อปรับอัตราแลกเปลี่ยนให้เป็นปัจจุบัน (30.8435 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง4.3 โครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่ได้ศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมอย่างครบถ้วน มีความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า แล้ว และเมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2556 คณะกรรมการผู้ชำนาญการ ได้มีมติให้ความเห็นชอบรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมของโครงการ4.4 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ใช้ในการประมูลรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ปี 2012 รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของสำนักงานอัยการสูงสุดต่อร่างสัญญาดังกล่าวมาใช้ เป็นต้นแบบในการเจรจาและพิจารณาปรับเปลี่ยนในบางประเด็นเพื่อให้สอดคล้องกับ ลักษณะเฉพาะ ของโครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่
5. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกันจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาท ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งร่างสัญญาดังกล่าวจัดทำมาจากต้นร่างสัญญาฉบับเดียวกับสัญญาที่ใช้ กับการประมูล IPP ในปี 2555 ซึ่งผ่านการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ ร่างสัญญาดังกล่าวเป็นที่ยอมรับร่วมกันระหว่างคู่สัญญาและการตรวจสอบจากทั้ง สองฝ่ายแล้ว และเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกับ EGCO สำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามที่ กกพ. เสนอ ทั้งนี้ สกพ. ได้มีหนังสือแจ้งให้ กฟผ. และ EGCO ซึ่งเป็นคู่สัญญาทราบและนำร่างสัญญาที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปดำเนินการใน ส่วนที่เกี่ยวข้องและลงนามในสัญญาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ 2552 และ 2553 ของ กกพ. สรุปได้ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2552 กกพ. และ สกพ. ดำเนินงานภายใต้ยุทธศาสตร์การกำกับกิจการพลังงาน ปี 2551 – 2555 ได้แก่ การออกใบอนุญาตกำกับดูแลและปกป้องผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานชุมชน และประเทศ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ยึดหลักความเป็นธรรม และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้ ส่งเสริมการมี ส่วนร่วมในการพัฒนาระบบพลังงาน โดยจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง ส่วนผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2553 มีผลงานที่สำคัญ ได้แก่ กำกับดูแลมาตรฐานการบริการ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานตามเวลาที่กำหนด การกำกับดูแลอัตราค่าบริการไฟฟ้าและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติให้สะท้อน ต้นทุน เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นธรรม กำกับการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันอย่างเป็นธรรม รวมทั้ง ส่งเสริมการมีส่วนร่วมของประชาชนผู้ใช้พลังงาน โดยการกระจายการกำกับดูแลกิจการพลังงานสู่ภูมิภาค ตลอดจนการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง โดยอาศัยระบบบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ และเป็นที่ยอมรับในระดับสากล2.2 รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ โดยปีงบประมาณ 2552 ณ วันที่ 30 กันยายน 2552 มีรายได้จากการดำเนินงาน 558,044,371.20 บาท เมื่อหักค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 27,308,728.92 บาท และ ในปีงบประมาณ 2553 ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้จากการดำเนินงาน 596,880,107.40 บาท เมื่อ หักค่าใช้จ่ายต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 58,362,925.11 บาท2.3 แผนการดำเนินงานปีงบประมาณ 2553 กกพ. ได้ปรับแผนการดำเนินงานโดยให้ความสำคัญและมุ่งเน้นการสร้างประสิทธิภาพและ ประสิทธิผลของกิจการพลังงาน ได้แก่ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ มุ่งเน้นการกำกับอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เกิดความเป็นธรรม การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลราคาซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน ศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน (Bidding) การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้และปลอดภัย ส่งเสริมการมีส่วนร่วมและเตรียมความพร้อมในการกระจายงานกำกับดูแลออกสู่ ภูมิภาคมากขึ้น ส่วนแผนการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2554 พิจารณาถึงความพึงพอใจของผู้มีส่วนได้เสียต่อการกิจการพลังงาน รวมถึงขีดความสามารถในการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศ ให้เทียบเคียงได้ในระดับสากล ได้แก่ การรับฟังความคิดเห็นโครงการที่อาจก่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนอย่างรุนแรง ศึกษาวิจัยศักยภาพและแนวทางการพัฒนาโครงการ Demand Response ของประเทศ จัดทำหลักเกณฑ์และคู่มือการกำหนดค่าทดแทนทรัพย์สินในเขตระบบโครงข่ายพลังงาน การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง การพัฒนาศักยภาพเครือข่ายคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้มีส่วนได้เสีย
3. เมื่อ กพช. ได้มีมติรับทราบแล้ว สกพ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และ ผู้ที่เกี่ยวข้องตามที่กฎหมายกำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ปีงบประมาณ 2555 – 2557 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 120 ล้านบาท โดยจัดสรรเงินปีละ 40 ล้านบาท และให้คงเงินสำรองไว้ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติ ทั้งนี้ คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ธพ. พพ. และกรมบัญชีกลาง โดยแบ่งหมวดรายจ่ายเป็น 6 หมวด ดังนี้ (1) การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา (2) การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ (3) เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม (4) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา (5) การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และ (6) ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ซึ่งในปีงบประมาณ 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุน โดยเน้นเรื่องการ ให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพื่อสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากร ซึ่งได้อนุมัติค่าใช้จ่าย ในหมวดต่างๆ 3 หมวด ประกอบด้วย หมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม และหมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 28,504,570.00 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 17,723,049.71 บาท ผูกพันไปปี 2556 เป็นจำนวนเงิน 6,593,412.98 บาท
3. ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 กองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุนเป็นเงิน 435,161,483.95 บาท และ งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2555 มีค่าใช้จ่ายสูงกว่ารายได้ 1,884,620.46 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 144 - วันพฤหัสบดีที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2556 (ครั้งที่ 144)
วันศุกร์ที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 9 ชั้น 15 ศูนย์เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ (ENCO) อาคารบี
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
3.การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด และการเพิ่มจุดซื้อขาย
4.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
6.โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
7.แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
8.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
9.รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
11.รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปี 2555
12.รายงานผลการดำเนินการจากนโยบายการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
13.สถานการณ์พลังงานปี 2555 และแนวโน้มปี 2556
14.งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
16.การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงฯ
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
ประธานฯ ได้แจ้งที่ประชุมฯ เกี่ยวกับการประชุมยุทธศาสตร์ประเทศในเดือนมกราคมที่ผ่านมา ซึ่งมี 4 หัวข้อหลัก โดยมีหัวข้อที่สำคัญคือ การพัฒนาไปสู่สังคมที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งเป็นนโยบายที่สำคัญของรัฐบาล จึงนำมาหารือในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้การขับเคลื่อนนโยบายดังกล่าวให้เป็นรูปธรรมและการบูรณาการเพื่อส่งเสริม พลังงานทดแทนอย่างเป็นระบบ ทั้งในส่วนของภาคอุตสาหกรรม ภาคประชาชนผู้บริโภค และการส่งเสริมให้เกิดสังคมพลังงานสีเขียว ซึ่งจะสามารถช่วยกระตุ้นให้เกิดการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ รวมทั้งขอให้กระทรวงพลังงานบูรณาการกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งภาครัฐและ เอกชนเพื่อขับเคลื่อนนโยบายดังกล่าว และในส่วนของการปรับโครงสร้างราคาพลังงานในอนาคต ควรดำเนินการปรับโครงสร้างราคาให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง พร้อมทั้งดูแลผู้ใช้พลังงานโดยการช่วยเหลือหรือบรรเทาผลกระทบ ของผู้มีรายได้น้อยจากการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คำแถลงนโยบายรัฐบาล เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ข้อ 3.5.3 กำกับราคาพลังงานให้มีราคาเหมาะสม เป็นธรรมและมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับบทบาทกองทุนน้ำมันฯ ให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคานั้นจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะกลุ่ม ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลและไบโอดีเซลในภาคครัวเรือน
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ในเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (18.13 บาทต่อกิโลกรัม) ต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555 ต่อมาเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยกำหนดกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย โดยอิงจากฐานข้อมูลครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จากการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และอนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2556 ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในการดำเนินงานโครงการจัดทำฐานข้อมูลร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ รวมทั้งเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน
3. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบฯ ซึ่ง มีหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบ หลักเกณฑ์และคุณสมบัติผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน รวมทั้งพิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล การกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2556 สนพ. ได้จัดจ้างมหาวิทยาลัยราชภัฎสวนดุสิตในการจัดทำฐานข้อมูล ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร รวมทั้งกลุ่มครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
4. การจัดหาก๊าซ LPG ได้จาก 3 แหล่ง คือ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้วัตถุดิบจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ต้นทุนอยู่ที่ 550 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมัน ใช้น้ำมันดิบที่นำเข้าจากต่างประเทศมาผ่านกระบวนการกลั่น ราคาอยู่ที่ 764 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 31.64 บาทต่อกิโลกรัม (3) นำเข้าจากต่างประเทศ ราคาตลาดโลก (Contract Price : CP) อยู่ที่ 900 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 36.35 บาทต่อกิโลกรัม กระทรวงพลังงานจึงมีนโยบายให้ประชาชน ใช้ก๊าซ LPG ที่สะท้อนต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศในราคา 24.82 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคามีความเหมาะสม เป็นธรรมและสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนจะต้องคำนึงถึงความพร้อมในการบรรเทาผลกระทบ ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการของคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบฯ และ การจัดทำฐานข้อมูลร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ของมหาวิทยาลัยราชภัฎสวนดุสิต ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2556 ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและแนวทางการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยต่อไป
5. ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 10 และ 11 ผู้ที่ได้รับการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ คือ ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งไม่รวมถึงครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร สามารถรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556
2. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร สามารถรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2543 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบคำแถลงนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการจัดตั้งตลาด ซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง 6 ประเทศ (Policy Statement on Regional Power Trade) ตามมติการประชุมระดับรัฐมนตรี 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง GMS ครั้งที่ 9 โดยกำหนดให้จัดทำร่างข้อตกลงว่าด้วยการซื้อขายไฟฟ้า และการสร้างเครือข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Agreement: IGA) เพื่อเป็นแนวทางในการจัดตั้งตลาดซื้อขายไฟฟ้าและการพัฒนาระบบเครือข่ายสาย ส่งเขื่อมโยงระหว่าง 6 ประเทศลุ่มน้ำโขงอย่างเป็นรูปธรรมในอนาคต ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2545 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2545 โดยเห็นชอบร่างข้อตกลงว่าด้วยความร่วมมือด้านการซื้อขายไฟฟ้าและการสร้าง โครงข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (IGA)
2. คณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง (Greater Mekong Subregion Regional Power Trade Coordination Committee: RPTCC) จัดตั้งขึ้นตามข้อตกลง IGA เพื่อจัดทำข้อตกลงปฏิบัติการทางเทคนิคการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำ โขง (Regional Power Trade Operating Agreement: PTOA) และกำหนดกฎระเบียบ หลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการซื้อขายไฟฟ้า ทั้งในระยะเริ่มแรกและในอนาคต
3. การประชุมสุดยอดผู้นำ 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง (GMS Summit) ครั้งที่ 2 เมื่อเดือนกรกฎาคม 2548 ณ สาธารณรัฐประชาชนจีน ได้ลงนามบันทึกร่างบันทึกความเข้าใจแนวทางการดำเนินงานตามข้อตกลงด้านการ ปฏิบัติการเพื่อการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง ระยะที่ 1 (Memorandum of Understanding on the Guidelines for the Implementation of the Regional Power Trade Operating Agreement-Stage #1 (MOU-1)) เพื่อกำหนดแนวทางการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคฯ ระยะที่ 1 และเมื่อเดือนมีนาคม 2551 ได้มีการลงนาม Memorandum of Understanding on the Road Map for Implementing the Greater Mekong Subregion Cross Border Power Trading (MOU-2) ในการประชุมสุดยอดผู้นำ 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง ครั้งที่ 3 ณ สปป. ลาว โดย MOU-2 ได้กำหนดระยะเวลา (Timelines) เพื่อให้การดำเนินการตามมาตรการต่างๆ ในระยะที่ 1 สัมฤทธิ์ผลอย่างเป็นรูปธรรม
4. การประชุมคณะกรรมการ RPTCC ครั้งที่ 10 - 11 ได้มีมติเห็นชอบ ร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงานการซื้อขาย ไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Memorandum of Understanding for the Establishment of the Regional Power Coordination Centre in the Greater Mekong Subregion: IGM) เพื่อพัฒนาระบบสาธารณูปโภคด้านไฟฟ้าให้เชื่อมต่อกันระหว่างประเทศสมาชิกใน การซื้อขายพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศ เนื่องจากเรื่องดังกล่าวมีความสำคัญ และส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางด้านพลังงานและเศรษฐกิจในระดับประเทศ จึงต้องผ่านความเห็นชอบและมีการลงนามเป็นลายลักษณ์อักษรโดยรัฐบาลของแต่ละ ประเทศสมาชิก
5. รัฐบาล 4 ประเทศลุ่มน้ำโขง ได้แก่ ราชอาณาจักรกัมพูชา สาธารณรัฐประชาชนจีน สปป.ลาว และเวียดนาม ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงานการ ซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental MOU) ในการประชุมระดับรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2555 ณ สาธารณรัฐประชาชนจีน สหภาพพม่า และประเทศไทยไม่ได้ร่วมลงนาม เนื่องจากการดำเนินการตามกระบวนการภายในประเทศยังไม่แล้วเสร็จ
6. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงาน การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental MOU: IGM)
6.1 วัตถุประสงค์ : เพื่อสนับสนุนการปฏิบัติการที่เชื่อมต่อกันของระบบไฟฟ้าของประเทศสมาชิกให้ เป็นหนึ่งเดียวบนพื้นฐานของความยุติธรรมและโปร่งใสในการดำเนินงานของตลาด ซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในอนุภูมิภาค มีเป้าหมายสูงสุดเพื่อพัฒนาระบบไฟฟ้าโดยรวมของอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขงให้มี เสถียรภาพ มีความเชื่อถือได้ของพลังงานไฟฟ้าและคุ้มค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ สามารถดำเนินการพัฒนาให้มีความสมดุลระหว่างความหลากหลายของทรัพยากรด้าน พลังงานที่มีในอาณาเขตพื้นที่ของประเทศสมาชิก ความร่วมมือทางด้านพลังงานในระยะยาว การส่งจ่ายพลังงานไฟฟ้าระหว่างกันอย่างมีประสิทธิภาพ รวมทั้งการขยายขอบเขตการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าข้ามพรมแดน เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประชาชนในประเทศสมาชิกอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง
6.2 อำนาจหน้าที่ : 1) ประสานความร่วมมือในการจัดทำกรอบการดำเนินการพัฒนาด้านกฎระเบียบ ข้อบังคับ ด้านเทคนิค และประเด็นอื่นๆ ที่ประเทศสมาชิกเห็นพ้องถึงความสำคัญต่อการพัฒนาตลาดซื้อขายไฟฟ้า โดยอำนาจหน้าที่ของศูนย์ประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าฯ (ศูนย์ RPCC) ได้แก่ (1) จัดทำและปรับปรุงข้อมูลการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้องกับระบบไฟฟ้า เพื่อใช้วางแผนการปฏิบัติงานของระบบไฟฟ้า (2) พัฒนาและปรับปรุงระบบจัดเก็บข้อมูล เพื่อใช้ติดตามกิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (3) พัฒนาและจัดกิจกรรมการพัฒนาความรู้ให้แก่บุคลากรของประเทศสมาชิก เพื่อรองรับการพัฒนากิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาค (4) ให้ความช่วยเหลือประเทศสมาชิกในการระงับข้อพิพาทที่เกิดขึ้น (5) สนับสนุนความร่วมมือระหว่างศูนย์ RPCC และองค์กรอื่นๆ (6) ให้ความเห็นและคำแนะนำต่อมาตรการเสริมสร้างการพัฒนาทางด้านสิ่งแวดล้อม และการพัฒนาสังคมอย่างยั่งยืนพร้อมไปกับการดำเนินกิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าใน อนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง และ 2) สนับสนุนและติดตามการปฏิบัติงานของศูนย์ปฏิบัติการด้านระบบส่งจ่ายไฟฟ้าแห่ง ชาติ (National Transmission System Operators : TSOs) หรือหน่วยงานการไฟฟ้า ในประเทศสมาชิกต่อการปฏิบัติการต่างๆ
6.3 การเงิน : งบประมาณดำเนินงานของศูนย์ RPCC ประกอบด้วยเงินที่ได้จากประเทศสมาชิก โดยสามารถรับเงินบริจาค และแหล่งอื่นๆ สำหรับใช้ในการดำเนินงาน การลงทุน และการศึกษาวิจัย อย่างไร ก็ตามเงินที่ได้รับจากการบริจาคจะต้องไม่มีผลต่อการตัดสินใจการดำเนินงานของ ศูนย์ RPCC
6.4 สิทธิพิเศษและความคุ้มครอง : ศูนย์ RPCC จะมีสถานะเป็นองค์กรนานาชาติ องค์กร (ศูนย์ RPCC) ผู้อำนวยการและเจ้าหน้าที่ศูนย์ RPCC จะได้รับสิทธิพิเศษและความคุ้มครองเท่าที่จำเป็นในการดำเนินการอย่างอิสระ ตามภารกิจหน้าที่ที่ได้กำหนดไว้
6.5 การอนุมัติและการมีผลบังคับใช้อย่างเป็นทางการ : (1) IGM ฉบับนี้ต้องได้รับการอนุมัติ และยอมรับจากรัฐบาลของแต่ละประเทศสมาชิกตามขั้นตอนตามระเบียบอย่างเป็นทาง การ โดยรัฐบาลของแต่ละประเทศสมาชิกต้องแจ้งผลการอนุมัติให้รัฐบาลประเทศสมาชิก อื่นๆ ทราบอย่างเป็นทางการ และ (2) IGM ฉบับนี้จะมีผลบังคับใช้อย่างเป็นทางการระหว่างประเทศสมาชิกที่ได้ผ่านการ อนุมัติและยอมรับใน IGM ฉบับนี้หลังจากที่ประเทศสมาชิกชาติที่ 4 ได้รับรองการอนุมัติและยอมรับใน IGM แล้ว
7. ประเทศไทยจะได้รับผลประโยชน์ในหลายๆ ด้าน เมื่อตลาดการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคเกิดขึ้นจริงในอนาคต ดังนี้ (1) ช่วยเพิ่มทางเลือกการจัดหาและเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของไทย (2) ช่วยลดราคาค่าไฟฟ้าภายในประเทศ เนื่องจากการแข่งขันทางด้านราคา และการลดการลงทุนในส่วนกำลังผลิตสำรองของประเทศ (3) ช่วยขยายโอกาสการลงทุนในธุรกิจให้กับไทย ซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการขยายตัวของตลาดซื้อขายไฟฟ้าในอนาคต เช่น การลงทุนด้านโรงไฟฟ้า การลงทุนด้านสายส่งไฟฟ้า การลงทุนด้านการบำรุงรักษา และ (4) ช่วยลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล โดยใช้พลังงานไฟฟ้าจากเขื่อนในประเทศเพื่อนบ้าน
8. กระทรวงการต่างประเทศได้มีความเห็นเกี่ยวกับร่างความตกลง IGM ดังนี้
8.1 ร่างความตกลง IGM เป็นความตกลงระดับรัฐบาล เพื่อจัดตั้งศูนย์ RPCC และกำหนดให้ RPCC มีสถานะเป็นนิติบุคคล มีความสามารถทางกฎหมาย โดยมีหน้าที่หลักในการประสานงานให้ประเทศสมาชิกปฏิบัติตามกรอบความร่วมมือ ด้านเทคนิคและการจัดการซื้อขายไฟฟ้า ตลอดจนเป็นตัวแทนเพื่อรักษาผลประโยชน์ร่วมของประเทศสมาชิกในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะลงนามโดยผู้แทนของรัฐบาลจาก 6 ประเทศ ดังนั้น ร่างความตกลงดังกล่าวจึงเป็นหนังสือสัญญาตามมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ ที่ต้องได้รับความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีก่อนการลงนาม
8.2 ประเด็นว่าด้วยร่างความตกลง IGM เป็นหนังสือสัญญาตามมาตรา 190 วรรคสองของรัฐธรรมนูญฯ ซึ่งต้องได้รับความเห็นชอบของรัฐสภาหรือไม่ เนื่องจากมีประเด็นเกี่ยวข้องกับข้อ 2 และข้อ 13 ของร่างความตกลง IGM ที่กำหนดให้ RPCC มีสถานะเป็นองค์การระหว่างประเทศระดับรัฐบาลที่เป็นอิสระ มีความเป็นกลาง และมีสภาพนิติบุคคล ประเทศที่เป็นที่ตั้งสำนักงานใหญ่ขององค์การฯ มีพันธกิจที่จะต้องให้สถานะทางกฎหมายแก่ RPCC ตามกฎหมายภายใน และจะต้องให้เอกสิทธิ์และความคุ้มกันแก่องค์การฯ ผู้อำนวยการบริหารและเจ้าหน้าที่ขององค์การฯ โดยจะระบุไว้ในความตกลงว่าด้วยสำนักงานใหญ่ขององค์การระหว่างประเทศ (Headquarters Agreement) ที่จะจัดทำขึ้นระหว่าง RPCC กับรัฐบาลของประเทศที่ตั้งสำนักงานใหญ่ต่อไป ซึ่งปัจจุบันคณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าฯ (RPTCC) ยังไม่ได้ตกลงว่าสำนักงานใหญ่ขององค์การฯ จะตั้งอยู่ในประเทศไทย ทั้งนี้ ในอนาคตหากได้ตกลงจัดตั้งศูนย์ RPCC ขึ้นในไทย รัฐบาลไทยจะต้องจัดทำความตกลงว่าด้วยสำนักงานใหญ่กับ RPCC อีกฉบับแยกจากกัน เพื่อยอมรับให้ RPCC มีสภาพนิติบุคคลในประเทศไทย และได้อุปโภคเอกสิทธิ์และความคุ้มกัน ดังนั้น ร่างความตกลง IGM จึงไม่เป็นหนังสือสัญญาที่จะต้องออกพระราชบัญญัติรองรับเพื่อให้เป็นไปตาม หนังสือสัญญา
8.3 ประเด็นว่าด้วยร่างความตกลง IGM ซึ่งกำหนดให้จัดตั้งศูนย์ RPCC เป็นเรื่องที่มีผลกระทบต่อความมั่นคงทางเศรษฐกิจ หรือสังคมของประเทศอย่างกว้างขวางหรือไม่ เป็นประเด็นที่ส่วนราชการเจ้าของเรื่องจะต้องให้ความเห็นประกอบการพิจารณา ต่อคณะรัฐมนตรี ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2550 เรื่องความตกลงหุ้นส่วนเศรษฐกิจไทย - ญี่ปุ่น ซึ่งหากพิจารณาแล้วเห็นว่า ความตกลง IGM เข้าข่ายมาตรา 190 วรรคสองของรัฐธรรมนูญฯ เจ้าของเรื่องจะต้องดำเนินการตามขั้นตอนที่ระบุไว้ในวรรคสามและวรรคสี่ของ มาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ คือ จะต้องให้ข้อมูลและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน รวมทั้งเสนอกรอบเจรจา และชี้แจงต่อรัฐสภาเกี่ยวกับหนังสือสัญญานั้น
9. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของบันทึก IGM พร้อมทั้งให้ส่งร่างบันทึกดังกล่าว ให้กระทรวงการต่างประเทศพิจารณาให้ความเห็นอย่างเป็นทางการ เพื่อนำเสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี และรัฐสภา พิจารณาในลำดับต่อไป ทั้งนี้ จากความเห็นของกระทรวงการต่างประเทศในข้อ 8 และได้มีการพิจารณารายละเอียดบันทึก IGM อย่างรอบคอบ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าความตกลง IGM เข้าข่ายมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญฯ จึงควรดำเนินการตามขั้นตอนที่ระบุไว้ในวรรคสามและวรรคสี่ ของมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ คือ จะต้องให้ข้อมูลและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน รวมทั้งเสนอกรอบเจรจา และชี้แจงต่อรัฐสภาเกี่ยวกับหนังสือสัญญาดังกล่าว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้ง ศูนย์ประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Memorandum of Understanding for the Establishment of the Regional Power Coordination Centre in the Greater Mekong Subregion: IGM) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาเสนอรัฐสภาให้ความเห็นชอบต่อไปตามนัยแห่ง มาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550
เรื่องที่ 3 การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด และการเพิ่มจุดซื้อขาย
สรุปสาระสำคัญ
1. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เป็นสัญญาฯ ที่มีการซื้อขายไฟฟ้ามีลักษณะเป็นการแลกเปลี่ยน โดยส่วนใหญ่ ฟฟล. จะเป็นฝ่ายขาย โดยที่ กฟผ. และ ฟฟล. มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 อายุสัญญา 8 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2549 - 25 กุมภาพันธ์ 2557) และ (2) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด อายุสัญญา 12 ปี (1 พฤษภาคม 2544 - 30 เมษายน 2556)
2. อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญาฯ มี 2 ลักษณะ ได้แก่ (1) ในแต่ละเดือน คือ จะมีการคำนวณจำนวนเงิน ที่จะมีการชำระกันทุกเดือนโดยใช้อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน และ (2) เมื่อสิ้นปีสัญญาฯ คือ จะมีการคำนวณจำนวนพลังงานไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อและขายกับ กฟผ. โดยหาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย (Net Buy) ฟฟล. จะชำระเงินเพิ่ม โดยคำนวณจากส่วนต่างระหว่างราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านของไทยตามที่กำหนดกับ ราคาเฉลี่ยที่ ฟฟล. ซื้อแต่ละเดือน โดยในปีสัญญาฯ 2550-2553 ฟฟล. มีการซื้อพลังงานไฟฟ้า Net Buy จาก กฟผ. จึงเสนอขอ ค้างชำระเงินค่าไฟฟ้าส่วนต่าง โดยจะจ่ายคืนด้วยจำนวนพลังงานไฟฟ้าในปีสัญญาฯ 2554-2556 ที่เท่ากับจำนวน Net Buy ทั้งนี้มียอด Net Buy ที่ปรากฏจริงในปีสัญญาฯ 2550-2553 เท่ากับ 1,180 ล้านหน่วย
3. เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เดินทางเยือน สปป. ลาว ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้ขอให้กระทรวงพลังงานของไทยพิจารณายืดระยะเวลาการใช้คืนพลังงานไฟฟ้าแทน เงินที่ค้างชำระที่เกิดขึ้นในช่วงปีสัญญาฯ 2550-2553 ของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 ระหว่าง ฟฟล. กับ กฟผ. ออกไป
4. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้พิจารณาข้อเสนอของ ฟฟล. และมีมติ (1) เห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสดออกไป เพื่อให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ ฟฟล. จะคืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม (ฟฟล. ซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ช่วงเวลา Peak 1.74 บาทต่อหน่วย และ Off Peak 1.34 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ ให้มีการขยายอายุสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 ออกไป 3 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2557 - 25 กุมภาพันธ์ 2560) และขยายอายุสัญญาฯ โครงการเซเสด ออกไป 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 - 30 เมษายน 2560) (2) เห็นชอบให้แก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร-ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียว เป็นจุดซื้อและขาย ซึ่ง ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. แจ้งเห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการ เซเสดออกไปเพื่อให้ครอบคลุมกับระยะเวลาที่ ฟฟล. จะใช้คืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม
5. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2556 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติรับทราบ ดังนี้ (1) การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสดและโครงการน้ำงึม 1 ออกไป เพื่อให้ครอบคลุมกับระยะเวลาที่ ฟฟล. จะใช้คืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม และ (2) การแก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร-ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียวเป็นจุดซื้อและขาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสดออกไป เพื่อให้ครอบคลุมระยะเวลาที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) จะคืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม (ฟฟล. ซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ช่วงเวลา Peak 1.74 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak 1.34 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ ให้มีการขยายอายุสัญญาฯ ดังนี้
- ขยายอายุสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 ออกไป 3 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2557 - 25 กุมภาพันธ์ 2560)
- ขยายอายุสัญญาฯ โครงการเซเสด ออกไป 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 - 30 เมษายน 2560)
2. เห็นชอบให้แก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร - ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียวเป็นจุดซื้อและขาย
3. เห็นชอบให้ กฟผ. แก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสด และอนุมัติให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมต่อไป
เรื่องที่ 4 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ไทยจำนวนประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมารัฐบาลทั้งสองฝ่ายได้ลงนาม MOU อีก 3 ฉบับ เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 18 ธันวาคม 2549 และ 22 ธันวาคม 2550 เพื่อขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเป็น 3,000 เมกะวัตต์ 5,000 เมกะวัตต์ และ 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 หรือหลังจากนั้น
2. ปัจจุบัน มี 5 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (กำลังผลิต 126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (กำลังผลิต 948 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (กำลังผลิต 597 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) อีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการหงสาลิกไนต์ (กำลังผลิต 1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (กำลังผลิต 1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในเดือนปี 2558 และ 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วและอยู่ระหว่างการเจรจา ร่างสัญญาฯ ได้แก่ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (กำลังผลิต 354 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (กำลังผลิต 269 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในปี 2562
3. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้วเมื่อวันที่ 27 เมษายน และ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ และได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2554 ซึ่งการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว ได้ใช้ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่เป็นต้นแบบ และได้มีการปรับปรุงเงื่อนไขบางประการตามร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้ลงนามย่อ (Initial) กำกับร่าง PPA เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2555 และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำเงี้ยบ 1
4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย KPIC Netherlands B.V. (KPN) (45%), EGAT International Company (EGATi) (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงบอลิคำไซ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณ 1,459 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 188 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้า ฝั่ง สปป. ลาว ระบบส่ง 230 kV ระยะทางจากโครงการฯ ถึง สฟ. นาบงประมาณ 125 กิโลเมตร และระบบส่ง 500 kV ระยะทางจาก สฟ. นาบง ถึงชายแดนประมาณ 27 กิโลเมตร โดยใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และในฝั่งไทย ระบบส่ง 500 kV ระยะทางจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ประมาณ 80 กิโลเมตร โดยใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และมีการก่อสร้างระบบส่งเพิ่มเติมช่วง สฟ. อุดรธานี 3 -สฟ. ชัยภูมิ-สฟ. ท่าตะโก โดยมีอายุสัญญา 27 ปี และกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคม 2562
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา : กฟผ. และ Nam Ngiep 1 Power Company Limited (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator)
5.2 อายุสัญญาฯ 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญาฯ ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญาฯ
5.3 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ : Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวัน ลงนามสัญญาฯ หรือภายในวันที่ 1 มกราคม 2556 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน
5.4 การพัฒนาโครงการและระบบส่ง : (1) กฟผ. เริ่มมีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) ณ วันที่ช้ากว่าระหว่าง SFCD และ Financial Close Date (FCD) โดยจะต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 54 เดือนนับจาก ECOCD (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการและก่อสร้างสายส่งฝั่งลาวให้แล้วเสร็จทันกำหนด SCOD ภายใน 60 เดือนนับจาก ECOCD และ (3) หากงานก่อสร้างล่าช้า ฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages : LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure : FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุสุดวิสัยจะต้องจ่าย ค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง (ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน)
5.5 การผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าให้ กฟผ. โดยการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ในสัญญาฯ การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.6 การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า : พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายเกินจาก PE ในวันจันทร์ถึงวันเสาร์ (ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน) และวันอาทิตย์ (ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมงต่อวัน) และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE 100% แต่ไม่รับประกันซื้อ EE โดยGenerator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์)
- อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งเป็นดังนี้ :
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาทต่อหน่วย
ระหว่าง Unit Operation Period =2.9613 US Cent + 0.9180 บาทต่อหน่วย
(กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD)
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป
Primary Energy (PE) = 3.9484,br> US Cent + 1.2240 บาทต่อหน่วย
Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาทต่อหน่วย
Excess Energy (EE) = 1.3464 บาทต่อหน่วย
หมายเหตุ : เมื่อคำนวณ ณ สมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
ค่า PE = 2.4480 บาทต่อหน่วย
ค่าเฉลี่ย PE + SE = 2.3218 บาทต่อหน่วย
5.7 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator ในแต่ละปี ไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 1,459 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 1,271 ล้านหน่วย และ SE 188 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปีและ กฟผ. สั่งเดินเครื่อง ค่าพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) ในกรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) ในกรณีที่มี Dispatch Shortfall สะสมเกินกว่าข้อตกลง (เท่ากับ 80 ล้านหน่วย) แล้วมีน้ำล้นเกิดขึ้น ให้เก็บตัวเลขน้ำล้นส่วนที่เป็นของ กฟผ. ไว้ในบัญชี (4) ในเดือนสุดท้ายของปีที่ 15 และปีสุดท้ายของสัญญาฯ ให้นำตัวเลขที่สะสมในบัญชี Dispatch Shortfall และบัญชีน้ำล้น ไปคำนวณเป็นค่าไฟฟ้า แล้วนำไปหักลบกับรายได้สะสมจากการขาย EE หากรายได้จากการขาย EE มีมากกว่า Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. เท่ากับจำนวนเงินที่คำนวณจาก Dispatch Shortfall และน้ำล้น และ (5) เมื่อหักลบกันแล้วยังมีเงินเหลือในบัญชีรายได้สะสมของ EE Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. อีก 25% (ถือเป็นการแบ่งผลประโยชน์จากการที่ กฟผ. ช่วยซื้อไฟฟ้ามากกว่าที่ได้รับประกันซื้อ)
5.8 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities) : Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้ ดังนี้ (1) Development Security One (DS1) 5.72 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันลงนามสัญญาจนถึงวัน FCD (2) Development Security Two (DS2) 14.36 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวัน COD (3) Performance Security One (PS1) 12.84 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD และ (4) Performance Security Two (PS2) 4.32 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญาฯ
5.9 เหตุสุดวิสัย : (1) กรณีเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่ถูก FM กระทบสามารถหยุดปฏิบัติหน้าที่ตามสัญญาฯ ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติหน้าที่นั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย (Force Majeure Offset Amount: FMOA) ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่ง ในอัตราที่กำหนดในสัญญาฯ โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน (2) กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูก FM กระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่ง ตามที่กำหนดไว้ในสัญญาฯ แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ ได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน (3) กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ โดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment และ (4) กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น EGAT Access Rights Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาฯ ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการฯ เมื่อมีการบอกเลิกสัญญาฯ
5.10 การบอกเลิกสัญญาก่อน FCD (1) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure (TPFM) กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure (LPFM) กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ ค้ำประกัน และ หลัง FCD (1) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญาฯ หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการ และ (2) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญาฯ หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. Buy-out โครงการ
5.11 การยุติข้อพิพาท: หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการยุติข้อพิพาทที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ
5.12 กฎหมายที่ใช้บังคับ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 กับผู้พัฒนาโครงการ เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด
ทั้งนี้หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลา ในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
3. เห็นชอบให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 ซึ่งมีเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทด้วยวิธีอนุญาโตตุลาการ เสนอขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งหลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป พร้อมทั้งเห็นชอบในหลักการให้คณะกรรมการบริหารฯ ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน มีเป้าหมายในเชิงนโยบาย ในช่วง 10 ปี พ.ศ. 2556 - 2565 รวม 10,000 เมกะวัตต์ โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff สนพ. จึงได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจาก พืชพลังงานภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน และสอดคล้องกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวในระยะเริ่มต้น 100 เมกะวัตต์ และเป็นไปตามมติของ กพช. ในการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยได้จัดทำข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อ ไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน และใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสี เขียวจากพืชพลังงานของ พพ.
3. ข้อสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณขายไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ มีรายละเอียดดังนี้
(1) ข้อมูลระบบผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน เวลาทำงาน 330 วันต่อปี ผลิต ก๊าซชีวภาพได้ 3.64 ล้านลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อปี กำลังผลิตติดตั้ง 1.40 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1.00 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 7.61 ล้านหน่วยต่อปี และขายไฟฟ้าสู่ระบบจำหน่ายไฟฟ้า 6.85 ล้านหน่วยต่อปี
(2) วัตถุดิบที่เข้าและออกจากระบบก๊าซชีวภาพ ความต้องการหญ้าสดเข้าระบบ 140 ตันสด ต่อวัน อัตราการผลิตก๊าซชีวภาพต่อตันหญ้าสด 78.81 ลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อตันสด ผลิตก๊าซชีวภาพ ที่สัดส่วนมีเทน 55% ได้ 11,000 ลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อวัน และปริมาณสารปรับปรุงดินที่ได้จากระบบ 23.5 ตันต่อวัน
(3) เงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และรายได้อื่นๆ จากการเดินระบบ เงินลงทุนระบบรวม 100 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายดำเนินการและบำรุงรักษา 5 ล้านบาทต่อปี ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง 500 บาทต่อตัน อัตราการเพิ่มของราคาเชื้อเพลิง 2.5% ต่อปี และรายได้จากการจำหน่ายสารปรับปรุงดิน 2,000 บาทต่อตัน
4. สนพ. ได้จัดทำสมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานที่เหมาะสม ดังนี้ สัดส่วนหนี้สินต่อทุน (D/E) 1 : 1 อัตราดอกเบี้ย 7.00% (MLR) ระยะเวลาการกู้ 8 ปี อัตราผลตอบแทนส่วนทุน (IRR on equity) ร้อยละ 12 - 13 อายุโครงการ 20 ปี
5. ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรูปแบบ Feed-in Tariff จากการประเมินอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพพืชพลังงาน ภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงานที่มีปริมาณพลัง ไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1.0 เมกะวัตต์ ได้ผลสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุนตลอดอายุโครงการ 20 ปี ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน ภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงานภายใต้โครงการวิสาหกิจ ชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ด้วยอัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 20 ปี
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เร่งจัดทำระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงานภายใต้โครงการ วิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ในรูปแบบ Feed-in Tariff ต่อไป
เรื่องที่ 6 โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายทางด้านเศรษฐกิจที่จะส่งเสริมและผลักดันให้ อุตสาหกรรมพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ สร้างการจ้างงานโดยถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่ มีนโยบายที่จะสนับสนุนการกระจายรายได้ที่เป็นธรรม ลดความเหลื่อมล้ำทางเศรษฐกิจ รวมทั้งได้กำหนดนโยบายพลังงานที่จะส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี
2. กระทรวงพลังงาน โดย พพ. จึงได้จัดทำโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยจะส่งเสริมให้เกษตรกรรวมกลุ่มกันเป็นวิสาหกิจชุมชนหรือสหกรณ์การเกษตรทำ การปลูกพืชพลังงาน โดยมีสัญญาซื้อขายพืชพลังงานกับโรงงานผลิตก๊าซชีวภาพ และก๊าซชีวภาพที่ได้นำไปใช้ประโยชน์ใน 3 รูปแบบคือ ผลิตไฟฟ้า หรือนำไปผลิตเป็นก๊าซชีวภาพอัด (Compress Bio Gas: CBG) หรือนำไปใช้แทนก๊าซแอลพีจี (LPG) ซึ่งจะส่งผลให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง ผู้ประกอบการมีรายได้จากการนำก๊าซชีวภาพไปใช้ประโยชน์ และประเทศเกิดความมั่นคงทางด้านพลังงาน
3. พพ. ได้จัดทำรูปแบบการพัฒนาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยเน้นความร่วมมือระหว่างกลุ่มเกษตรกรและเอกชน เพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืนโดยเกิดการพึ่งพาระหว่างชุมชนที่เป็นเจ้า ของพื้นที่และแหล่งเชื้อเพลิง กับภาคเอกชนที่มีเทคโนโลยีการผลิตพลังงาน โดยพื้นที่ที่กระทรวงพลังงานกำหนด ซึ่งมีคณะอนุกรรมการบริหารการพัฒนาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานเป็นองค์กรพิจารณา ทั้งนี้เพื่อเป็นการช่วยเหลือเกษตรกรให้มีรายได้สุทธิที่แน่นอนและสูงกว่า พืชเศรษฐกิจอื่นๆ
4. เนื่องจากการลงทุนผลิตพลังงานจากพืชพลังงานมีต้นทุนในการผลิตพลังงานสูงกว่า พลังงาน เชิงพาณิชย์อื่น ๆ จึงจำเป็นต้องมีมาตรการสนับสนุนเพื่อส่งเสริมโครงการ ให้สามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน ดังนั้นจึงได้กำหนดมาตรการสนับสนุนโครงการ ดังนี้ (1) กำหนดมาตรการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราพิเศษ ให้การสนับสนุนกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ แบบคงที่ตลอดอายุโครงการ Feed-in Tariff : FiT ในอัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) กำหนดมาตรการรับซื้อก๊าซชีวภาพอัดด้วยอัตราพิเศษ ซึ่งจะได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดรายละเอียดต่อไป และ (3) สนับสนุนข้อมูล คำปรึกษาทางด้านเทคนิควิศวกรรม และอำนวยความสะดวกในการพิจารณาโครงการให้กับผู้ประกอบการ
5. การดำเนินการโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน เป็นการบูรณาการการทำงานร่วมกันของ 7 กระทรวง คือ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงมหาดไทย ซึ่งเป็นความร่วมมือตั้งแต่ต้นน้ำ (การจัดหาพื้นที่ พันธุ์ และเทคโนโลยีการเพาะปลูก) กลางน้ำ (เทคโนโลยีการหมัก และทำความสะอาดก๊าซ) และปลายน้ำ (การนำก๊าซไปใช้ประโยชน์ ในรูปแบบผลิตไฟฟ้า ก๊าซชีวภาพอัด ก๊าซชีวภาพทดแทนก๊าซแอลพีจี และวัสดุปรับปรุงดิน) ทั้งนี้ การส่งเสริมและขยายผลการผลิตพลังงานทดแทนระดับชุมชนในลักษณะวิสาหกิจชุมชน พลังงานสีเขียวอื่นๆ สามารถดำเนินการ ในลักษณะเดียวกันโดยใช้เทคโนโลยีอื่นที่มีศักยภาพ ได้แก่ ชีวมวล พลังน้ำ พลังงานแสงอาทิตย์ รวมทั้งขยะชุมชนโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน กำหนดเป้าหมายเชิงนโยบายไว้ที่ 10,000 เมกะวัตต์ โดยจะขอรับการสนับสนุนงบประมาณดำเนินการจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน เพื่อสนับสนุนที่ปรึกษาดำเนินโครงการ ทำหน้าที่บริหารโครงการระยะที่ 1 วงเงิน 300 ล้านบาท
6. ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินการ แบ่งเป็น
6.1 ภาคเกษตรกรรม ได้แก่ (1) มีการปลูกพืชพลังงาน 10 ล้านไร่ ในพื้นที่ที่มีศักยภาพ และ (2) เกษตรกรมีกำไรจากการปลูกพืชพลังงาน อย่างน้อย 3,500 บาทต่อไร่ต่อปี สูงกว่าการปลูกพืชไร่ เช่น อ้อย (กำไรประมาณ 2,000 บาทต่อไร่ต่อปี) มันสำปะหลัง (กำไรประมาณ 2,000 บาทต่อไร่ต่อปี) และไม่มีความผันผวนด้านราคา ทั้งนี้ สรุปผลประโยชน์สำหรับภาคเกษตรกรรม คิดเป็นมูลค่ารวม 7 แสนล้านบาท
6.2 ภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ (1) มีเงินลงทุนในภาคอุตสาหกรรมการผลิตพลังงาน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 1 ล้านล้านบาท (2) กรณีก๊าซชีวภาพที่ได้นำไปผลิตไฟฟ้าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1.5 ล้านล้านหน่วย มูลค่า 6.8 ล้านล้านบาท (อัตรารับซื้อ 4.50 บาทต่อหน่วย) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าสีเขียวที่มีความเสถียรภาพในด้านวัตถุดิบมาก และ (3) มีวัสดุปรับปรุงดินที่เหลือจากกระบวนการย่อยสลายแบบไม่ใช้อากาศ ประมาณ 800 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่า 1.6 ล้านล้านบาท หมุนเวียนกลับเข้าไปในระบบการปลูกพืชพลังงาน และพืชเศรษฐกิจอื่นๆ อันเป็นการลดการนำเข้าปุ๋ยเคมีจากต่างประเทศ ทั้งนี้ สรุปผลประโยชน์สำหรับภาคอุตสาหกรรม คิดเป็นมูลค่ารวม 9.4 ล้านล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชน พลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบคณะกรรมการเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าว ได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน และให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณดำเนินการจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ทั้งนี้ให้รายงานผลการดำเนินงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อ ไป
เรื่องที่ 7 แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาลซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต ลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับปี 2553 และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการจัดทำแผนปฏิบัติการและผลักดันสู่การปฏิบัติอย่างเป็นรูปธรรม โดยคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ตามมติ กพช. ที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบายและทิศทางการจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดยมีข้อเสนอแนะให้ปรับปรุงแผนปฏิบัติการฯ ในประเด็นที่สำคัญ เช่น เพิ่มเติมโครงการตามแผนพัฒนาการขนส่งที่ยั่งยืน ของกระทรวงคมนาคม โครงการตามแผน ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ที่เกี่ยวข้อง และปรับปรุงแผน ระยะสั้นให้ชัดเจนโดยเพิ่มเติมข้อมูลโครงการที่ได้ดำเนินการไปแล้วในปี 2554 - 2556 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้ปรับปรุงแผนตามข้อเสนอแนะของอนุกรรมการฯ เรียบร้อยแล้ว
3. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี มีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน ( Energy Intensity, EI) หรือพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลผลิตมวลรวม (GDP) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 (ค.ศ. 2030) เมื่อเทียบกับปี 2553 (ค.ศ. 2010) หรือจะต้องลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 จากความต้องการพลังงานกรณีปกติ (Business As Usual, BAU) หรือประมาณ 38,200 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
4. ยุทธศาสตร์ เพื่อขับเคลื่อนนโยบายสู่เป้าหมายภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์ที่ 1 การใช้มาตรการแบบผสมผสานทั้งการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) ยุทธศาสตร์ที่ 2 การใช้มาตรการที่จะส่งผลกระทบในวงกว้างในเชิงการสร้างความตระหนักและการ เปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้พลังงาน การตัดสินใจของผู้ประกอบการ และการเปลี่ยนทิศทางตลาด โดยเพิ่มนวัตกรรมในการรณรงค์และประชาสัมพันธ์ (3) ยุทธศาสตร์ที่ 3 การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงาน (4) ยุทธศาสตร์ที่ 4 การกระจายงานด้านการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงาน องค์กรภาครัฐและเอกชนที่มีความพร้อมด้านทรัพยากรและความเชี่ยวชาญ (5) ยุทธศาสตร์ที่ 5 การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญเพื่อให้คำปรึกษาและดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานที่ต้องใช้ เทคนิคที่สูงขึ้น และ (6) ยุทธศาสตร์ที่ 6 การเพิ่มการพึ่งพาตนเองด้านเทคโนโลยีเพื่อลดต้นทุนเทคโนโลยีและเพิ่มโอกาส การเข้าถึงเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง รวมทั้งการเสริมสร้างธุรกิจผลิตสินค้าที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง
5. แนวทางในการจัดทำแผนปฏิบัติการเพื่อให้เกิดความสัมฤทธิผลในการอนุรักษ์ พลังงานภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554 - 2573) โดยแผนปฏิบัติการจะแบ่งออกเป็น 2 ระดับ คือ (1) แผนผังยุทธศาสตร์หลัก (Master Plan) ซึ่งเป็นภาพรวมของการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในทุกภาคเศรษฐกิจ ที่จะต้องดำเนินการ และ (2) แผนผังยุทธศาสตร์รอง (Sectoral Plans) ในภาคเศรษฐกิจต่างๆ ที่จะดำเนินการในช่วงเวลาต่างๆ ประกอบด้วย แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานในภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง
6. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ตาม แผนผังยุทธศาสตร์หลัก (Master Plan) จะแบ่งการดำเนินการเป็นรายภาคเศรษฐกิจ ประกอบด้วย ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย และภาคการคมนาคมและการขนส่ง และจัดกลุ่มการดำเนินการโครงการตามหลักเกณฑ์ของ IEA โดยมีกลุ่มเป้าหมายและแผนงานดังนี้ (1) ระยะสั้น (2554-2559) กลุ่มเป้าหมายจะเป็นกลุ่มที่มีการดำเนินการอยู่แล้ว จะขยายผลความสำเร็จให้กว้างขวางยิ่งขึ้น ได้แก่ อาคาร/ที่พักอาศัย อุตสาหกรรม ขนส่งและบริการสาธารณะ (ไฟฟ้าสาธารณะ) โดยให้ความสำคัญโครงการที่มีผลสำเร็จมาแล้วและโครงการใหม่ที่จะให้ผลสำเร็จ ในระยะสั้น (2) ระยะกลาง (2560-2565) กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มที่มีศักยภาพในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานสูง ทั้งอาคาร/ที่พักอาศัย อุตสาหกรรม และภาคขนส่ง โดยใช้แนวทางสนับสนุนการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง การปรับเปลี่ยนเทคโนโลยีในกระบวนการผลิต การออกแบบและการก่อสร้างอาคารที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงขึ้น รวมทั้งกำหนดมาตรการควบคุมและป้องกันการนำเข้าและใช้งานอุปกรณ์ที่มี ประสิทธิภาพต่ำ และ (3) ระยะยาว (2566-2573) เพิ่มกลุ่มเป้าหมาย โดยแผนปฏิบัติงานหรือโครงการจะครอบคลุมทุกกลุ่มเป้าหมายและแนวทางที่ก่อให้ เกิดความสัมฤทธิ์ผลตามวิสัยทัศน์ของแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมฉบับที่ 11 ในการไปสู่สังคมคาร์บอนต่ำที่เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม
7. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานรายภาคเศรษฐกิจ (Sectoral Plans) ได้กำหนดพันธกิจและเป้าหมายของการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน ในภาคอุตสาหกรรมที่เป็นรูปธรรมอย่างมีนัยสำคัญ มีเป้าหมายลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 16,100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ไฟฟ้า 38,140 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง, ความร้อน 12,450 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 54 ล้านตันต่อปี (2) ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย ที่เป็นรูปธรรมอย่างมีนัยสำคัญ มีเป้าหมายลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 7,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบและลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 23 ล้านตัน ต่อปี และ (3) ภาคขนส่ง มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาคการขนส่งที่เป็นรูปธรรมอย่าง มีนัยสำคัญ มีเป้าหมาย ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 15,100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (เป็นพลังงานความร้อนทั้งหมด) และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 53 ล้านตันต่อปี
8. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554 - 2573) ตามยุทธศาสตร์หลักแยกตามรายภาคเศรษฐกิจสรุปได้ ดังนี้
ภาคเศรษฐกิจ | กลยุทธ์ | มาตรการดำเนินการ |
บูรณาการร่วม ภาคอุตสาหกรรม/ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 1.การบังคับใช้ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |
2. การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน (mandatory labeling) | ||
3. การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Performance Standard: MEPS) | ||
4.การบังคับใช้เกณฑ์ (Energy Efficiency Resource Standard: EERS) สำหรับธุรกิจพลังงานขนาดใหญ่ | ||
การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 5.การจัดทำข้อตกลงการอนุรักษ์พลังงานแบบสมัครใจ (Voluntary Agreement: VA) | |
6.การสนับสนุนและจูงใจให้มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานแบบสมัครใจ | ||
7.การสนับสนุนด้านการเงินเพื่ออุดหนุนผลการประหยัดพลังงาน | ||
8.การสนับสนุนการดำเนินการของบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) | ||
การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม | 9.การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้ด้านการอนุรักษ์พลังงาน | |
10.การผลักดันแนวคิดและส่งเสริมกิจกรรมด้าน การพัฒนาสังคมและเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (low carbon society และ low carbon economy) และรักษาสิ่งแวดล้อม | ||
11.มาตรการทางด้านราคาและภาษีเพื่อผลักดันให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมและสร้างความตระหนักการอนุรักษ์พลังงานและลดก๊าซเรือนกระจก | ||
การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 12.การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนา | |
13.การส่งเสริมการสาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
การพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน | 14.การส่งเสริมการพัฒนามืออาชีพด้านการอนุรักษ์พลังงาน | |
15 การส่งเสริมการพัฒนาความสามารถเชิงสถาบันของหน่วยงาน/องค์กรภาครัฐและเอกชน | ||
ภาคอุตสาหกรรม | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 16. การเปรียบเทียบ (Benchmarking) ค่าพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลิต (Specific Energy Consumption: SEC) |
การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 17. การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานของกระบวนการผลิต | |
ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 18.การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของอาคาร |
19. การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานของอาคาร | ||
การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 20. การสนับสนุนการติดฉลากประสิทธิภาพพลังงานของอาคารและบ้านที่อยู่อาศัย | |
การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 21.การสนับสนุนการพัฒนาอาคารประหยัดพลังงานต้นแบบ | |
การพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน | 22.การส่งเสริมการพัฒนามืออาชีพด้านการอนุรักษ์พลังงานสำหรับอาคาร | |
การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 23.มาตรการด้านราคาและภาษีเพื่อผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในอาคารและบ้านที่อยู่อาศัย | |
24.การสนับสนุนการใช้อุปกรณ์/เครื่องใช้ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 25.การสนับสนุนการพัฒนาบ้านประหยัดพลังงานต้นแบบ | |
ภาคขนส่ง | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 26.การบังคับให้ติดฉลากประสิทธิภาพพลังงานสำหรับยานยนต์ |
27.การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำสำหรับยานยนต์ | ||
28.มาตรการทางภาษีเพื่อผลักดันให้มีการเกิดการเปลี่ยนทิศทางตลาด | ||
การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 29.การสนับสนุนการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานสูงสำหรับชิ้นส่วนยานยนต์ | |
30.การสนับสนุนการเดินทางด้วยระบบขนส่งมวลชน (mass transit) และขนส่งสินค้าด้วยระบบ Logistics ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม | 31. การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้การขับขี่อย่างประหยัดพลังงาน (eco-driving) | |
32.การผลักดันแนวคิดและส่งเสริมการพัฒนาระบบขนส่งอย่างยั่งยืน (sustainable transport system) และยกระดับคุณภาพอากาศในเขตเมือง | ||
การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 33.การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนา | |
34.การส่งเสริมการสาธิตอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน |
9. เป้าหมายผลประหยัดตามแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554-2573) ในกรณีดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานได้ครบถ้วนตามแผนปฏิบัติการนี้ จะสามารถประหยัดพลังงานในปี 2573 ได้ 38,845 ktoe ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายตามกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ที่กำหนดไว้ 38,200 ktoe โดยรายละเอียดผลการประหยัดพลังงาน ณ ปี 2573 สรุปได้ดังนี้
ภาคเศรษฐกิจ | เป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (ktoe) | ผลประหยัดจากการดำเนินโครงการตามแผนปฏิบัติการฯ (ktoe) | งบประมาณสนับสนุน | |
(ล้านบาท) | (ร้อยละ) | |||
อุตสาหกรรม | 16,100 | 16,480 | 69,066 | 53.8 |
อาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | 7,000 | 7,042 | 46,244 | 36.0 |
ขนส่ง | 15,100 | 15,323 | 13,010 | 10.2 |
รวมทั้งหมด | 38,200 | 38,845 | 128,320 | 100.0 |
10. ปัจจัยความสำเร็จ (Success Factor) ที่จะทำให้สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่สำคัญๆ ได้แก่ (1) ต้องมีการดำเนินงานอย่างบูรณาการทั้งยุทธศาสตร์ กลยุทธ์ แผนงาน และโครงการต่างๆ อย่างครบถ้วน โดยเฉพาะการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนพฤติกรรม การประชาสัมพันธ์ รวมทั้งการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน และ (2) ต้องมีการดำเนินการในกิจกรรมที่มีต้นทุนการลงทุนสูงเปรียบเทียบกับกิจกรรม ที่มีต้นทุนการลงทุนที่ต่ำ เมื่อคำนึงถึง ผลประหยัดพลังงานในปริมาณที่เท่ากัน
11. การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในแต่ละปีจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานและการหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยแผนนี้จะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,845 ktoeต่อปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 140 ล้านตันต่อปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 1.1 ล้านล้านบาทต่อปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการกำกับติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 8 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. องค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) เป็นองค์กรระหว่างประเทศที่ก่อตั้งขึ้นในปี 2466 มีการดำเนินงานครอบคลุมพลังงานทุกสาขา และมีภารกิจหลักเพื่อส่งเสริมการจัดหาและการใช้พลังงานอย่างยั่งยืน โดยมีการดำเนินงานเกี่ยวกับการส่งเสริม การทำวิจัยเพื่อศึกษาแนวทางการจัดหา และการใช้พลังงานที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อสังคมและมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม น้อยที่สุด การจัดการประชุมทางวิชาการ และดำเนินงานร่วมกับองค์การพลังงานอื่นๆที่มีเป้าหมายในแนวทางเดียวกัน ซึ่ง ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก ตั้งแต่ปี 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
2. เมื่อวันที่4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน
3. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทยใหม่ ดังนี้ (1) ปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ (แทน ศ.ดร. บุญรอด บิณฑสันต์ ซึ่งถึงแก่อนิจกรรมด้วยโรคชราเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2555) (2) รองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมาย เป็นรองประธานคนที่ 1 (3) อธิบดี พพ. เป็นรองประธานคนที่ 2 (4) ยกเลิกตำแหน่ง รองประธานคนที่ 3 (5) ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ (6) ผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ (7) ระบุชื่อ 6 หน่วยงานหลัก เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการฯ และระบุหน่วยงานย่อยที่รับผิดชอบหลัก ดังนี้
หน่วยงานหลักที่เพิ่ม | หน่วยงานย่อยที่รับผิดชอบหลัก |
1. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) | ผู้แทน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน |
2. กระทรวงการต่างประเทศ (กต.) | ผู้แทน กรมเศรษฐกิจระหว่างประเทศ |
3. กระทรวงคมนาคม (คค.) | ผู้แทน สำนักงานปลัดกระทรวงคมนาคม |
4. องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (อบก.) | ผู้แทน องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก |
5. กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) | ผู้แทน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี |
6. กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) | ผู้แทน สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม |
(8) ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นกรรมการ (แทนผู้แทนกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม) และ (9) ให้ถอน "ผู้แทนชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล" ออกจากองค์ประกอบคณะกรรมการฯ เนื่องจากไม่มีความชัดเจนในเรื่องสถานะของชมรม ดังนั้น รวมองค์ประกอบคณะกรรมการฯ ที่ได้ปรับปรุงใหม่ มีจำนวน 23 คน จึงขอนำเสนอ กพช.เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การ พลังงานโลกของประเทศไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอร่างคำสั่งให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติให้หน่วยงานราชการลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 10 เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ โดยมีมาตรการดังนี้ (1) มาตรการ ระยะสั้น โดยให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) ระดับความสำเร็จในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการ โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 กำหนดเป้าหมายลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อยร้อยละ 10 และ (2) มาตรการระยะยาว ให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง เร่งปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานไม่ให้เกิน "ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงาน" ภายในปีงบประมาณ พ.ศ. 2556 เพื่อเป็นตัวอย่างในการจัดการอาคารของเอกชนที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม
2. การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี ณ วันที่ 31 มกราคม 2556
2.1 มาตรการระยะสั้น ดำเนินการโดยกระทรวงพลังงาน ร่วมกับสำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา เริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 น้ำหนักคะแนนร้อยละ 2 เป้าหมายของระดับความสำเร็จคือ ลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณการใช้ปี 2554 ผลการดำเนินการ มาตรการนี้มี 8,975 หน่วยงาน ที่ต้องเข้าระบบประเมินผลตามที่สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนด ประกอบด้วย ส่วนกลาง 1,079 หน่วยงาน จังหวัด 7,658 หน่วยงาน และสถาบันอุดมศึกษา 238 หน่วยงาน ส่วนการดำเนินการในปีงบประมาณ 2556 สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" บรรจุในกรอบประเมินผลประจำปีงบประมาณ 2556 แล้ว โดยเพิ่มคะแนนจากร้อยละ 2 ในปี 2555 เป็นร้อยละ 3 ในปี 2556 รวมทั้งกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น ได้ให้ความร่วมมือที่จะแจ้งให้องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นประมาณ 7,853 แห่ง ที่ไม่ได้อยู่ในกรอบการประเมินผลของสำนักงาน ก.พ.ร. ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีด้วย
2.1 มาตรการระยะยาว ดำเนินการโดยจัดซื้อจัดหาอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงมาใช้ทดแทนของ เดิมที่มีอายุการใช้งานมานานให้กับอาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม ประมาณ 800 แห่ง โดยนำลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company : ESCO) มาใช้เพื่อแก้ปัญหาข้อจำกัดด้านงบประมาณที่จะต้องจัดหามาประมาณ 6,300 ล้านบาท โดย พพ. ร่วมมือกับ ESCO ที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกฟน. และ กฟภ. และเริ่มทดสอบความพร้อมกับมหาวิทยาลัย 2 แห่ง คือ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) และมหาวิทยาลัยเชียงใหม่
3. ข้อจำกัดและการแก้ไข : ข้อจำกัดด้านวิธีการงบประมาณของส่วนราชการในการจะนำงบประมาณหมวดค่า สาธารณูปโภคที่มีไว้เพื่อชำระค่าไฟฟ้านั้นไปจ่ายให้กับ ESCO ซึ่งจะต้องมีการเปลี่ยนหมวดรายจ่าย ไปเป็นหมวดที่เกี่ยวกับการลงทุนและบริหารจัดการ ส่วนวิธีการแก้ไขมีดังนี้ (1) พพ. กำลังประสานกับกระทรวงการคลัง เพื่อจัดทำแนวทางการเบิกจ่าย (2) จัดสรรเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้กับ พพ. เป็นจำนวนเงินกว่า 2,000 ล้านบาท เพื่อเร่งดำเนินการก่อน 500 แห่ง (3) พพ. ทำการสำรวจข้อมูลเครื่องใช้สำนักงานของอาคารของรัฐ และกำลังเตรียมจัดซื้อเครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูงและเปลี่ยนใช้แทนของ เดิม และ (4) สนพ. กำลังจัดทำแนวทางจัดการอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อ เพลิง ที่มีอายุการใช้งานมานานเสื่อมสภาพหรือชำรุด ตลอดจนวิธีการรายงานการถอดทำลายซากเพื่อให้แน่ใจว่า ของเก่าที่ถูกถอดออกไม่มีการนำไปใช้ในที่อื่นอีก ทั้งนี้ ในการดำเนินงานต่อไปกระทรวงพลังงานจะกำชับให้หน่วยงานต่างๆ เร่งดำเนินการแก้ไขข้อจำกัดต่างๆ และเร่งดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานอาคารของรัฐที่เป็นอาคาร ควบคุมที่มีอยู่ประมาณ 800 แห่ง ให้เสร็จภายในเดือนกันยายน 2556
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอลและน้ำมันดีเซล และเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล โดย (1) น้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และหากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการ ลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร และ (2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล ให้รักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) รวมทั้งคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ
1.2 แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGVให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม - 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจาก ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
1.3 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
1.4 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จาก โรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. ประเมินผลการดำเนินงานตามข้อ 1 เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล จาก สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ ไตรมาสที่ 3 ปี 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลของตลาดสิงคโปร์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 106.21, 122.21 และ 125.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบ ตึงตัวจากการประท้วงของคนงานแท่นขุดเจาะน้ำมันของนอร์เวและปัญหาการผลิตใน บริเวณทะเลเหนือ และความไม่สงบในตะวันออกกลาง รวมทั้งการผลิตน้ำมันดิบในอ่าวเม็กซิโกหยุดการผลิต อีกทั้งรัฐบาลจีนได้เผยแผนการลงทุนในระบบสาธารณูปโภคเพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ ไตรมาส 4 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลของตลาดสิงคโปร์ยังปรับตัวสูง โดย ราคาน้ำมันยังแกว่งตัวอยู่ในระดับสูงเนื่องจากการปะทะกันระหว่างซีเรียและ ตุรกี และความตึงเครียดเรื่องนิวเคลียร์อิหร่านที่ยังคงมีอยู่หลังสหภาพยุโรปออก มาตรการคว่ำบาตรอิหร่านเพิ่มเติม โดยสรุปปี 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ อยู่ที่ระดับ 107.75, 122.48 และ 122.43 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 ได้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.10, 3.30, 1.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในไตรมาส 3 และ 4 กบง. ได้มีมีมติปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 15 ครั้ง โดย คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งไม่กระทบต่อค่าขนส่งและค่าโดยสาร โดยอัตราที่เพิ่ม/ลด ขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดของน้ำมัน ทำให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 55 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.20, 2.80, 0.50 และ 1.50 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย ได้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกขึ้นตามราคาตลาดโลก ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 39.75, 35.43, 33.48 และ 29.53 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในวันที่ 13 และวันที่ 20 ตุลาคม 2555 กบง. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล E20 ต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 91 ลิตรละ 3 บาท และได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่เกินลิตรละ 30 บาท โดยวันที่ 31 ธันวาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 43.75, 37.83, 35.38 และ 29.79 บาท ต่อลิตร ตามลำดับ
5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 มีฐานะติดลบ 17,960 ล้านบาท จากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้น โดยกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีฐานะติดลบ 16,750 ล้านบาท
6. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 อยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดย กบง. เมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนกว่าจะได้ข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาหาข้อสรุปที่เป็นที่ยอมรับของทุกภาคส่วนและรอผล การศึกษาอัตราค่าบริการทางท่อซึ่งเป็นเงื่อนไขข้อกำหนดในการพิจารณาปรับราคา ขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV อยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ไม่เปลี่ยนแปลง
7. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี สนพ. ได้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม โดยในเดือนกรกฎาคม และสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 24.86 และ 29.56 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ และตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2555 อยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม
8. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม - 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. ได้เห็นชอบปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปี 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว ดังนี้ (1) ในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และ (2) ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ อย่างไรก็ตาม หากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าก๊าซ ธรรมชาติเหลว (ระยะสั้น) ในช่วงปี 2555 - 2559 โดยจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น (Short Term Contract) และจัดหา LNG เพิ่มเติมในรูปแบบของสัญญาระยะยาว (Long Term Contract) ในปี 2558 และรับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะยาว) ในช่วงปี 2560 - 2573
3. การจัดหา LNG ปี 2555 ปตท. ได้จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot สำหรับปี 2555 รวมจำนวน 14 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณนำเข้ารวม 0.97 ล้านตัน โดยแบ่งการจัดหาเป็น 2 ช่วง คือ (1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะสั้น (มกราคม - มิถุนายน 2555) จากผู้ขาย 2 ราย ได้แก่ บริษัท Repsol และบริษัท Total Gas & Power Limited ตั้งแต่ปี 2554 โดยในระหว่างเดือนมกราคม - มิถุนายน 2555 ได้ส่งมอบ LNG จำนวน 6 เที่ยวเรือ (ปริมาณรวม 0.42 ล้านตัน) และ (2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot (มิถุนายนถึง ธันวาคม 2555) ปตท. จัดหา LNG แบบ SPOT cargo ระหว่างเดือนมิถุนายน - ธันวาคม 2555 จำนวนอีก 8 เที่ยวเรือ (ปริมาณรวม 0.55 ล้านตัน) เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศ ส่วนการจัดหา LNG ปี 2556 - 2557 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ปี 2556 และ 2557 ปริมาณปีละ 2.4 และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ เพื่อให้สอดคล้องและเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 Revision 3)
4. การจัดหา LNG ในรูปแบบของสัญญาระยะยาว โดย กพช. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2558 เป็นเวลา 20 ปี และเงื่อนไขอื่นๆ ตาม SPA โดยร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว ทั้งนี้ บริษัท ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการดำเนินการจากนโยบายการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดยเห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไป ต่อมา คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นวันที่ 1 มกราคม 2556 ตามข้อเสนอของ กบง. เพื่อแก้ไขปัญหาขาดแคลนน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) จากเหตุการณ์โรงกลั่นบางจากไฟไหม้และโรงกลั่นบางรายหยุดซ่อมบำรุง
2. ธพ. ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2555 ลงวันที่ 12 ตุลาคม 2555 กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซินให้เหลือเพียงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 (ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91) และเปลี่ยนชื่อ "เบนซินออกเทน 95" เป็น "เบนซิน" ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 เป็นต้นไป ต่อมา ธพ. ได้ร่วมประชุมกับผู้ค้าน้ำมันเพื่อแก้ไขและบริหารจัดการน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) โดยคาดว่าเมื่อยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นซึ่งทำให้ความต้องการ G-Base เพิ่มขึ้นด้วย ซึ่งผู้ค้าน้ำมันมีศักยภาพในการนำเข้าประมาณ 30-45 ล้านลิตรต่อเดือน
3. กระทรวงพลังงานได้ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนรับทราบการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ผ่านสื่อต่างๆ โดย (1) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 โรงกลั่นจะยกเลิกผลิตน้ำมันเบนซิน 91 แต่ยังคงมีการผลิตเบนซิน 95 แต่ในระยะแรก (1-3 เดือน) จะยังคงมีน้ำมันเบนซิน 91 เหลือจำหน่าย (2) รถยนต์ตั้งแต่ปี 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 4 จังหวะ สามารถใช้แก๊สโซฮอลได้ สำหรับรถยนต์ก่อนปี 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 2 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 2 จังหวะ สามารถเข้าร่วมโครงการจัดตั้งศูนย์บริการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อให้ใช้ น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ และ (3) การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 แล้วเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลจะเกิดผลดี คือ การประหยัดค่าใช้จ่าย เนื่องจากน้ำมันแก๊สโซฮอลมีราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซินประมาณ 7 บาทต่อลิตร (หักความสิ้นเปลืองแล้ว) ผลดีต่อภาคเกษตรเนื่องจากความต้องการใช้เอทานอลจะเพิ่มขึ้นทำให้เกษตรกรมี รายได้เพิ่มขึ้น ผลดีต่อด้านเศรษฐกิจโดยการใช้ผลิตผลในประเทศจะเกิดการจ้างงาน ผลดีต่อสิ่งแวดล้อมโดย น้ำมันแก๊สโซฮอลจะเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และผลดีต่อความมั่นคงทางพลังงานโดยการใช้แก๊สโซฮอลจะช่วยลดการพึ่งพาการนำ เข้าน้ำมันจากต่างประเทศ
4. มาตรการบรรเทาผลกระทบ โดย พพ. ได้จัดตั้งศูนย์บริการปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ (ระยะที่ 1) ซึ่งกระทรวงพลังงานรับผิดชอบในส่วนของค่าแรงในการปรับแต่ง มีสถาบันการศึกษาของรัฐ ได้แก่ วิทยาลัยอาชีวศึกษาและมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีราชมงคลเข้าร่วมโครงการกว่า 200 แห่ง ทั่วประเทศ เป็นผู้ดำเนินการปรับแต่ง กลุ่มเป้าหมายคือ รถยนต์ก่อนปี ค.ศ. 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 2 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 2 จังหวะ จำนวนรวมประมาณ 200,000 คัน ระยะเวลาดำเนินการตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2555 - 24 เมษายน 2556
5. ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเปรียบเทียบก่อนและหลังยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
การใช้กลุ่มเบนซิน (ล้านลิตรต่อวัน) |
ช่วงก่อนการยกเลิก น้ำมันเบนซิน 91 | ช่วงเตรียมการปรับเปลี่ยน | ช่วงยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 แล้ว แต่ยังมีน้ำมันค้างสต็อกจำหน่าย |
มกราคม ถึง กันยายน 2555 | ตุลาคม ถึง ธันวาคม 2555 | มกราคม 2556 (วันที่ 1-27) |
|
กลุ่มเบนซิน | 20.62 | 22.23 | 21.17 |
เบนซิน 91+95 | 8.96 | 8.65 | 4.21 |
เบนซิน 91 | 8.84 | 8.55 | 3.38 |
เบนซิน 95 | 0.12 | 0.10 | 0.83 |
แก๊สโซฮอล | 11.66 | 13.58 | 16.69 |
แก๊สโซฮอล 91 | 5.61 | 6.31 | 7.43 |
แก๊สโซฮอล 95 | 5.14 | 5.63 | 7.26 |
แก๊สโซฮอล อี 20 | 0.84 | 1.49 | 1.80 |
แก๊สโซฮอล อี 85 | 0.08 | 0.16 | 0.19 |
เอทานอล | 1.31 | 1.62 | 1.99 |
5.1 หลังจากที่โรงกลั่นน้ำมันหยุดผลิตน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 การใช้ เอทานอลได้ปรับเพิ่มขึ้นจาก 1.31 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูล 9 เดือนแรกของปี 2555) มาอยู่ที่ 1.99 ล้านลิตร ต่อวัน (ข้อมูลเดือนมกราคม 2556) การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลได้ปรับเพิ่มขึ้นจาก 11.66 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูล 9 เดือนแรกของปี 2555) มาอยู่ที่ 16.69 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูลเดือนมกราคม 2556) ซึ่งทำให้สัดส่วนการจำหน่ายแก๊สโซฮอลปรับเพิ่มจาก % ของการจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน มาอยู่ที่ 79% ในเดือนมกราคม 2556 และในช่วง 1-3 เดือนแรก ยังคงมีการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 91 ซึ่งเป็นน้ำมันที่เหลือค้างถัง แต่ ความต้องการใช้น้ำมันเบนซิน 91 ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.38 ล้านลิตรต่อวัน และสถานีบริการเบนซิน 91 ได้ทยอยปรับเปลี่ยนหัวจ่าย สำหรับปริมาณคงเหลือน้ำมันเบนซิน 91 ของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ณ วันที่ 31 มกราคม 2556 อยู่ที่ 6.3 ล้านลิตร ซึ่งคาดว่าคงเหลือจำหน่ายในสถานีบริการบางแห่งถึงเดือนมีนาคม 2556 สำหรับการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ได้ทยอยปรับเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 0.83 ล้านลิตรต่อวัน
5.2 การปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ ปัจจุบันได้จัดตั้งศูนย์ปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ จำนวน 186 แห่งทั่วประเทศ และคาดว่าจะเปิดครบทั้ง 204 แห่ง ในเดือนมีนาคม 2556 ปัจจุบันมีรถยนต์ รถจักรยานยนต์ และเครื่องจักรกลการเกษตรเข้าร่วมโครงการรวม 2,354 คัน
5.3 จากแผนการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง คาดว่าการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะทำให้การใช้น้ำมัน แก๊สโซฮอลและน้ำมันเบนซิน 95 เพิ่มขึ้น และการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลจะคิดเป็นร้อยละ 80-90 ของการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซิน และการใช้น้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ร้อยละ 10-20 ของการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซิน และพบว่าจะมีสถานีบริการน้ำมันเบนซิน 91 ที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ดำเนินการเอง เปลี่ยนมาจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลประมาณร้อยละ 40-50 และอีกร้อยละ 50-60 จะเปลี่ยนไปจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ซึ่งจะทำให้มีสถานีบริการ แก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นประมาณ 1,500-1,800 แห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 สถานการณ์พลังงานปี 2555 และแนวโน้มปี 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงานปี 2555 สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) รายงานแนวโน้มเศรษฐกิจไทยในปี 2555 ขยายตัวร้อยละ 5.5 ซึ่งส่งผลต่อการใช้พลังงานโดยรวมของประเทศในปี 2555 ดังนี้ (1) การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น อยู่ที่ระดับ 1,970 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.3 โดยการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นในทุกประเภท (2) การใช้พลังงาน มีมูลค่า 2,140,299 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.9 (3) การนำเข้าพลังงาน มีมูลค่า 1,442,653 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 16.6 โดยส่วนใหญ่ร้อยละ 77 เป็นมูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบ และ (4) การส่งออกพลังงาน มีมูลค่า 401,564 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 24.6 โดยร้อยละ 85 เป็นมูลค่าการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป
2.สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด
2.1 น้ำมันดิบ มีปริมาณการนำเข้าอยู่ที่ระดับ 858 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.0 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบนำเข้าอยู่ที่ระดับ 1 14 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล
2.2 น้ำมันสำเร็จรูป ารใช้เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 5.6 โดย (1) น้ำมันเบนซิน การใช้อยู่ที่ระดับ 21.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 ส่วนใหญ่เป็นการเพิ่มขึ้นของกลุ่มแก๊สโซฮอล เนื่องจากมาตรการจูงใจทางด้านราคา (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล การใช้อยู่ที่ระดับ 12.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2 โดยการใช้ แก๊สโซฮอล 95 (E20) เพิ่มขึ้นร้อยละ 64.8 เนื่องจากมาตรการจูงใจด้านราคาที่เพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่าง E20 และ E10 ให้มากขึ้น และมีสถานีบริการที่เพิ่มขึ้น โดยปัจจุบันมีสถานีบริการ 1,310 แห่ง (3) น้ำมันดีเซล การใช้อยู่ที่ระดับ 56.2 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.1 ตามภาวะเศรษฐกิจของประเทศที่ขยายตัวและการตรึงราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับไม่ เกิน 30 บาทต่อลิตร และ (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้ที่ระดับ 7,353 พันตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 โดยมีการใช้แยกเป็นรายสาขา ได้แก่ ภาคครัวเรือน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 41 ของการใช้ทั้งหมด มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 14.6 ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 35 เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 การใช้ในรถยนต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 14 เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 ภาคอุตสาหกรรม คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 8 ลดลงร้อยละ 14.1 ซึ่งลดลงต่อเนื่องหลังจากที่ กพช. มีมติปรับราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 และการใช้เป็นพลังงาน (own used) คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 2 ลดลงร้อยละ 16.4
2.3 น้ำมันภาคขนส่งทางบก มีการใช้เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.5 โดยน้ำมันดีเซลมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 57 รองลงมาคือน้ำมันเบนซินมีสัดส่วนร้อยละ 26 NGV มีสัดส่วนร้อยละ 11 และ LPG มีสัดส่วนร้อนละ 6 โดยการใช้ NGV เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 21.4 ถึงแม้ว่าในช่วงต้นปีจะมีการปรับราคาขายปลีกขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขยายปลีกไว้ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงสิ้นปี แต่เนื่องจากราคาที่ถูกกว่าน้ำมันจึงจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้ NGV มากขึ้น ส่วนการใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 ถึงแม้ว่าในช่วงต้นปีจะมีการปรับราคาขายปลีกขึ้นเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขายปลีกไว้ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัมจนถึงสิ้นปี แต่เนื่องจากราคาที่ถูกกว่าน้ำมันและจำนวนสถานีบริการที่มากกว่า NGV จึงส่งผลให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้ LPG เพิ่มมากขึ้น
2.4 ก๊าซธรรมชาติ มีการใช้อยู่ที่ระดับ 4,508 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.1 โดย การใช้เพิ่มขึ้นในทุกสาขา
2.5 ลิกไนต์/ถ่านหิน มีการใช้อยู่ที่ระดับ 16 ,622 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2 โดยในปีนี้ IPP มีการใช้ถ่านหินมากขึ้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าเก็คโค่ วัน ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 660 เมกะวัตต์ ได้เริ่มขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2555
2.6 ไฟฟ้า กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า อยู่ที่ 32 ,600 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Gross Peak) เกิดขึ้นเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 26 เมษายน เวลา 14.30 น. ที่ระดับ 26,774 เมกะวัตต์ สูงกว่า Peak ของปีก่อนร้อยละ 9.2 การผลิตไฟฟ้า อยู่ที่ 176,187 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.5 โดยส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67 รองลงมาคือ ลิกไนต์/ถ่านหินคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 20 การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ 161,784 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.7 เนื่องจากในช่วงต้นปีภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมเริ่มฟื้นตัวจากวิกฤติอุทกภัย รวมทั้งนโยบายกระตุ้นเศรษฐกิจต่างๆ และสภาพอากาศที่ร้อนอบอ้าว ส่งผลให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45
3. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2556 : สศช. คาดว่าในปี 2556 ภาวะเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวร้อยละ 4.5 - 5.5 จากอุปสงค์ภายในประเทศที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งการขยายตัวของลงทุนของภาครัฐและเอกชน และคาดว่าราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเฉลี่ยจะอยู่ที่ระดับ 108 - 113 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงประมาณการการใช้พลังงานของประเทศปี 2556 ดังนี้
3.1 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 2 ,076 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบ ต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2555 ร้อยละ 5.4
3.2 น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าจะมีปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดย (1) น้ำมันเบนซิน คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.0 จากนโยบายรถยนต์คันแรกที่จะมีรถยนต์เข้าสู่ระบบประมาณ 1 ล้านคัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นรถที่ใช้น้ำมันเบนซิน (2) น้ำมันดีเซล คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.6 ตามภาวะเศรษฐกิจที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง รวมทั้งถ้ารัฐบาลยังมีนโยบายให้คงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับต่ำ (3) น้ำมันเครื่องบิน คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 จากการขยายตัวของการท่องเที่ยว (4) LPG คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เนื่องจากความต้องการในภาคครัวเรือนและในรถยนต์เพิ่มขึ้น ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมจะไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก เนื่องจากการผลิตในประเทศมีจำกัดและการนำเข้ามีราคาสูง และ (5) น้ำมันเตา คาดว่า มีการใช้ลดลงเล็กน้อยร้อยละ 1.9 เนื่องจากการใช้ในอุตสาหกรรมและในการผลิตไฟฟ้าลดลง
3.3 ก๊าซธรรมชาติ คาดว่าปริมาณความต้องการในปี 2556 จะเพิ่มขึ้นจากปี 2555 ร้อยละ 7.6 โดยมีการใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.8 การใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.8 การใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.3 และใช้เพื่อเป็นเชื้อเพลิงสำหรับรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.7 แต่ถ้าหากมีการปรับราคาขายปลีก NGV เพิ่มขึ้นอาจส่งผลให้การใช้ NGV ขยายตัวไม่สูงมาก
3.4 ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าในปี 2556 คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.9 ตามภาวะเศรษฐกิจที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องจากปีที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2555-2559 และเห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
2. คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2555 ได้เห็นชอบแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากลั่นกรองงบประมาณประจำปี 2556 ของกองทุนฯ และแนวทาง/หลักเกณฑ์ที่สำคัญในการพิจารณางบประมาณกองทุนฯ โดยทำการพิจารณาถึงความสอดคล้องของโครงการ กับภารกิจที่สำคัญ คือ (1) ภารกิจตามข้อกำหนด/กฎหมาย และเจตนารมณ์ของกองทุนฯ ตามมาตรา 25 แห่ง พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (2) ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน (3) ภารกิจตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และ (4) ภารกิจตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ซึ่ง ในปีงบประมาณ 2556 มีหน่วยงานขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ รวม 1 76 โครงการ เป็นเงินทั้งสิ้น 11,883,744,458 บาท
3. คณะทำงานฯ ได้ประชุมพิจารณากลั่นกรองงบประมาณรายจ่ายปี 2556 รวม 9 ครั้ง ในช่วงวันที่ 20 สิงหาคม 2555 - 20 กันยายน 2555 โดยคำนึงถึงแนวทางที่คณะอนุกรรมการกองทุนฯ เห็นชอบ รวมทั้งแนวทางและหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) หากเป็นโครงการต่อเนื่อง จะต้องมีความก้าวหน้าเกินกว่าร้อยละ 50 ของแผนงาน (2) เป็นโครงการที่มีศักยภาพในการขยายผล และ (3) โครงการที่ขอรับการสนับสนุนต้องไม่ซ้ำซ้อนกับหน่วยงานที่เคยดำเนินการแล้ว โดยผลการพิจารณาเห็นควรสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานตามแผนเพิ่ม ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน รวม 96 โครงการ เป็นเงินทั้งสิ้น 5,506,513,663 บาท แบ่งเป็น 2 หน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ ดังนี้ (1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 59 โครงการ เป็นเงิน 4,113,045,452 บาท และ (2) สนพ. จำนวน 37 โครงการ เป็นเงิน 1,393,468,211 บาท
4. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้ มีมติอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนฯ เป็นจำนวน 5 ,506,513,663 บาท แบ่งเป็น (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน จำนวนเงิน 4,476,913,632 บาท (2) แผนพลังงานทดแทน จำนวนเงิน 869,227,420 บาท และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ จำนวนเงิน 160,372,611 บาท ทั้งนี้ การดำเนินโครงการตามงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนฯ ภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน จะสามารถให้ผลประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 230.98 ktoe และเห็นชอบในหลักการให้เพิ่มกรอบวงเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2556 จำนวนไม่เกิน 1,100 ล้านบาท สำหรับดำเนินโครงการในด้านการสร้างความตระหนัก ปลูกจิตสำนึก และสร้างความรู้ความเข้าใจด้านการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อนำไปสู่การปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 34/2 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยมาตรา 15 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอก ซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนและให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภท ของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอ ต่อคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบและรายงานผลการสอบบัญชีและการเงินตามวรรคสอง ให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบและจัดให้มี การประกาศในราชกิจจานุเบกษา
2. สตง. ได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2554 และ 2553 แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้รับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 21,713.84 ล้านบาท และ ณ วันที่ 18 มกราคม 2556 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 28,744.82 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 16 การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงฯ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่อง ขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร ที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน โดยให้หัวหน้าหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่งให้ความร่วมมือในการตรวจ ประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ (ไม่รวมอาคารปรับปรุง)ตามที่กฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการออกแบบอาคารเพื่ออนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 กำหนด และเห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาคำขอตั้งงบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ ของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่ได้ตรวจประเมินแบบแล้ว โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2556
2. ณ วันที่ 29 มกราคม 2556 พพ. ได้ตรวจประเมินแบบอาคารให้กับหน่วยงานทั้งภาครัฐและเอกชน สรุปได้ดังนี้
2.1 ในปีงบประมาณ 2556 ตรวจประเมินทั้งหมด 23 แบบ (ภาครัฐ 20 แบบ และภาคเอกชน 3 แบบ) ผ่านเกณฑ์และออกหนังสือผลการตรวจประเมินแบบอาคาร 12 แบบ (ภาครัฐ 10 แบบ และภาคเอกชน 2 แบบ) ไม่ผ่านเกณฑ์และให้ข้อเสนอแนะ 2 แบบ (ภาครัฐ 1 แบบ และภาคเอกชน 1 แบบ) และส่งเรื่องคืน (เป็นอาคารไม่เข้าข่ายตามกฎกระทรวง/ข้อมูลไม่ครบถ้วน) 10 แบบ (ภาครัฐ 9 แบบ และภาคเอกชน 1 แบบ)
2.2 ในปีงบประมาณ 2557 พพ. ได้พิจารณาและออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารให้กับหน่วยงานภาค รัฐที่ยื่นคำขอตั้งงบประมาณก่อสร้างอาคารใหม่ และจำนวนแบบอาคารที่ตรวจประเมินทั้งหมด 9 แบบ ผ่านเกณฑ์และออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารภาครัฐทั้งหมด 4 แบบ อยู่ระหว่างการตรวจประเมินแบบอาคาร 5 แบบ
3. พพ. ได้ดำเนินการเรื่องอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (ตั้งแต่ปี 2553-ปัจจุบัน) ได้แก่ (1) การจัดทำโปรแกรมสำเร็จรูปและคู่มือการฝึกอบรมการใช้โปรแกรมในการตรวจประเมิน การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และจัดอบรมการใช้โปรแกรมสำเร็จรูปการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (2) การจัดตั้ง ศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ และขอความร่วมมือสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) นำกฎกระทรวงว่าด้วยการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ไปเป็นส่วนหนึ่งของรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (3) จัดประชุมชี้แจงขั้นตอนการตรวจสอบและประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ พลังงานของหน่วยงานภาครัฐ และจัดประชุมชี้แจงขั้นตอนการตรวจสอบและประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ พลังงานของหน่วยงานภาคเอกชน และ (4) ดำเนินการตรวจประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงโดยใช้โปรแกรม สำเร็จรูปในการตรวจประเมินแบบอาคาร ให้แก่หน่วยงานภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และเอกชน จำนวน 175 อาคาร
4. แผนการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2557 มีดังนี้ (1) จัดทำหนังสือถึงหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่ง เพื่อแจ้งเตือนให้หน่วยงานภาครัฐทุกแห่ง (ระดับกรมหรือเทียบเท่า) ที่ต้องการจะของบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ ในปีงบประมาณ 2557 เป็นต้นไป จะต้องตรวจประเมินแบบอาคาร ตามมติคณะรัฐมนตรี (2) ประสานกับหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับการออกแบบอาคารภาครัฐ เพื่อออกแบบอาคารมาตรฐานและใช้เป็นต้นแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานของ ภาครัฐ (3) ตรวจประเมินแบบและ ออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามจำนวนที่หน่วยงานภาครัฐ ยื่นคำขอตั้งงบประมาณการก่อสร้างอาคารใหม่ ตามกรอบปฏิทินการขอตั้งงบประมาณประจำปี 2557 รวมทั้งบริการตรวจประเมินแบบอาคารของหน่วยงานเอกชนทั้งประเทศ (4) เผยแพร่องค์ความรู้ด้านการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามที่กฎหมาย กำหนด โดยผลักดันให้มีการเรียนการสอนในสถาบันการศึกษา และพัฒนาความรู้ให้กับสมาชิกขององค์กรวิชาชีพ เช่น สภาวิศวกร หรือสภาสถาปนิก เป็นต้น และ (5) ปรับปรุงแก้ไขกฎหมายเพื่อให้ พ.ร.บ. ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมีผลบังคับใช้ด้วยตนเอง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 143 - วันพฤหัสบดีที่ 4 ตุลาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2555 (ครั้งที่ 143)
วันพฤหัสบดีที่ 4 ตุลาคม 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
2.แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
9.ผลการดำเนินงานด้านพลังงานของรัฐบาล (ส.ค. 54 - ก.ย.55)
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
1. มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไปและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปแก้ไขปัญหาการผลิตและการนำเข้า น้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. สถานการณ์การผลิตและการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันโรงกลั่นน้ำมันมีกำลังการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานสูงสุดประมาณ 495 ล้านลิตรต่อเดือน และปริมาณความต้องการใช้อยู่ที่ระดับ 296 ล้านลิตรต่อเดือน จึงมีกำลังการผลิตส่วนเกิน 199 ล้านลิตรต่อเดือน ขณะที่โรงงานผลิตเอทานอล มีจำนวน 20 แห่ง กำลังการผลิตรวม 104 ล้านลิตรต่อเดือน และความต้องการใช้เฉลี่ย 39 ล้านลิตรต่อเดือน ทำให้มีกำลังการผลิตส่วนเกิน 65 ล้านลิตรต่อเดือน อย่างไรก็ตาม ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเฉลี่ยเดือนมกราคม - กรกฎาคม 2555 อยู่ที่ระดับ 625 ล้านลิตรต่อเดือน เป็นน้ำมันเบนซิน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 อยู่ที่จำนวน 274, 154, 167 และ 23 ล้านลิตรต่อเดือน ตามลำดับ
3. จากผลการศึกษาของสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้ประมาณการความต้องการใช้ น้ำมันกลุ่มเบนซินภายหลังยกเลิกเบนซิน 91 โดยคาดว่า กรณีที่ 1 หากประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 95 ร้อยละ 17 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ร้อยละ 58 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ร้อยละ 25 ส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานอยู่ที่ 526 ล้านลิตรต่อเดือน และกรณีที่ 2 หากประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 95 ร้อยละ 25 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ร้อยละ 50 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ร้อยละ 25 จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานอยู่ที่ 505 ล้านลิตรต่อเดือน โดยที่โรงกลั่นน้ำมันมีขีดความสามารถสูงสุดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน เพียง 495 ล้านลิตรต่อเดือน จึงไม่เพียงพอที่จะรองรับปริมาณความต้องการใช้ในกรณีที่ 1 ได้ สำหรับกรณีที่ 2 ทำให้ต้องมีการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐานจากต่างประเทศ
4. จากเกิดเหตุเพลิงไหม้โรงกลั่นบางจากเมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2555 ส่งผลทำให้น้ำมันเบนซินพื้นฐานหายไป 51 ล้านลิตร/เดือน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม - กันยายน 2555 และจะเริ่มผลิตได้ตามปกติใน ไตรมาส 4 ประกอบกับโรงกลั่นไทยออยล์และโรงกลั่นไออาร์พีซี หยุดซ่อมบำรุงหลังจากที่โรงกลั่นกลับมาผลิตตามปกติในเดือนตุลาคม 2555 โรงกลั่นที่หยุดการผลิตและผู้ค้าน้ำมันจะต้องใช้เวลาประมาณ 2 - 3 เดือน ในการจัดหาน้ำมันเพื่อเพิ่มปริมาณน้ำมันคงเหลือให้กลับมาอยู่ในระดับปกติ
5. หากไม่มีการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จะต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 31 ล้านลิตรต่อเดือน หากมีมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จะต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 22 ล้านลิตรต่อเดือน
6. เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาปัญหาการผลิตและการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และได้มีมติเห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556
7. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหา ดังนี้ 1) เลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556 เพื่อให้โรงกลั่นสามารถบริหารจัดการการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานได้เพียงพอ ใช้ในประเทศ 2) เพื่อแก้ไขปัญหาการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน จึงควรปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น ซึ่งจะมีผลทำให้มีการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานในการผสมน้ำมันแก๊สโซฮอลน้อยลง 3) เร่งประชาสัมพันธ์รณรงค์ให้เกิดการยอมรับการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ ใช้รถยนต์และจักรยานยนต์ให้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556
2. เห็นชอบมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 กับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น
3. เห็นชอบมอบหมายกระทรวงพลังงานเร่งประชาสัมพันธ์รณรงค์ให้เกิดการยอมรับการ ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ใช้รถยนต์และจักรยานยนต์ให้มากขึ้น
4. มอบหมายให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ร่วมกันกำหนดทิศทางเกี่ยวกับพืชเกษตรที่สามารถนำมาเป็นพลังงานได้ โดยพิจารณาถึงศักยภาพและความเป็นไปได้ในการผลิต
เรื่องที่ 2 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. โดยรวมความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคไฟฟ้า (ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) ภาคอุตสาหกรรม (สอดคล้องแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ไปยังส่วนภูมิภาค) ภาคขนส่ง (สอดคล้องกับนโยบายรัฐฯ ที่ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคขนส่ง) และ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติ ของประเทศจะเพิ่มขึ้นจากระดับ 4,167 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2554 เป็น 5,331 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2559 คิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 5.1 ต่อปี ในช่วงปี 2554-2559 และในระยะยาวคาดว่าเพิ่มสูงขึ้นถึงระดับ 6,999 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2573
3. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
3.1 การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศและประเทศเพื่อนบ้าน
- แผนการจัดหาระยะสั้น (ปี 2555 - 2563) การจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศจากสัญญาฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกและจากแหล่งในอ่าวไทย เช่นแหล่ง ยูโนเคล (หรือ CTEP ในปัจจุบัน) ไพลิน บงกช อาทิตย์ เจดีเอ ฯลฯ และจากแหล่งก๊าซธรรมชาติเดิมที่ขยายอายุสัมปทาน และแหล่งที่มีศักยภาพ เช่น แหล่งไพลินส่วนเพิ่ม รวมทั้งจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างประเทศเมียนมาร์ เช่น แหล่งยาดานา แหล่งเยตากุน และจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งซอติก้า (M9) และแหล่งที่มีศักยภาพ เช่น แหล่ง M11
- การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งที่มีศักยภาพ ตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไป จัดหาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ OCA และ แหล่งนาทูน่า ประเทศอินโดนีเซีย
3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงปี 2555-2573
ดำเนินการจัดหาในรูปแบบ Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณที่กำหนดตามแผนจัดหา LNG และจัดหาจาก บริษัท Qatargas ในรูปแบบสัญญาระยะยาวปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ จะดำเนินการจัดหาในรูปแบบสัญญาระยะยาวจากกลุ่มผู้ขายที่มีโครงการผลิต LNG อยู่แล้ว (Portfolio Suppliers) อาทิ ประเทศออสเตรเลีย ประเทศอเมริกา ประเทศแคนาดา ประเทศโมซัมบิก และจากโครงการ FLNG
4. ประมาณการค่าไฟฟ้าตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 จากแผนจัดหาก๊าซฯ ในปี 2573 จำเป็นต้องจัดหา LNG ในปริมาณประมาณ 23.2 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการก๊าซฯ และ กฟผ. ได้ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยในระยะยาว พบว่าในปี 2573 ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 4.95 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อเปรียบเทียบกับประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกที่ประมาณการโดยคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ที่ 4.47 - 5.00 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าค่าไฟฟ้าอยู่ในกรอบค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประมาณการไว้
5. ผลกระทบหากไม่สามารถดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ตามแผนจัดหาระยะยาว ในกรณีที่ไม่สามารถขยายอายุสัมปทาน และ/หรือจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งในพื้นที่ OCA ได้ตามแผน จะส่งกระทบให้ประเทศจะต้องนำเข้า LNG มาทดแทนมากขึ้น เพื่อตอบสนองต่อความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้นใน ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง นอกจากนี้ การลดลงของก๊าซฯ ในอ่าวไทยจะส่งผลต่อการผลิต LPG ในประเทศ โดยจะทำให้ในปี 2573 ประเทศต้องนำเข้า LPG ในปริมาณ 10.4 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่าถึง 3.5 ล้านล้านบาท และยังส่งผลกระทบต่อเนื่องไปยังอุตสาหกรรมปิโตรเคมี อีกทั้งอาจส่งผลให้เกิดปัญหาการว่างงานขึ้นถึง 500,000 คน ดังนั้นเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดแคลนพลังงานที่จะมีผลกระทบอย่างรุนแรงต่อ ประเทศ ภาครัฐควรมี แนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนภายในปี 2558 สำหรับแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่จะสิ้นอายุสัมปทาน และควรเร่งดำเนินการเจรจาแหล่งก๊าซฯ ในพื้นที่ OCA ให้บรรลุข้อตกลงในปี 2556 เพื่อให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซฯ ในพื้นที่ OCA ได้ในปี 2565
6. กกพ. มีความเห็นและข้อสังเกตในการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวดังต่อไปนี้
6.1 ควรมีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการเพื่อให้เกิดความต่อเนื่องของจัดหาก๊าซฯ ในอ่าวไทย โดยต้องเตรียมการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 5 ปี ก่อนที่แหล่งสัมปทานก๊าซฯ ในอ่าวไทยจะสิ้นสุดลง ตั้งแต่ปี 2564 สำหรับการจัดหาก๊าซฯ จากแหล่ง OCA (Overlapped Claiming Area) ควรมีการเตรียมการดำเนินการในเรื่องดังกล่าวเป็นการล่วงหน้า เนื่องจากต้องมีระยะเวลาสำหรับการดำเนินการตั้งแต่การทำความตกลงระหว่าง ประเทศจนถึงการนำก๊าซฯ มาใช้งานไม่น้อยกว่า 10 ปี รวมทั้ง ควรมีการจัดเตรียมแผนรองรับในกรณีที่ไม่สามารถจัดหาก๊าซฯ ได้ตามแผนจัดหาก๊าซฯ ระยะยาวด้วย
6.2 สัดส่วนการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้น จะทำให้ราคาก๊าซฯ เฉลี่ยที่นำมาใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น และจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนในที่สุด จึงเห็นควรให้ ปตท. มีการเตรียมการจัดหา LNG ให้เพียงพอ ในราคาที่เหมาะสม และมีต้นทุนที่ต่ำที่สุด ทั้งนี้ เพื่อประโยชน์ต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
6.3 การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ในระยาว ควรจัดทำกรณีศึกษาในหลายๆ ทางเลือก โดยเพิ่มเติมกรณี Optimistic, Pessimistic, Most likely ทั้งในด้านราคาและปริมาณก๊าซฯ เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบและพิจารณาเลือกแผนที่เหมาะสมที่สุด นอกจากนี้ การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ควรแบ่งออกเป็นแผนงานระยะสั้นและแผนงานระยะยาว เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการปรับให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป จากปัจจัยที่ควบคุมไม่ได้หลายประการ
ทั้งนี้ ในการกำหนดราคาก๊าซฯ เพื่อเป็นสมมติฐานในการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ในระยะต่อไป ควรใช้ประมาณการราคาก๊าซฯ โดยอ้างอิงจากราคาก๊าซฯ ในตลาด จะเหมาะสมกว่าการอ้างอิงจากราคาน้ำมันเตาในปัจจุบัน และควรเพิ่มเติมข้อมูลทางเลือกด้านราคาในการจัดก๊าซฯ ที่ใช้ในสมมติฐาน เนื่องจากตัวเลขราคาก๊าซฯ ที่ใช้ในการคำนวณค่อนข้างสูง ทำให้ประมาณการราคาค่าไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นมาก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะสั้น) ในช่วงปี 2555 - 2559
2. รับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะยาว) ในช่วงปี 2560 - 2573
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำแผนรองรับกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
ทั้งนี้ ให้นำความเห็นชอบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามข้อ 6 ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและการทบทวนแผนแม่บท ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้เห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าประมาณ 1,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยแบ่งเป็น 2 ระยะๆ ละ 5 ล้านตันต่อปี และเห็นชอบเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในวงเงิน 165,077 ล้านบาท
2. ครม. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและการทบทวนแผนแม่บท ระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ที่ได้ปรับปรุงเงินลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในวงเงิน 199,672 ล้านบาท
3. ครม. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และเห็นควรให้ ปตท. จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. จากประมาณการแผนจัดหาก๊าซฯ ในระยะยาวของ ปตท. ส่งผลให้ ปตท. ต้องนำเข้า LNG ในปริมาณที่สูงขึ้นกว่า 5 ล้านตันต่อปีตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป เพื่อรองรับปริมาณความต้องการก๊าซฯ ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ปตท. จึงลงทุน โครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยมีขอบเขตการขยายโครงการฯ ระยะที่ 2 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือ จำนวน 1 ท่า การก่อสร้าง ถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร จำนวน 2 ถัง และการก่อสร้างหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG กำลังผลิตขนาด 5 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 700 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน) ทั้งนี้จากการขยายโครงการฯ จะทำให้หน่วยเปลี่ยนสภาพ LNG ของ โครงการฯ มีกำลังผลิตรวมเป็น 10 ล้านตันต่อปี และมีความสามารถในการกักเก็บ LNG สูงสุดรวม 640,000 ลบ.เมตร โดยมีวงเงินลงทุนรวมทั้งสิ้น 21,400 ล้าน กำหนดแล้วเสร็จสามารถรองรับ LNG ขนาด 10 ล้านตันต่อปีจะแล้วเสร็จภายในปี 2559 และเสร็จสมบูรณ์ทั้งโครงการในปี 2560
5. แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 ที่สอดคล้องกับความต้องการก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงตาม แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เพื่อขยายขีดความสามารถส่งก๊าซฯ ของระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบันให้สามารถส่งก๊าซฯ ให้เพียงพอต่อความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้น รวมถึงเพื่อให้การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากที่สุด ปตท. จึงทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่ง ก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 โดยมีรายละเอียดโครงการดังนี้
- โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ นครราชสีมา เนื่องจากต้องปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างจาก Open cut เป็น HDD พร้อมทั้งปรับแนวท่อส่งก๊าซฯ เพื่อหลีกเลี่ยงผลกระทบต่อชุมชน
- โครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ กลางทาง (Onshore Midline Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบก เส้นที่ 4 เพื่อเพิ่มกำลังการส่งก๊าซฯ ไปยังส่วนภูมิภาค
โครงการติดตั้งหน่วยผสมก๊าซฯ (Mixing Facility) เพื่อเสริมสร้างความมั่งคงให้กับโครงข่ายระบบท่อฯ
ซึ่งจากการดำเนินการดังกล่าวจะทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 17,700 ล้านบาท จากวงเงินลงทุนเดิมที่ได้รับอนุมัติ 199,672 ล้านบาท เป็น 217,372 ล้านบาท หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 8.9
6. กกพ. ได้มีความเห็นว่า การดำเนินงานโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 เป็นการดำเนินการเพื่อรองรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ในรูปแบบของ LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะเป็นการเสริมความมั่นคงทางด้านการจัดหาก๊าซฯ และเป็นการขยายขีดความสามารถในการส่งก๊าซฯ ของระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ปตท. ควรมีการศึกษาแนวทางและความเป็นไปได้ในการพิจารณาลงทุนในโครงการเกี่ยวกับ การขนส่งก๊าซฯ ไว้เป็นการล่วงหน้า เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ได้เพียงพอและทันเหตุการณ์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 (โครงการ Map Ta Phut LNG Terminal ระยะที่ 2) วงเงินลงทุนรวม 21,400 ล้านบาท โดยให้ บริษัท PTTLNG เป็นผู้ดำเนินการ
2. เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 โดยปรับเพิ่มเงินลงทุนโครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปสู่ภูมิภาค (โครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นครราชสีมา) และเพิ่มโครงการเพิ่มประสิทธิภาพระบบส่งก๊าซธรรมชาติจำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวมที่เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ได้รับอนุมัติจาก ครม. 17,700 ล้านบาท รวมวงเงินลงทุนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 เท่ากับ 217,372 ล้านบาท จำนวน 18 โครงการ
ทั้งนี้ ให้นำความเห็นชอบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามข้อ 6 ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2551 เห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขาย LNG กับบริษัท Qatargas Operating Company Limited ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี โดยสามารถเพิ่มเป็น 2 ล้านต่อปี
2. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยในปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น และในปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ
3. คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2555 มีมติเห็นชอบให้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีกำหนดเริ่มตั้งแต่ต้นปี 2558 เป็นเวลา 20 ปี และให้นำ SPA เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบการลงนาม SPA ต่อไป
4. ครม. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้นจากภาคไฟฟ้า อุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและภาคขนส่ง ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ปตท. มีแผนนำเข้า LNG ในปี 2555 ปริมาณ ประมาณ 1 ล้านตันต่อปี และเพิ่มขึ้นเป็น 2-3 ล้านตันต่อปีในช่วงปี 2556 - 57 โดยในปี 2558 ปตท. มีความต้องการ LNG ถึง 5.3 ล้านตันต่อปี และจะเพิ่มเป็น 10 ล้านตันต่อปี ภายหลังปี 2562
6. สถานการณ์ตลาด LNG ในช่วงปี 2557 - 2558 เป็นช่วงที่ LNG ในตลาดโลกมีอุปสงค์มากกว่าอุปทาน เนื่องจากไม่มีโครงการ LNG ใหม่ๆ และความต้องการ LNG ในญี่ปุ่นเพิ่มมากขึ้นจากนโยบายลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ในขณะที่ LNG ผลิตจาก Shale Gas ในประเทศสหรัฐฯ จะเริ่มส่งออกโครงการแรก (Sabine Pass) ในปี 2559
7. ตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ปตท. มีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยจากผลการศึกษาแนวทางการจัดหา LNG ควรจัดหา LNG จากผู้ผลิตที่มีโครงการผลิต LNG อยู่แล้ว
8. สัญญาซื้อขาย LNG ปริมาณการซื้อขาย LNG 2 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 280 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยกำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ 1 มกราคม 2558 อายุสัญญาฯ 20 ปี ทั้งนี้ ปัจจุบันร่างสัญญาซื้อขาย LNG อยู่ระหว่างพิจารณาตรวจสอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด
9. หลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว ปตท. จะจัดหา LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ในรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นส่วนใหญ่ โดยส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้เพื่อให้เกิดความคล่องตัว ปตท. อาจมีความจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เกินกว่าปริมาณแผนจัดหา ก๊าซธรรมชาติระยะยาวในบางโอกาส (เช่น กรณี แหล่งผลิตก๊าซฯในประเทศมีปัญหาฯลฯ) ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG แล้ว ต้องรายงานผลการจัดหาต่อ สนพ. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) จากประเทศกาตาร์ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ ให้นำเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 18 ตุลาคม 2550 เรื่องการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทฯ) โดยอนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เพื่อเป็นตัวแทนในการลงทุนโครงการที่เกี่ยวกับพลังงาน และธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท และอนุมัติให้บริษัทฯ สามารถ (1) ลงทุน และร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัท ในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม และ (2) ดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2554 กฟผ. ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการเพิ่มทุนของบริษัทฯ ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นควรอนุมัติให้ กฟผ. เพิ่มกรอบวงเงินให้บริษัทฯ จำนวน 17,000 ล้านบาท โดยให้บริษัทฯ ศึกษาความเหมาะสมของโครงการและจัดทำรายงานความเหมาะสมในการลงทุนนำเสนอ กฟผ. และกระทรวงพลังงาน เพื่อขออนุมัติโครงการลงทุนพร้อมวงเงินรวมเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนเป็นราย โครงการเพื่อพิจารณาเพิ่มทุนภายใต้กรอบการเพิ่มทุนจำนวน 17,000 ล้านบาท ต่อไป
3. ต่อมาบริษัทฯ ได้มีหนังสือเสนอ กฟผ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการร่วมทุนโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 (โครงการฯ) ซึ่งเป็นโครงการภายใต้กรอบวงเงินลงทุนดังกล่าว (ระหว่างปี 2554 - 2558) และคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2554 มีมติอนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เข้าร่วมจัดตั้งบริษัทร่วมทุน Nam Ngiep Power Company Limited ระหว่างบริษัท Kansai Electricity Power Company (Kansai) และ/หรือบริษัทในเครือ และบริษัท Lao Holding State Enterprise (LHSE) โดยให้ใช้รูปแบบบริษัท และ/หรือบริษัทในเครือเข้าถือหุ้นโดยตรงในบริษัทร่วมทุน
4. เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2554 กฟผ. ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอนุมัติการลงทุนในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมวงเงินเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามที่บริษัทฯ เสนอ และในเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอปรับปรุงข้อมูลการร่วมทุนโครงการไฟฟ้าพลัง น้ำน้ำเงี้ยบ 1 สปป. ลาว ของบริษัทฯ เนื่องจากได้มีการแก้ไขร่างสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) แทนร่างเดิมที่ได้เสนอไว้
5. สาระสำคัญของรายงานความเหมาะสมการลงทุนโครงการฯ
5.1 โครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 ตั้งอยู่บนแม่น้ำเงี้ยบ สปป. ลาว โครงการประกอบด้วย เขื่อนหลัก เขื่อนควบคุมท้ายน้ำ และโรงไฟฟ้า โดยเขื่อนหลักมีกำลังผลิตติดตั้ง 134.5 เมกะวัตต์ จำนวน 2 เครื่อง รวมกำลังผลิต 269 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 1,490 ล้านหน่วย ส่งกระแสไฟฟ้าเข้าระบบส่งไฟฟ้า 230 เควี ความยาวประมาณ 130 กิโลเมตร ถึงสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง และส่งต่อเข้าประเทศไทยผ่านทางระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี เข้าสู่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 สำหรับขายไฟฟ้าให้ประเทศไทย สำหรับเขื่อนควบคุมท้ายน้ำมีกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 122 ล้านหน่วย เชื่อมต่อเข้ากับระบบสายส่งไฟฟ้า 115 เควี ความยาวประมาณ 40 กิโลเมตร ถึง สฟ. ปากซัน ของการไฟฟ้าลาว (EDL) สำหรับขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว
5.2 มูลค่าโครงการประมาณ 871 ล้านเหรียญ สรอ. หรือประมาณ 27,000 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.)
5.3 ผลตอบแทนจากการลงทุน โดยที่ผลตอบแทนส่วนทุน (IRR on Equity) และผลตอบแทนจากการลงทุนโครงการ (IRR on Project) อยู่ที่ร้อยละ 11.5 และ 7.6 ตามลำดับ โดยมีระยะเวลาคืนทุน 9.2 ปี
5.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เนื่องจากแนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงของโครงการฯ ผ่านพื้นที่ใน สปป. ลาว ทั้งหมด จึงไม่ต้องจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมในฝั่งไทย (Environmental Impact Assessment: EIA) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
6. สาระสำคัญของรายงานการจัดตั้งบริษัท Nam Ngiep1 Power Company Limited
6.1 ผู้ร่วมลงทุนในบริษัทร่วมทุนประกอบด้วย บริษัท Kansai และ/หรือบริษัทในเครือ บริษัทฯ และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) โดยมีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 45 30 และ 25 ตามลำดับ
6.2 มูลค่าของโครงการประมาณ 871 ล้านเหรียญ สรอ. หรือประมาณ 27,000 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.) แบ่งเป็นสัดเงินกู้ร้อยละ 70 (ประมาณ 609 ล้านเหรียญ สรอ.) และเงินลงทุนส่วนของเงินทุนร้อยละ 30 (ประมาณ 262 ล้านเหรียญ สรอ.) เงินทุนของผู้ร่วมทุนแบ่งตามสัดส่วนได้ ดังนี้ บริษัท Kansai และ/หรือบริษัทในเครือ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทฯ) และLHSE มีจำนวนเงิน 118, 79 และ 65 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (คิดเป็นร้อยละ 45, 30 และ 25) ตามลำดับ
ทั้งนี้ บริษัทฯ มีความประสงค์จัดหาแหล่งเงินทุนโดยการถือหุ้นตรงในบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้ง ใน สปป. ลาว ในสัดส่วนร้อยละ 30 คิดเป็น 79 ล้านเหรียญ สรอ. หรือเท่ากับ 2,438 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.) โดยเงินทุนมาจากการเพิ่มทุนของ กฟผ. ทั้งหมด
6.3 ทุนจดทะเบียนบริษัทร่วมทุน เป็นเงิน 200 ล้านเหรียญ สรอ. แบ่งเป็นหุ้นสามัญ 2 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 เหรียญ สรอ.
7. ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ต่อร่างสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) ได้ระบุความเห็นให้มีการแก้ไขตกเติม รวมทั้งข้อสังเกตอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงื่อนไขในร่างสัญญาฯ ซึ่งผู้ถือหุ้นทุกรายมีความเห็นร่วมกันว่าจะปฏิบัติตามความเห็นของสำนักงาน อัยการสูงสุด และข้อสังเกตของ อส ผู้ถือหุ้น ทุกรายมีความเห็นให้คงเงื่อนไขตามร่าง Shareholders Agreement ไว้ เนื่องจาก บริษัทฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการคงเงื่อนไขเดิมของร่าง Shareholders Agreement ไม่ส่งผลกระทบต่อสาระสำคัญ และไม่ทำให้บริษัทเสียหาย
8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เป็นดังนี้
8.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบโครงการลงทุนของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมวงเงินการเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามที่บริษัท เสนอ เนื่องจากโครงการจะช่วยเพิ่มความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย และสร้างมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟผ. ทำให้ประเทศไทยมีแหล่งพลังงานที่สะอาด และอัตรารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดอายุสัมปทาน 27 ปี จึงไม่มีความเสี่ยงจากการผันผวนของราคาน้ำมัน นอกจากนี้ยังช่วยส่งเสริมเศรษฐกิจของประเทศเพื่อนบ้านซึ่งจะส่งผลดีต่อ เศรษฐกิจไทยในอนาคต และช่วยเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างผู้ลงทุน
8.2 เห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดย วิธีอนุญาโตตุลาการก่อนดำเนินการลงนามในสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholder Agreement) เนื่องจากในร่างสัญญาผู้ถือหุ้น กำหนดให้ใช้วิธีอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทระหว่างคู่สัญญา บริษัทจึงต้องปฏิบัติให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2552 ในเรื่องการระงับข้อพิพาท โดยวิธีอนุญาโตตุลาการ ซึ่งจะต้องได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นรายๆ ไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการลงทุนของบริษัทฯ ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมอนุมัติวงเงินการเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 30 จำนวน 79 ล้านเหรียญ สรอ. หรือ 2,438 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญ สรอ.)
2. เห็นชอบการร่วมทุน และอนุมัติให้จัดตั้งบริษัทร่วมทุนของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 ใน สปป. ลาว ของบริษัทฯ
3. เห็นชอบให้สัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว รวมทั้งเอกสารอื่นที่เกี่ยวข้องกับการร่วมทุนในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำ เงี้ยบ 1 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทระหว่างคู่สัญญา โดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
ทั้งนี้ โดยมีเงื่อนไขให้กระทรวงพลังงาน และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หารือเป็นทางการไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาว่าสัญญาดังกล่าวอยู่ภายใต้ พระราชบัญญัติว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนินงานในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 ก่อนนำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวง กำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการ ใช้พลังงานของเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานเพื่อการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ลงประกาศเป็นกฎหมายใน ราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพิ่มเติม จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้แก่ (1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ (3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่
3. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวง ฯ ประกอบด้วย (1) บันทึกหลักการ และเหตุผล... ชื่อผลิตภัณฑ์... (2) ร่างกฎกระทรวงฯ ... ชื่อผลิตภัณฑ์... 1) กำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ 2) อ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ 3) รายละเอียดในกฎกระทรวงฯ ข้อ 1 กำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภทของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวงคำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ข้อ 2 กำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ ข้อ 3 วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ข้อ 4 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ข้อ 5 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ให้ เป็นไปตาม ที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด 4) วันบังคับใช้
4. การกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวง ฯ จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมพิวเตอร์ที่มีประสิทธิภาพสูง: ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งาน เมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ และต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ตามประเภทของคอมพิวเตอร์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดจอมอนิเตอร์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องพิมพ์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งานเมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ ไม่เกินที่กำหนด เครื่องพิมพ์แต่ละประเภท ประกอบด้วย1) เครื่องพิมพ์แบบฉีดหมึก ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่า ค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ตามประเภทของเครื่องพิมพ์ที่ผู้ผลิตระบุ 2) เครื่องพิมพ์ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสีดำ และเครื่องพิมพ์ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสี ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ตามประเภทของเครื่องพิมพ์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งาน เมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ ไม่เกินที่กำหนด อุปกรณ์หลายหน้าที่แต่ละประเภท ประกอบด้วย 1) อุปกรณ์หลายหน้าที่ แบบฉีดหมึก ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ให้กำหนดตามประเภทของอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่ผู้ผลิตระบุ 2) อุปกรณ์หลายหน้าที่ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสีดำ ต้องมีค่ากำลัง ไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ตามประเภทของอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่ผู้ผลิตระบุ
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องสแกนเอกสารที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องรับโทรทัศน์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานไม่มากกว่า ค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานประเภทของเครื่องรับโทรทัศน์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเสียงในบ้านที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้า ขณะรอใช้งาน
4.8 ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง (VSD) อุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงาน ไม่น้อยกว่าค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง ที่กำหนด ให้มีคุณลักษณะดังนี้
4.8.1 ลักษณะข้อกำหนดด้านขาเข้า 1) ใช้ได้กับระบบไฟฟ้า 1 เฟส หรือ 3 เฟส 2) ใช้ได้กับแหล่งจ่ายไฟกระแสสลับที่มีความถี่ 50 เฮิรตซ์ ? ร้อยละ 5 แรงดันไฟฟ้าไม่เกิน 1,000 โวลต์ 3) มีการควบคุมปริมาณฮาร์มอนิก ให้มีค่าเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61000-1-2 (Limits for harmonic current emissions (equipment input current < 16 A per phase)) หรือ IEC 61000-3-4 (Limitation of emission of harmonic currents in low-voltage power supply systems for quipment with rated current greater than 16 A) หรือมาตรฐานอื่นที่เทียบเท่า 4) มีคุณสมบัติจำกัดการปล่อยสัญญาณรบกวน และการทนต่อสัญญาณรบกวนเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61800-3 (Adjustable Speed Electrical Power Drive Systems Part 3: EMC Product Standard Including Specific Test Methods) และ 5) สามารถทนการเพิ่มขึ้นของกระแสไฟฟ้าอย่างฉับพลัน (Surge) ได้ตามมาตรฐาน IEC 61800-3
4.8.2 ข้อกำหนดสภาพแวดล้อม 1) ใช้ได้กับอุณหภูมิรอบข้างตั้งแต่ 5 องศาเซลเซียส 2) ใช้ได้กับความชื้นสัมพัทธ์ ร้อยละ 85 โดยไม่เกิดหยดน้ำ และ 3) ใช้ได้ในสภาพการติดตั้งที่มีการสั่นสะเทือนตามที่กำหนดในมาตรฐาน IEC 61800-2
4.9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่า ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามประเภทและขนาดกำลังไฟฟ้าของเตาไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตระบุ
4.10 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาไมโครเวฟที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่า ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดความจุของเตาไมโครเวฟ ที่ผู้ผลิตระบุ
4.11 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกาต้มน้ำร้อนไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดความจุของกาต้มน้ำร้อนไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตระบุ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) (ในข้อ 4) ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ครม. เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล และเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล (1) น้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และหากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการ ลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร และ (2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน(เอทานอล) มากขึ้น รวมทั้งให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGV ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
1.3 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
1.4 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. ประเมินผลการดำเนินงานตามข้อ 1.1 - 1.4 เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซล อยู่ที่ระดับ 108.6, 122.3 และ 123.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัญหาภาวะเศรษฐกิจของกลุ่มยูโรโซนที่มีความรุนแรงขึ้น ทำให้มีการคาดการณ์ว่าอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจของกลุ่มยูโรโซนจะลดลงอยู่ ที่ระดับติดลบร้อยละ 0.1 ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง ซึ่ง กบง. ได้มีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 30 มิถุนายน 2555 จำนวน 6 ครั้ง โดยอัตราที่เพิ่มขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดของน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2555 ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.10, 3.30, 1.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3. จากราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ที่ปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันปรับลดราคาขายปลีกลงตามราคาตลาดโลก ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 41.65, 38.23, 36.48 และ 30.43 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 มีฐานะติดลบ 22,787 ล้านบาท จากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง
4. จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ดังนั้น ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 เป็นต้นมา จึงยังไม่ได้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ทั้งนี้ สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำส่งผลการศึกษาทบทวนต้นทุนราคาก๊าซ NGV และเพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับ เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2555 สนพ. ได้จัดให้มีการประชุมคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV ซึ่งมีผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เป็นผู้ประกอบการขนส่งโดยสารเป็นคณะทำงาน และได้เชิญรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อพิจารณาหาข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่เหมาะสมซึ่งสรุปผลการประชุม ได้ดังนี้
4.1 ต้นทุนเนื้อก๊าซ มีความเห็นว่าไม่ควรแยกต้นทุน LNG ออกจากต้นทุนเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) แต่ให้กำหนดเพดานต้นทุน LNG ในต้นทุนเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติไว้ที่ 0.25 บาทต่อกิโลกรัม จนกว่าจะมีแผนจัดหา LNG ออกมาอย่างชัดเจน ซึ่งปัจจุบันกระทรวงพลังงานกำลังอยู่ระหว่างการดำเนินการ
4.2 ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ เนื่องจาก สกพ. อยู่ระหว่างการทบทวนอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ จึงเห็นว่าควรใช้อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในปัจจุบันไปก่อนและให้กำหนด อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อเป็นต้นทุนผันแปร โดยเมื่อ สกพ. ทำการศึกษาแล้วเสร็จ จะได้สามารถนำอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อที่ทบทวนแล้วมาใช้เพื่อให้สอด คล้องกับสภาพข้อเท็จจริง
4.3 ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ต้นทุนค่าสถานีและค่าขนส่ง) ให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยใช้สมมติฐานว่าภาครัฐกำหนดนโยบายให้มีสัดส่วนของเอกชนเข้ามาร่วมดำเนิน การสถานี NGV มากขึ้นและก่อสร้างสถานีบนแนวท่อมากขึ้น
ทั้งนี้ กลุ่มผู้ประกอบการไม่ขัดข้องเกี่ยวกับการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV แต่ขอให้มีก๊าซ NGV อย่างเพียงพอ ซึ่ง รมว.พน. ได้มอบหมายให้ ปตท. ไปจัดทำแผนการขยายสถานีบริการและการใช้ก๊าซ NGV ในอนาคต
5. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมไว้ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันเกิน 30.13 บาทต่อกิโลกรัม ให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมไว้ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันกรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวลดลงทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันต่ำกว่า 30.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมาในเดือนมิถุนายน 2555 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 714 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นอยู่ที่ 27.89 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมลดลงจากเดิม 30.13 บาทต่อกิโลกรัม เหลือ 27.89 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี สนพ. ได้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้โรงงานอุตสาหกรรมต้องส่งเงินเข้ากองทุน เพิ่มตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2555 ในอัตรา 9.12 บาทต่อกิโลกรัม
6. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง โดยมติคณะรัฐมนตรี เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 โดยให้ผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG ให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ เดือนมิถุนายน 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 94.44 และ 82.33 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 12.87 และ 12.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัญหาหนี้ยุโรปมีความรุนแรง แต่ทั้งนี้ ช่วงเดือนกรกฎาคม - กันยายน 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 111.22 และ 94.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบตึงตัวจากการประท้วงของคนงานแท่นขุดเจาะน้ำ มันของนอร์เวย์ และจากพายุเฮอริเคนเข้าปะทะอ่าวเม็กซิโกช่วงรัฐหลุยเซียส่งผลให้ฐานการผลิต น้ำมันดิบในอ่าวเม็กซิโกต้องหยุดการผลิตลงกว่าร้อยละ 90 หรือคิดเป็น 1.3 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติลดลงไปถึงร้อยละ 70 หรือคิดเป็น 3 พันล้านลูกบาศก์ฟุต ประกอบกับอิหร่านออกมาตอบโต้มาตรการคว่ำบาตรของชาติตะวันตกด้วยการขู่ปิด ช่องแคบฮอร์มุส และความไม่สงบในซีเรียมีความรุนแรงขึ้นหลังผู้นำทางการทหารถูกลอบสังหาร ซึ่งส่งผลให้ตลาดกังวลว่าจะมีปริมาณน้ำมันดิบไม่เพียงพอต่อความต้องการ ประกอบกับเศรษฐกิจสหรัฐฯ ที่ยังไม่ฟื้นตัวมากนักหลังจากจีดีพีไตรมาสที่ 2 ปี 2555 ขยายตัวที่ร้อยละ 1.3 รวมทั้งเศรษฐกิจจีนมีแนวโน้มชะลอตัวลงยังคงกดดันต่อราคาน้ำมันดิบ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนมิถุนายน 2555 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.46 , 101.16 และ 109.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 17.11 , 17.03 และ 12.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากที่อินโดนีเซียลดการนำเข้าหลังโรงกลั่นในประเทศเสร็จ สิ้นการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงเดือนกรกฎาคม - สิงหาคม 2555 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 127.20 , 123.78 และ 129.29 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว ตามราคาน้ำมันดิบและจากปริมาณคงคลังทั่วทุกภูมิภาคในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ มาก ขณะที่ความต้องการที่เพิ่มมากขึ้นจากตะวันออกกลางและเอเชียใต้ อย่างไรก็ดี เดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 125.97 , 122.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว จากอุปสงค์ในภูมิภาคยังไม่ฟื้นตัวโดยไม่มีแรงซื้อจากเวียดนาม นอกจากนี้ปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินเชิงพาณิชย์ของยุโรปบริเวณ Amsterdam-Rotterdam-Antwerp (ARA) เพิ่มขึ้น อยู่ที่ระดับ 6.26 ล้านบาร์เรล ส่วนน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 130.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว จากอุปสงค์ของประเทศศรีลังกาปรับเพิ่มขึ้น และออสเตรเลียนำเข้าเพิ่มขึ้น อีกทั้งจีนมีแนวโน้มที่จะไม่นำเข้าน้ำมันดีเซลเพื่อใช้ในประเทศจนถึงสิ้นปี เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ลดลงตามภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวและปริมาณสำรอง ที่อยู่ในระดับสูง
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบกับไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและค่าโดยสาร กบง. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยในช่วงระหว่างวันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 30 กันยายน 2555 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้น อยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 ของน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.40, 6.10, 1.70, -0.90, -11.80, -0.60 และ 0.20 บาท/ลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 อยู่ที่ระดับ 48.50, 43.05, 37.63, 34.18, 21.98, 35.18 และ 29.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนได้มีการตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาท/กก. ถึงสิ้นปี 2555 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ส่วนการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 และเดือนตุลาคม ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 1,001 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นอยู่ที่ 35.05 บาท/กก. ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรม 30.13 บาท/กก. และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาท/กก.จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้โรงงานขนส่ง ฉบับที่ 69 ทำให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาท/กก. และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาท/กก. ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาท/กก.
5. การนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - กันยายน 2555 ได้มีการชดเชยนำเข้าเป็นเงิน 87,289 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 - สิงหาคม 2555 เป็นเงินประมาณ 18,275 ล้านบาท
6. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลจำนวน 20 ราย กำลังการผลิตรวม 3.27 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 17 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.56 ล้านลิตร/วัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 20.44 บาท/ลิตร และเดือนกันยายน 2555 อยู่ที่ 20.77 บาท/ลิตร ส่วนการผลิตไบโอดีเซล ผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 13 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 6.01 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.12 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 35.68 บาท/ลิตร และกันยายน 2555 อยู่ที่ 34.27 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 มีเงินฝากธนาคาร 2,024 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 23,418 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชย 18,222 ล้านบาท งบบริหารและโครงการ ซึ่งได้อนุมัติแล้ว 146 ล้านบาท และหนี้เงินกู้ 5,050 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 18,423 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ผลการดำเนินงานด้านพลังงานของรัฐบาล (ส.ค. 54 - ก.ย.55)
สรุปสาระสำคัญ
1. ความก้าวหน้าการดำเนินงานบรรเทาผลกระทบด้านราคาพลังงาน
จากการแถลงนโยบายพลังงานรัฐบาลด้านพลังงาน ข้อ 3.5.3 "กำกับราคาพลังงานให้มีราคาเหมาะสม เป็นธรรมและมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง" โดยปรับบทบาทกองทุนน้ำมัน ให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคาจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะกลุ่มส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซ ธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ และไบโอดีเซล ในภาคครัวเรือน เพื่อแก้ไขปัญหาค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนของผู้ประกอบการ อันเนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น ได้มีกรอบการดำเนินการ ดังนี้
1) การปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
1.1) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 กพช. เห็นชอบหลักเกณฑ์การชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95, 91 และน้ำมันดีเซล เป็นการชั่วคราว โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไป ตามนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกของรัฐบาล และให้ กบง. ติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากการดำเนินนโยบายและให้รายงานต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป และ กบง. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 จากเดิม 7.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 จากเดิม 6.70 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลจากเดิม 2.80 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2554 เป็นต้นมา
1.2) เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 กบง. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลง 1.00 บาทต่อลิตร จาก 2.40 บาทต่อลิตร เป็น 1.40 บาทต่อลิตร ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลง 1.50 บาทต่อลิตร จากเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร และให้ชดเชยน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เพิ่ม 1.50 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 2.80 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2554 เป็นต้นไป
1.3) คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ 1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม 2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯตามความเหมาะสม 3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 - เดือนเมษายน 2555 ดังนี้
ชนิดน้ำมัน (บาท/ลิตร) |
เดิม | 16 ม.ค. 55 | 16 ก.พ. 55 | 16 มี.ค. 55 | 16 เม.ย. 55 | วันที่ 8 พ.ค. 55 |
น้ำมันเบนซิน 95 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
น้ำมันเบนซิน 91 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.20 | 1.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | -1.40 | -0.40 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.80 | -1.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -13.50 | -13.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 |
น้ำมันดีเซล | 0.00 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
1.4) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ดังนี้ 1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และมอบให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ 1) น้ำมันดีเซล การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ถ้ามีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร 2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทน และฐานะกองทุนน้ำมันฯ
ความก้าวหน้าของการดำเนินการ กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 18 ครั้ง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกดีเซลที่ประมาณ 30 บาทต่อลิตร และรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลให้ต่ำกว่าน้ำมันเบนซินในระดับที่ เหมาะสม เพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มมากขึ้น
2) การปรับราคาขายปลีก LPG
2.1) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการให้มีการปรับโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ภาคครัวเรือน : ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555 (2) ภาคขนส่ง : ขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึงวันที่ 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงานและปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน และ (3) ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับ ก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2.2) เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2555 กบง. เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 เมษายน ถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 และต่อมาเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ดังนี้
2.2.1) ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือน ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่าการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน ของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
2.2.2) ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2)เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัมต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และ (3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่าการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
ความก้าวหน้าของการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ลดภาระค่าครองชีพของประชาชน โดยตรึงราคา LPG ภาคครัวเรือน ไปจนถึงสิ้นปี 2555 2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้เป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดราคาขายปลีกไว้ที่ไม่เกิน 30.13 บาท/กก. ปัจจุบันราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม ณ เดือนตุลาคม 2555 อยู่ที่ 30.13 บาท/กก. 3) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG ภาคขนส่ง ตั้งแต่ มกราคม 2555 - เมษายน 2555 จำนวน 4 ครั้ง ครั้งละ 0.75 บาทต่อกก. และปรับราคาก๊าซ LPG ณ วันที่ 16 สิงหาคม 2555 อีก 0.25 บาทต่อกก. รวมปรับราคาเพิ่มขึ้น 3.25 บาทต่อกก. โดยราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่ระดับ 21.38 บาทต่อกก.
3) การปรับราคาขายปลีก NGV
3.1) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการให้มีการปรับโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาทต่อกิโลกรัมและ คงอัตราเงินชดเลยในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัมต่อไปตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2554 ถึงวันที่ 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยน รถแท็กซี่ LPG เป็น NGV (2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และ (3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 - เดือนเมษายน 2555 และต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2554, 15 กุมภาพันธ์ 2555, 8 มีนาคม 2555 และ 10 เมษายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ในอัตรากิโลกรัมละ 1.50, 1.00, 0.05 และ 0.00 บาท ตามลำดับ พร้อมทั้งมีมติเห็นชอบโครงการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้มีความเหมาะสม
3.2) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 คณะรัฐมนตรี เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ 1) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกก. ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) 2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
ความก้าวหน้าของการดำเนินงาน คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาท/กก. ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนกว่าจะได้ข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
2. ความก้าวหน้าของการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี
2.1 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล ซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมสนับสนุนจูงใจ 2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมและทิศทางตลาด 3) การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ 4) การกระจายงานอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม 5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ 6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง ทั้งนี้ การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในแต่ละปีจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงาน และการหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยแผนนี้จะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,200 ktoe/ปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 130 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 707,700 ล้านบาทต่อปี
2.2 กระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดย ณ เดือนกันยายน 2555 ระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต (EI) มีค่าเท่ากับ 15.26 เมื่อเทียบกับปี 2553 ที่ระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต เท่ากับ 15.48 หรือสามารถลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงได้ ร้อยละ 1.42
2.3 ในช่วงปี 2554-2555 กระทรวงพลังงานได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 6,477 ล้านบาท เพื่อใช้ดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดยก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน ณ สิ้นปีงบประมาณ 2555 รวมทั้งสิ้น 799.2 ktoe/ปี และยังช่วยหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 2.72 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 14,800 ล้านบาทต่อปี โดยเป็นผลจากโครงการสำคัญ ดังนี้ 1) การกำกับดูแล การปฏิบัติงานตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 สำหรับโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมภาคเอกชน 2) การส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ 3) การจัดตั้งศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน 4) การสนับสนุนการลงทุนเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่น การส่งเสริมธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน การให้สิทธิประโยชน์ยกเว้นภาษีเงินได้จากกรมสรรพากร การส่งเสริมวัสดุอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และการส่งเสริมประสิทธิภาพพลังงานภาคอาคารธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม ในพื้นที่ประสบอุทกภัย เป็นต้น 5) การให้คำปรึกษาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมและอาคาร ธุรกิจที่ประสบอุทกภัย 6) การส่งเสริมเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานโดยการติดฉลาก 7) การส่งเสริมระบบบริหารจัดการขนส่งเพื่อประหยัดพลังงาน (Logistic and Transport Management ; LTM) 8) การส่งเสริมประสิทธิภาพพลังงานภาคครัวเรือนในพื้นที่ประสบอุทกภัย โดยจัดกิจกรรมส่งเสริมสินค้าเบอร์ 5 ช่วยเยียวยาผู้ประสบอุทกภัย
2.4 ในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในวงเงิน 4,477 ล้านบาท เพื่อให้การดำเนินงานต่อเนื่อง พร้อมเพิ่มเติมมาตรการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารภาครัฐที่เป็นอาคาร ควบคุม ให้ปรับเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศและหลอดไฟ ในอาคารควบคุมภาครัฐ จำนวน 500 แห่ง การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม SMEs โดยสนับสนุนเงินลงทุนร้อยละ 20 ให้กับผู้ลงทุนเปลี่ยนวัสดุและอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และการส่งเสริมการลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนผ่านบริษัทจัดการ พลังงาน (ESCO) โดยจัดตั้งกองทุน ESCO Revolving Fund ซึ่งคาดว่าการดำเนินงานดังกล่าวจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานได้อีก 227.36 ktoe/ปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 0.77 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 4,200 ล้านบาทต่อปี
3. ความก้าวหน้าของการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทด แทนและพลังงาน ทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021)
3.1 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ของ การใช้พลังงานทั้งหมดภายในปี 2564 ภายใน 10 ปี ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2555 - 2559) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 5,625 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 11,426 ktoe และระยะที่ 2 (พ.ศ. 2560 - 2564) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 9,201 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 24,931 ktoe เมื่อดำเนินการตามแผน AEDP (2012 - 2021) จะลดการนำเข้าน้ำมันของประเทศประมาณปีละ 574,000 ล้านบาท และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ 76 ล้านตัน ในปี 2564 พร้อมทั้งมีรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิตประมาณ 23,000 ล้านบาทต่อปี
3.2 ผลการดำเนินงานสะสม ณ เดือน สิงหาคม 2555 ตามแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี สามารถส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งสิ้น 7,269.39 ktoe หรือคิดเป็น 9.69% ของการใช้พลังงานทั้งหมด โดยมีรายละเอียดดังนี้
ประเภทพลังงาน | หน่วย | เป้าหมาย 2564 | ผลการดำเนินงานสะสม (ณ ส.ค.55) |
ร้อยละ |
ไฟฟ้า | MW ktoe |
9,201 3,352 |
2,387.92 963.13 |
25.95 |
พลังงานรูปแบบใหม่ | ktoe | 0.86 | 0 | 0 |
ความร้อน | ktoe | 9,335 | 5,088.54 | 54.51 |
เชื้อเพลิงชีวภาพ | ล้านลิตร/วัน ktoe |
39.97 12,271.64 |
4.04 1,217.72 |
10.00 |
รวมการใช้ RE | ktoe | 24,959.5 | 7,269.39 | 29.13 |
รวมการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย | ktoe | 99,838 | 74,976.00 | |
% AE | 25% | 9.69% |
3.3 ในช่วงปี 2554 - 2555 กระทรวงพลังงานได้รับจัดสรรเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 2,291.11 ล้านบาท เพื่อใช้ดำเนินงานตามแผน AEDP 2012 - 2021 จะก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทน ณ สิ้นปีงบประมาณ 2555 รวมทั้งสิ้น 35.03 ktoe/ปี โดยเป็นผลจากโครงการที่สำคัญ ดังนี้ 1) โครงการส่งเสริมการใช้น้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์ด้วยระบบผสมผสานเกิดการใช้ พลังงานทดแทน 2.76 ktoe/ปี 2) โครงการนำร่องส่งเสริมระบบอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์แบบเรือนกระจกสำหรับชุมชน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.81 ktoe/ปี 3) โครงการเผยแพร่ ถ่ายทอดการใช้เตานึ่งก้อนเชื้อเห็ด เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.45 ktoe/ปี 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำชุมชน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 1.04 ktoe/ปี 5) โครงการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งใช้งานระบบอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 1.43 ktoe/ปี 6) โครงการสนับสนุนเงินค่าก่อสร้างระบบผลิตก๊าซชีวภาพจากมูลสัตว์สำเร็จรูปหรือ กึ่งสำเร็จรูป จำนวน 30 ฟาร์ม เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.13 ktoe/ปี 7) โครงการส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพจากขยะตลาดสด เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.12 ktoe/ปี 8) โครงการบำรุง รักษาระบบผลิตก๊าซชีวภาพ จำนวน 200 แห่ง เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.04 ktoe/ปี 9) โครงการไฟฟ้าพลังน้ำระดับหมู่บ้าน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.01 ktoe/ปี 10) โครงการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์รถโดยสารปรับอากาศ จำนวน 323 คัน ของ ขสมก. เกิดการใช้พลังงานทดแทน 15.85 ktoe/ปี 11) โครงการสนับสนุนการผลิต Compressed Bio-methane Gas (CBG) เพื่อใช้สำหรับยานยนต์ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 10.77 ktoe/ปี 12) งานส่งเสริมสนับสนุนการผลิตก๊าซชีวภาพจากชีวมวล/ของเสียผสม/พืชพลังงานใน พื้นที่นิคมพัฒนาตนเอง เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.89 ktoe/ปี 13) โครงการส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพในสหกรณ์กองทุนสวนยาง ระยะที่ 1 เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.38 ktoe/ปี 14) โครงการผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษากังหันลม บ้านทะเลปัง อำเภอหัวไทร จังหวัดนครศรีธรรมราช เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.15 ktoe/ปี 15) โครงการส่งเสริมระบบผลิตน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับอาคารของรัฐ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.51 ktoe/ปี 16) ค่าดำเนินการติดตาม ซ่อมบำรุงและย้ายถังหมักก๊าซชีวภาพจากขยะอินทรีย์ขนาดเล็ก เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.09 ktoe/ปี และ 17) โครงการถ่ายทอด เผยแพร่ และส่งเสริมเทคโนโลยี พลังงานทดแทนให้กับหน่วยงานของรัฐ (ราชทัณฑ์) เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.01 ktoe/ปี
3.4 ในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้รับจัดสรรเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในวงเงิน 869.23 ล้านบาท เพื่อให้การดำเนินงานต่อเนื่อง โดยผลที่คาดว่าจะได้รับจากการสนับสนุนงบประมาณปี 2556 ของกองทุนอนุรักษ์ฯ ในการดำเนินโครงการต่างๆ ภายใต้แผนพลังงานทดแทน จำนวน 50 โครงการ จะสามารถให้ผลประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 3.62 ktoe
4. ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2553 กพช. แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะกรรมการบริหารฯ) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
4.1 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยมีการประชุมแล้วทั้งสิ้น 17 ครั้ง ซึ่งได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ 1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง 2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน 3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ 4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้า
4.2 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบ AEDP 2012 - 2021 โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW โดยมีการปรับปรุงเป้าหมายจากเดิมเป็น ดังนี้
ตาราง 1 เปรียบเทียบเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าตามแผน REDP (2551 - 2565) และแผน AEDP (2555 - 2564)
ประเภทเชื้อเพลิง | เป้าหมายปี 2565 ตามแผน REDP (MW) |
เป้าหมายปี 2564 ตามแผน AEDP (MW) |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 500 | 2,000 |
พลังงานลม | 800 | 1,200 |
พลังน้ำ | 324 | 1,608 |
พลังงานชีวมวล | 3,700 | 3,630 |
ก๊าซชีวภาพ | 120 | 600 |
พลังงานจากขยะ | 160 | 160 |
พลังงานรูปแบบใหม่ | 3 | 3 |
รวมทั้งสิ้น | 5,607 | 9,201 |
4.3 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการคัดกรองโครงการ พลังงานหมุนเวียน โดยสามารถเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012 - 2021 สรุปได้ดังตารางที่ 2
ตาราง 2 ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน
เชื้อเพลิง | ปริมาณ เป้าหมาย AEDP (MW) |
ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว | ลงนาม PPA แล้ว (รอ COD) |
ได้รับการตอบรับซื้อแล้ว (ยังไม่ลงนาม PPA) |
อยู่ระหว่างการพิจารณา ตอบรับซื้อไฟฟ้า |
||||
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
||
แสงอาทิตย์ | 2,000 | 135 | 286.47 | 336 | 1,918.69 | 29 | 221.38 | 171 | 967.00 |
ชีวภาพ | 600 | 75 | 142.43 | 47 | 83.34 | 30 | 65.66 | 29 | 50.54 |
ชีวมวล | 3,630 | 98 | 1,651.16 | 185 | 1,776.88 | 59 | 522.30 | 48 | 491.30 |
ขยะ | 160 | 12 | 33.99 | 14 | 53.32 | 10 | 80.60 | 19 | 196.92 |
พลังงานน้ำ | 1,608 | 6 | 14.36 | 5 | 6.29 | 6 | 8.68 | 3 | 7.67 |
พลังงานลม | 1,200 | 3 | 0.38 | 30 | 416.52 | 8 | 298.51 | 38 | 1,509.10 |
รวม | 9,198 | 329 | 2,128.79 | 617 | 4,255.04 | 142 | 1,197.12 | 308 | 3,222.53 |
4.4 ความคืบหน้าการดำเนินงานตามมติ กพช. ในส่วนการกำกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตาม กำหนด SCOD ดังนี้ (1) โครงการฯ ที่ขอเลื่อนกำหนด SCOD ที่อยู่ระหว่างการตรวจสอบ/พิจารณา จำนวน 19 โครงการ ปริมาณ 124.548 เมกะวัตต์ ให้ สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ในการประชุมครั้งต่อไป และ (2) โครงการฯ ที่เลยกำหนด SCOD แต่ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จจำนวน 5 โครงการปริมาณ 8.84 เมกะวัตต์ เห็นควรให้เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4.5 การกำกับโครงการที่เสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดย (1) เห็นควรให้ กกพ. และ กฟภ. ดำเนินการเร่งรัดคัดกรองโครงการพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ตามมติคณะกรรมการบริหารฯ ที่เห็นชอบไว้แล้วกับโครงการพลังงานหมุนเวียนทุกประเภท และ (2) ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รายงานปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกประเภทและความคืบหน้าการ ดำเนินโครงการฯ ในการประชุมครั้งต่อไป
5. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
5.1 จากการแถลงนโยบายของรัฐบาล เมื่อวันที่19 สิงหาคม 2554 กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ เช่นการพัฒนาระบบรางเพื่อขนส่งมวลชน อันได้แก่ โครงการรถไฟฟ้า 10 สายหลัก ในกรุงเทพฯ และโครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง รวมถึงเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล รวมถึงความมั่นคงด้านพลังงาน และการลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน
5.2 ความก้าวหน้าของการดำเนินการ ได้มีการดำเนินการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ช่วงปี 2554 - 2573 ใหม่ โดยแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ตามที่คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและจากที่ประเทศต้องมีกำลัง ผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด และการจัดหาไฟฟ้าในอนาคตควรจึงต้องมีการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าที่หลาก หลาย ดังนี้ 1) การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด 2) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ พิจารณาให้ลดสัดส่วนลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน โดยพิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชน และเป้าหมายการลด CO2 และ 4) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน
5.3 ความก้าวหน้าการดำเนินการด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ดังนี้ 1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP ปี 2555 - 2564 และในปี 2565 - 2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น 2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ 3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์ฯ 20 ปี และ 4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน
6. การพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
6.1 เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ สนพ. การจัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบ Smart Grid เพื่อทำหน้าที่ศึกษาแนวทาง และพิจารณาจัดทำร่างแผนการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศ ทั้งนี้ ภายใต้คณะอนุกรรมการฯ สนพ. ได้พิจารณาให้มีการแต่งตั้งคณะทำงานเพิ่มเติมอีก 2 คณะ เพื่อช่วยให้การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบ Smart Grid บรรลุผล ได้แก่ คณะทำงานภายใต้โครงการศึกษาเพื่อกำหนดนโยบายและแผนการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าอัจฉริยะของไทย ดำเนินการภายใต้ความร่วมมือระหว่าง สนพ. และสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เพื่อทำหน้าที่จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศไทย และคณะทำงานจัดทำแผนงานการศึกษาโครงการเพื่อรองรับการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ทำหน้าที่จัดทำแผนงานสำหรับการพัฒนาระบบ Smart Grid พร้อมทั้งจัดทำโครงการเพื่อรองรับระบบ Smart Grid เมื่อการดำเนินการพัฒนาระบบ Smart Grid ได้ดำเนินการเสร็จสิ้นอย่างเต็มรูปแบบ รวมทั้งดำเนินการพัฒนาระบบ Smart Grid ในเชิงปฏิบัติการตามแผนการพัฒนาที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการฯ กพช. และ ครม. แล้ว ตามลำดับ
6.2 การดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับระบบ Smart Grid ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศ ภายใต้โครงการศึกษาเพื่อกำหนดนโยบายและแผนการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้า อัจฉริยะของไทย ได้กำหนดกรอบการพัฒนาระบบ Smart Grid เป็น 5 ด้าน คาดว่าผลการศึกษา จะแล้วเสร็จในปลายปี 2555 และจะนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid และกิจกรรมที่เหมาะสมสำหรับการพัฒนาในแต่ละด้านที่เป็นรูปธรรมต่อไป
7. แผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า
7.1 กระทรวงพลังงาน ได้มีแผนเตรียมพร้อมรองรับสภาวะวิกฤติการณ์ด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมในการรองรับวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในอนาคต ซึ่ง สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าขึ้น เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2552 ประกอบด้วย ผู้แทนจาก สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และผู้ทรงคุณวุฒิ โดยมีผู้อำนวยการ สนพ. เป็นประธานคณะทำงาน เพื่อทำหน้าที่รวบรวม ศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะแนวทาง การบริหารจัดการ พลังงานไฟฟ้าของประเทศไทยในสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า รวมทั้ง จัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทยที่สอดคล้องกับ สถานการณ์ในปัจจุบัน
7.2 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับฯ ได้รวบรวมคำนิยามและข้อมูลสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของไทยในช่วงที่ผ่าน มา แผนปฏิบัติงานเพื่อรองรับฯ ของการไฟฟ้าในปัจจุบัน วิเคราะห์และจัดทำสถานการณ์สมมติสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า เสนอแนวทางการบริหารจัดการสภาวะวิกฤติภายใต้สถานการณ์สมมติ และซักซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าตามสถานการณ์สมมติ เป็นประจำทุกปีตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นมา ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2555 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับฯ ได้ร่วมการประชุมเชิงปฏิบัติการกับกระทรวงพลังงานและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อซักซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงาน โดยสมมติเหตุการณ์ที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและมีความสัมพันธ์กันทั้ง ด้านน้ำมันด้านไฟฟ้า ด้านก๊าซธรรมชาติ และด้าน Demand Restraint เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมรองรับผลกระทบหากเกิดวิกฤติด้านพลังงานขึ้น โดยมุ่งเน้นการบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพ เป็นไปในทิศทางเดียวกันทั้งระบบ และเพื่อให้เกิดความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ
8. ทบทวนมาตรการไฟฟ้าฟรี
8.1 จากการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ทั้งนี้ จากการคำนวณภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นวงเงินประมาณ 12,000 ล้านบาทต่อปี โดยกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไรจำนวน 0.12 บาท/หน่วยการใช้ไฟฟ้า ส่งผลให้ภาคอุตสาหกรรมขนาดกลาง และขนาดใหญ่ของประเทศซึ่งเป็นผู้ที่ได้รับผลกระทบส่วนใหญ่ต้องแบกรับภาระจาก การอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี ทำให้ค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 ภาระต้นทุนดังกล่าวส่งผลกระทบต่อขีดความสามารถในการแข่งขันของภาคอุตสาหกรรม จึงมีข้อร้องเรียนจากผู้ใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเป็นจำนวนมากเกี่ยวกับอัตรา ค่าไฟฟ้าดังกล่าว ว่าไม่เป็นธรรมกับภาคอุตสาหกรรมและขอให้มีการทบทวนมาตรการดังกล่าว
8.2 สนพ. และ สกพ. ได้ร่วมกันพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้นและข้อร้องเรียนต่างๆ พร้อมทั้งได้วิเคราะห์เพิ่มเติมว่าการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของ ครัวเรือนที่มีความเหมาะสมควรจะคำนึงถึงปัจจัย 3 ประการ ดังนี้ 1) ระดับรายได้ที่เหมาะสมของครัวเรือนที่ควรได้รับการอุดหนุน 2) ปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) จำนวนเงินที่อุดหนุนทั้งหมดจะต้องไม่เป็นภาระที่มีผลกระทบมากเกินไปสำหรับ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ ที่รับภาระอยู่ในปัจจุบัน โดยพิจารณาจากจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่เพียงพอต่อการดำรงชีวิตขั้นพื้นฐาน และให้ผู้ใช้ไฟฟ้าตระหนักถึงการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งพบว่ามีจำนวนหน่วย การใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบให้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็น ไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และกระจายภาระค่าใช้จ่ายไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยพิจารณาถึงวันเริ่มต้นการใช้มาตรการค่าไฟฟ้าฟรีที่ปรับปรุงใหม่ให้มีความ เหมาะสม
9. รายงานผลการดำเนินงานของมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
9.1 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติให้หน่วยงานราชการลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ โดยมีมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐที่สรุปได้ดังนี้
1) มาตรการระยะสั้น ให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงาน ก.พ.ร. ร่วมกันดำเนินการให้มาตรการประหยัดพลังงานเป็นตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) ในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการ โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 กำหนดเป้าหมายลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อย 10%
2) มาตรการระยะยาว ให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง เร่งปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานไม่ให้เกิน "ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงาน" ภายในปีงบประมาณ พ.ศ. 2556 และให้กระทรวงพลังงานและสำนักงบประมาณ ร่วมกันจัดทำข้อกำหนดและเงื่อนไขเพื่อให้หน่วยงานราชการสามารถจัดซื้อ อุปกรณ์เครื่องใช้ไฟฟ้าหรือยานพาหนะใหม่มาใช้ทดแทนของเดิมที่มีอายุการใช้ งานมานาน เสื่อมสภาพ และสิ้นเปลืองพลังงาน รวมถึงการจัดการอุปกรณ์เครื่องใช้ไฟฟ้าหรือยานพาหนะเดิม เพื่อมิให้มีการนำไปใช้ในที่อื่น
9.2 การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี ตามมาตรการระยะสั้น โดยการกำหนดเป็นตัวชี้วัด สนพ. ร่วมกับสำนักงาน ก.พ.ร. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเรียบร้อยแล้ว โดยตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ได้รับการบรรจุเพิ่มเติมในกรอบประเมินผลการปฏิบัติราชการประจำปีงบประมาณ พ.ศ.2555 อยู่ใน "มิติที่ 3 ด้านประสิทธิภาพของการปฏิบัติราชการ" และมีหนังสือแจ้งให้ทุกหน่วยงานทราบเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2555 อีกทั้งเมื่อเดือนพฤษภาคม 2555 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุม "รวมพลังราชการไทย ลดการใช้พลังงาน" เพื่อให้ทุกหน่วยงานของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ได้รับทราบและเข้าใจเจตนาของรัฐบาลที่กำหนดมาตรการลดใช้พลังงานในภาครัฐ และเดือนพฤษภาคม-มิถุนายน 2555 ผู้ว่าราชการจังหวัด 76 จังหวัด ได้ให้พลังงานจังหวัดจัดประชุมหน่วยงานต่างๆ ที่ตั้งอยู่ในส่วนภูมิภาค เพื่อรับทราบมติคณะรัฐมนตรีโดยทั่วถึงและเข้าใจในวิธีปฏิบัติตามมาตรการลด ใช้พลังงานในภาครัฐ นอกจากนั้นระหว่างเดือนพฤษภาคม-กันยายน 2555 กระทรวงพลังงานได้ให้พลังงานจังหวัดทั้ง 76 จังหวัด ทำหน้าที่เป็นที่ปรึกษาให้กับหน่วยงานต่างๆ ในพื้นที่ที่รับผิดชอบ ตลอดจนเข้าไปตรวจสอบการใช้พลังงานให้หน่วยงานที่มีสถิติอัตราการใช้พลังงาน เพิ่มสูงขึ้น จำนวนอย่างน้อย 10 หน่วยงานในแต่ละจังหวัดเพื่อจะได้เร่งตรวจสอบแล้วดำเนินการแก้ไขปรับปรุง เพื่อลดการใช้พลังงานต่างๆ โดยเร็ว
สรุปผลการใช้พลังงานของหน่วยงาน โดยปริมาณการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วง 11 เดือน (ตุลาคม-สิงหาคม) ของปีงบประมาณ 2554 เปรียบเทียบกับปีงบประมาณ 2555 สรุปผลได้ดังนี้ 1) ด้านไฟฟ้า ปริมาณการใช้ในปี 2555 (รวม 970,056,932 หน่วย) เพิ่มขึ้นจากปี 2554 (รวม 935,845,714 หน่วย) เท่ากับ 34,211,218 หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.66 2) ด้านน้ำมัน ปริมาณการใช้ในปี 2555 (รวม 100,012,932 ลิตร) ลดลงจากปี 2554 (รวม 116,977,828 ลิตร) เท่ากับ 16,964,896 ลิตร หรือลดลงร้อยละ 14.50 ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำรายละเอียดเกณฑ์ประเมินผลตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ประจำปีงบประมาณ พ.ศ.2556 เสนอให้ สำนักงาน ก.พ.ร. พิจารณาบรรจุในกรอบประเมินผลปีงบประมาณถัดไปเรียบร้อยแล้ว
9.3 การดำเนินงานตามมาตรการระยะยาว
1) การปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน "อาคารของรัฐที่เป็นอาคารควบคุม" กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ปัญหาข้อจำกัดด้านงบประมาณที่จะต้องจัดหามา เพื่อการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงให้กับ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง ที่คาดว่าจะใช้งบประมาณสูงถึง 6,300 ล้านบาท โดยการนำลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) เข้ามาใช้ ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ร่วมมือกับ ESCO ที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งเป็นผู้เรียกเก็บค่าไฟฟ้าจากอาคารควบคุมภาครัฐ โดย ESCO ที่จะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจร และเมื่อ ESCO ของ กฟน. และ กฟภ. ปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงให้กับอาคารของรัฐอาคารใด แล้ว จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่สามารถลดลงได้มาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงาน และค่าลงทุนซื้ออุปกรณ์ โดยอาคารควบคุมภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม ทั้งนี้ พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงาน โดยจัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัย 2 แห่ง คือ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) และมหาวิทยาลัย เชียงใหม่ ทั้งนี้ เนื่องจากมหาวิทยาลัยมีเงินนอกงบประมาณที่สามารถเปลี่ยนแปลงรายจ่ายค่าไฟฟ้า (หมวดค่าสาธารณูปโภค) เป็นรายจ่ายในการลงทุน ซึ่งจะเป็นเงินที่คืนให้กับ กฟภ. สำหรับเงินลงทุนปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูง นอกจากนี้ พพ. กำลังประสานกับกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้า (หมวดค่าสาธารณูปโภค) ที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้ ซึ่งหากสามารถจัดทำแนวทางได้เรียบร้อยแล้ว พพ. จะเร่งดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน อาคารของรัฐที่เป็นอาคารควบคุมที่มีอยู่ประมาณ 800 แห่ง และคาดว่าจะเกิดการประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 75 ktoe/ปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาท/ปี
2) การจัดซื้อจัดหาของใหม่มาใช้ทดแทนของเดิมที่มีอายุการใช้งานนาน สนพ. อยู่ระหว่างศึกษาจัดทำแนวทางจัดการอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ไฟฟ้าและ น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอายุการใช้งานมานาน เสื่อมสภาพ หรือชำรุด โดยเลือกจากเครื่องใช้ที่มีอยู่มากในแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ เครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วนขนาด 20,000-60,000 บีทียู เครื่องถ่ายเอกสารขนาด 115 วัตต์ เครื่องคอมพิวเตอร์และจอ LCD 14 นิ้ว เครื่องพิมพ์แบบ Inkjet และ Laser และยานพาหนะประเภทรถตู้ โดย สนพ. กำลังรวบรวมข้อมูลการจัดการของเสียทางอิเล็กทรอนิกส์ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งในและต่างประเทศ และสรุปผลการศึกษาประมาณเดือนธันวาคม 2555 ตลอดจนจัดทำเป็นข้อมูลหารือกับสำนักงบประมาณเพื่อพิจารณาในการปฏิบัติตามมติ คณะรัฐมนตรีเรื่องการกำหนดเงื่อนไขจัดซื้ออุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนของเดิม
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงมหาดไทย และกระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกันหารือเพื่อหาแนวทางในการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานชี วมวลและขยะให้เพิ่มมากขึ้น
กพช. ครั้งที่ 142 - วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2555 (ครั้งที่ 142)
วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
3.แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ
4.หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
5.พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ
6.ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) เพื่อความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้าในอนาคต กระตุ้นการลงทุนด้านพลังงาน สร้างความเชื่อมั่นให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า รวมทั้งให้เห็นภาพการสนองตอบนโยบายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคการ ผลิตไฟฟ้า โดยมุ่งเน้นความมั่นคงของกำลังการผลิตไฟฟ้าควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวด ล้อม การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อน ร่วม (Cogeneration)
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแผนแก้ไขปัญหาระยะสั้น (ปี 2554 - 2562) เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงกว่าที่พยากรณ์ไว้ตามแผน PDP 2010 และมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งปัญหาความล่าช้าของโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP) จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ดังนี้ (1) เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. (2) ปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) และ (3) เร่งโครงการโรงไฟฟ้าวังน้อยหน่วยที่ 4 (800 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. ให้แล้วเสร็จเร็วขึ้นจากแผนเดิมอีก 3 เดือน
3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 โดยเห็นชอบแผนการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี เพื่อทบทวนมาตรการด้านความปลอดภัยภายหลังเกิดอุบัติเหตุในโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ฟุกุชิมา จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553- 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ดังนี้ (1) ปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี ทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวม 4 โรง และเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิงเข้ามาทดแทนตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 และ (2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานเพื่อ รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นให้เหมาะสมต่อไป
4. เหตุผลในการปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
4.1 เมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายการดำเนินการพัฒนาประเทศ ซึ่งจะส่งผลต่อทิศทางนโยบายเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในอนาคต กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ และเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล ในด้านการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานสามารถสร้างรายได้ให้ ประเทศ เพิ่มการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาให้เป็นศูนย์กลางธุรกิจ พลังงานของภูมิภาค สร้างเสริมความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งให้มีการกระจายแหล่งและประเภทพลังงานใหม่ให้มีความหลากหลาย การส่งเสริมการผลิต การใช้ และพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี รวมทั้ง ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี
4.2 ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012 - 2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EE 20 ปี) ซึ่งคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 มีมติเห็นชอบ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดย (1) ให้นำพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมาทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล และการนำเข้าน้ำมันอย่างยั่งยืนในอนาคต โดยแผน AEDP ได้ตั้งเป้า หมายเพิ่มสัดส่วนทดแทนพลังงานไฟฟ้า จากเดิม 6% เป็น 10% และ (2) ให้ความสำคัญกับอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า โดยแผน EE 20 ปี ได้ตั้งเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า จำนวน 96,653 กิกะวัตต์-ชั่วโมง ในปี 2573
4.3 การลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน โดยให้มีการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในประเทศ การรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ และการกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม กำหนดนโยบายให้คงสัดส่วนปริมาณ CO2 Emission ไม่เกิน 0.386 kgCO2/kWh ที่กำหนดไว้เดิมตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2
5. แนวทางการดำเนินการและสมมติฐานในการจัดทำ
5.1 จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดย (1) ใช้ค่า GDP และ GRP ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งได้ประมาณการความต้องการไฟฟ้าใหม่ตามแผนการกระตุ้นเศรษฐกิจตามนโยบาย รัฐบาล และผลกระทบจากอุทกภัยที่เกิดขึ้น (2) วิธีการประมาณการณ์ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า โดยใช้แบบจำลอง End Use Model (ศึกษาจากพฤติกรรมการใช้ การขยายตัวของครัวเรือน และประสิทธิภาพของอุปกรณ์ไฟฟ้า) การกำหนดเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EE 20 ปี การพยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุดโดยใช้ Load Profile ของปี 2550 และคำนึงถึงการใช้รถยนต์ไฟฟ้าในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า มีมติเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ ดังนี้ (1) ค่า GDP ชุดวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 (พิจารณาผลกระทบจากอุทกภัยแล้ว)
ปี | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 |
GDP | 1.5 | 5.0 | 5.1 | 5.7 | 6.0 | 5.1 | 4.7 | 4.1 | 4.2 | 4.3 | 4.2 | 4.2 | 4.0 | 4.0 | 4.0 | 4.0 | 3.9 | 3.9 | 3.8 | 3.8 |
(2) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 แบ่งเป็น กรณี Base ที่ 40% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 40%) กรณี Low ที่ 60% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 60%) และกรณี High ที่ 20% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 20%)
5.2 สมมติฐานในการจัดทำ แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้
5.2.1 ด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยเลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ด้วยพิจารณาความมั่นคงระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ เนื่องจากเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ยังไม่มีแผนปฏิบัติการและแผนการติดตามประเมินผลอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจนรอง รับ ซึ่งอาจจะส่งผลต่อความแม่นยำของค่าพยากรณ์ในระยะยาวได้
5.2.2 ด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย ดังนี้ (1) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) (2) การจัดหาไฟฟ้าในอนาคต ได้แก่ การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด ปี 2555-2564 จะพิจารณาปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบแผน AEDP ปี 2565-2573 จะขยายปริมาณพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งนำกำลังผลิตไฟฟ้าของ VSPP และ SPP ที่ยื่นเสนอขายจริง มีความพร้อม และกำลังผลิตตามโครงการพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. มาประกอบการพิจารณา (3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ลดสัดส่วนจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 จากไม่เกินร้อยละ 10 ลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 เพื่อเตรียมความพร้อมด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์ และสร้างการยอมรับจากประชาชน(4) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน พิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชนและเป้าหมายการลด CO2 และ (5) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน
5.2.3 ด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP (พ.ศ. 2555-2564) และในปี 2565-2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ (3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน EE ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้า เพื่อวางแผนการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคพลังงานต่อไป โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน
6. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
6.1 การพยากรณ์ความต้องการการใช้พลังงาน ในช่วง ปี 2555-2573 สรุปได้ดังนี้
ปี ค.ศ. (พ.ศ.) | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 กรณี High20%EE |
เปลี่ยนแปลง (%) |
|||
Energy (GWh) | Peak (MW) | Energy (GWh) | Peak (MW) | Energy (GWh) | Peak (MW) | |
2012 (2555) | 177,584 | 27,367 | 175,089 | 26,355 | -1.4% | -3.7% |
2020 (2563) | 250,210 | 38,320 | 246,164 | 37,326 | -1.6% | -2.6% |
2030 (2573) | 367,264 | 55,750 | 346,767 | 52,256 | -5.6% | -6.3% |
6.2 กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2555-2573 เพิ่มขึ้น 55,130 เมกะวัตต์ เมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2573
(หน่วย: เมกะวัตต์)
PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 | |
กำลังผลิตไฟฟ้า ณ ธันวาคม 2554 | 32,744 | 32,395 |
กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2555-2573 | 53,874 | 55,130 |
กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบ ในช่วงปี 2555-2573 | -17,061 | -16,839 |
รวมกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นถึงปี 2573 | 69,557 | 70,686 |
6.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2573 รวม 55,130 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า
(หน่วย : เมกะวัตต์)
ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 |
โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำใน/ต่างประเทศ 5,804MW) | 13,573 | 14,580 |
โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration | 8,319 | 6,476 |
โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) | 18,400 | 25,451 |
โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน 5,873 MW/นิวเคลียร์ 2,000MW) | 13,581 | 8,623 |
รวม | 53,873 | 55,130 |
6.4 เปรียบเทียบผลการจัดหาพลังงานไฟฟ้าปี 2573 ตามแผน PDP
ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 |
ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (%) | 16.0% | 16.2% |
CO2 Emission (kg/kWh) | 0.386 | 0.385 |
สัดส่วนกำลังผลิตตามประเภทโรงไฟฟ้า | ||
- พลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำใน/ต่างประเทศ 8.2%) | 27% | 29% |
- ระบบ Cogeneration | 12% | 10% |
- พลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) | 35% | 44% |
- พลังความร้อน (ถ่านหิน 12.5%/ นิวเคลียร์ 2.8%) | 26% | 17% |
สัดส่วนโรงไฟฟ้าตามผู้ผลิต | ||
- กฟผ. | 49% | 44% |
- IPP | 14% | 21% |
- SPP และ VSPP | 13% | 17% |
- นำเข้าจากต่างประเทศ | 18% | 12% |
- ไม่ระบุเจ้าของ | 6% | 6% |
สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง | ||
- ก๊าซธรรมชาติ | 47% | 58% |
- พลังงานหมุนเวียน/ซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ (พลังน้ำต่างประเทศ 10%) | 31% | 18% |
- ถ่านหินนำเข้า/ลิกไนต์ | 16% | 19% |
- นิวเคลียร์ | 6% | 5% |
7. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ได้มีมติ (1) เห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ที่ร้อยละ 20 (EE 20%) ของแผน EE 20 ปี (2) เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และ (3) เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปดำเนินการจัดสัมมนาการรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้จัดสัมมนาระดมความคิดเห็น "การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)" ที่กรุงเทพฯ มีผู้เข้าร่วมสัมมนารวม 252 คน ประกอบด้วย หน่วยงานราชการ/รัฐวิสาหกิจนักวิชาการ/ผู้ทรงคุณวุฒิ/องค์กร/NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไป ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาความเห็นและข้อเสนอแนะจากการจัดสัมมนาระดมความคิดเห็นเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 และมีมติเห็นชอบให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ เสนอ กพช. เพื่อประกอบการพิจารณาแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3
8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
8.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ในปี 2559 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3 เห็นควรเร่งจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม (ขนาด 748 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2559 และจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ใกล้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมเพื่อรองรับ ก๊าซธรรมชาติที่ได้จากการผลิตก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2555 บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ขนาดกำลังผลิตประมาณ 900 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าในปี 2559 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าขนอมของบริษัท EGCO ที่จะหมดอายุสัญญาลงในปีเดียวกัน เนื่องจาก (1) พื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมมีศักยภาพสูงที่จะใช้เป็นพื้นที่สำหรับพัฒนาโรงไฟฟ้า ใหม่ประเภทพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle Power Plant) ด้วยมีพื้นที่ว่างและมีระบบโครงสร้างพื้นฐานพร้อม (ระบบสายส่งไฟฟ้าแรงสูงระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและการพัฒนาแหล่งน้ำดิบ) (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นมาทดแทน ได้รับการอนุมัติการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ แล้ว (3) โรงไฟฟ้าขนอมปัจจุบันได้รับการยอมรับจากคนในพื้นที่เป็นอย่างดีตลอดเวลา 16 ปี และ (4) การมีโรงไฟฟ้าใหม่ในที่เดิมจะช่วยเสริมให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมที่เป็น แหล่งผลิต LPG แห่งเดียวของภาคใต้สามารถผลิต LPG ได้อย่างต่อเนื่อง ลดการชดเชยการนำเข้า LPG จากต่างประเทศประมาณปีละ 6,000 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท EGCO เนื่องจากมีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน พื้นที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า และมีสัมพันธ์ที่ดีกับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าซึ่งจะเป็นการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ โรงไฟฟ้าเดิมที่มีอยู่แล้ว
8.2 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (IPP) ในช่วงปี 2564-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า IPP รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าเอกชนในปี 2550 โดยใช้วิธีเปิดประมูลแข่งขัน (Bidding) (2) การจัดสรรปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าให้ใช้ประมาณการความต้องการกำลังการผลิต ไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ที่เข้าระบบตั้งแต่ปี 2564 - 2573 รวมประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีตามความเหมาะสม กับความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ (3) เงื่อนไขและลักษณะโครงการประกอบด้วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Base load หรือผลิตไฟฟ้าตามที่ กฟผ. สั่งการ ให้ผู้ยื่นข้อเสนอใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและเสนอสถาน ที่ตั้งโรงไฟฟ้าในประเทศไทย ทั้งนี้ ผู้ผลิตไฟฟ้าต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (4) กำหนดคุณสมบัติของ IPP โดยต้องมีประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้า มีฐานะทางการเงินมั่นคง สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนินการในเงื่อนไขที่ดีได้ ไม่อนุญาตให้รัฐวิสาหกิจเข้าร่วมการยื่นข้อเสนอโดยตรง หรือร่วมกับบริษัทอื่นที่ยื่นข้อเสนอ และบริษัทหรือกลุ่มบริษัทใดๆ ที่รัฐวิสาหกิจถือหุ้นโดยตรงหรือโดยอ้อมจะสามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เมื่อสัดส่วนการถือหุ้นและ/หรือการควบคุมโดยรัฐวิสาหกิจในบริษัท/กลุ่ม บริษัทนั้นไม่เกินร้อยละ 50 และข้อจำกัดข้างต้น ให้มีผลทางปฏิบัติตั้งแต่วันยื่นประมูลจนหมดวันสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (5) อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งเป็น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) เป็นค่าพลังไฟฟ้าที่ครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา และค่าอะไหล่ ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริงตามที่โรงไฟฟ้าใช้และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปร ในการผลิตและการบำรุงรักษา และ (6) มอบให้ กกพ. ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอ รวมทั้งเสนอผลการเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป
8.3 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (SPP Cogeneration) ในช่วงปี 2563-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้ กกพ. รับไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration ในปี 2552 (2) เห็นควรกำหนดเป้าหมายพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ปริมาณ 1,350 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ (3) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพและจูงใจให้มีการ ผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติในการผลิตไฟฟ้า ให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด (5) ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้งประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน และ (6) ให้กระทรวงพลังงานเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซธรรมชาติโดยผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมตามที่บริษัท EGCO เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งพิจารณากรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และ SPP รอบใหม่ (ตามข้อ 8.2 และข้อ 8.3) ให้เป็นไปอย่างเหมาะสมและสอดคล้องกับระยะเวลาตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและออกประกาศเชิญชวนต่อไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
4. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 มิถุนายน 2558 และตุลาคม 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (289 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2561 ตามลำดับ
2. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบ Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้วเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน และวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ตามลำดับ ต่อมาเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2553 ได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ รวมทั้งได้มีการลงนามกำกับร่าง PPA (Initial) ตามความเห็นของอัยการสูงสุดเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2555 แล้ว
3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย จะใช้เงื่อนไขแบบเดียวกับร่างโครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่ ซึ่งมีพื้นฐานจากร่าง PPA ฉบับ Initial เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นต้นแบบ และได้นำความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ที่มีต่อร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 มาปรับแก้ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้านได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้ว
4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท SK Engineering & Construction จำกัด (SKEC) (26%) บริษัท Korea Western Power จำกัด (KOWEPO) (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (24%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงจำปาสัก ตอนใต้ของ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างกักเก็บน้ำ โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ (3 x 130 เมกะวัตต์) กำลังผลิต ณ จุดส่งมอบ 354 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,575 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,552 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 23 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าในฝั่ง สปป. ลาว จากโครงการ ถึง สฟ. ปากเซ (สปป. ลาว) ขนาด 230 กิโลโวลท์ ระยะทาง 110 กิโลเมตร สฟ. จากปากเซ ถึง ชายแดนไทย - สปป. ลาว ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 60 กิโลเมตร และในฝั่งไทย จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุบลราชธานี 3 ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 75 กิโลเมตร
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา คือ กฟผ. และ Xe-Pian Xe-Namnoy Power Company Limited (PNPC : ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา และ Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2555 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
5.2 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.ปากเซ และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.ปากเซ ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.3 อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว (1) ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ระหว่าง Unit Operation Period เท่ากับ 2.7806 US¢ + 0.9176 บาทต่อหน่วย (กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) และ (3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป Primary Energy (PE) เท่ากับ 3.7075 US¢ + 1.2235 บาทต่อหน่วย Secondary Energy (SE) เท่ากับ 1.4682 บาทต่อหน่วย และ Excess Energy (EE) เท่ากับ 1.3459 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
5.4 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ ทั้งนี้ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
6. เงื่อนไขสำคัญที่ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย แตกต่างจากร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่
6.1 ประเด็น Definition ของ "Debt" และ "Repayment Schedule" โดยปรับปรุงคำจำกัดความของคำว่า "Debt" และ "Repayment Schedule" ให้รวมค่าก่อสร้างในการยกระดับแรงดัน (upgrade) สฟ.ปากเซ จาก 230 kV เป็น 500 kV เหตุผล คือ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ส่งไฟฟ้าผ่าน สฟ.ปากเซ ซึ่งในระยะแรกที่มีเพียงโครงการเดียวจะจ่ายไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV แต่เมื่อมีโครงการใหม่เข้ามาใช้งานเพิ่มขึ้น (Third Party Projects) Generator มีหน้าที่ยกระดับแรงดันเป็น 500 kV ซึ่งค่าก่อสร้างดังกล่าวถือเป็นส่วนหนึ่งของ Debt
6.2 ประเด็นการให้ความเห็นชอบของ สปป. ลาว โดย (1) เพิ่มเงื่อนไขให้ Generator นำส่งมติของ National Assembly Standing Committee (NASC) ซึ่งมีสาระสำคัญว่า (1) NASC เห็นชอบ Concession Agreement (CA), แบบฟอร์ม GOL Undertaking และการออก GOL Undertaking ให้ กฟผ. โดยรัฐบาล สปป. ลาว (2) NASC ยกเว้นบางเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking ไม่ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย สปป. ลาว โดย Generator ต้องนำส่งมติดังกล่าวให้ กฟผ. ภายใน 180 วัน นับจากวันลงนามสัญญา เหตุผล เพื่อเป็นหลักฐานยืนยันแก่ กฟผ. ว่า NASC ได้มีมติเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว และ (2) เพิ่มเงื่อนไขว่า กรณีที่ National Assembly (NA) ไม่รับรองมติของ NASC ข้างต้นหรือกลับคำรับรองมติของ NASC ดังกล่าวในภายหลัง หรือ NASC กลับหรือยกเลิกมติที่ได้ออกมาแล้วให้ถือว่าเป็น Lao Change-in-Law เหตุผล NA จะมีการประชุมปีละ 2 ครั้ง นอกสมัยประชุม NASC จะปฏิบัติหน้าที่แทน และรายงานต่อ NA เพื่อรับทราบ และ/หรือรับรองมติของ NASC ในภายหลัง ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2553 สปป. ลาว ได้ออกกฎหมายใหม่ซึ่งให้อำนาจ NA ยกเลิกมติของ NASC ได้ ดังนั้น เพื่อลดความเสี่ยงและผลกระทบของ กฟผ. จากการที่ NA หรือ NASC ยกเลิกมติของ NASC ที่เกี่ยวกับ CA และ PPA กฟผ. จึงได้เจรจาขอเพิ่มเงื่อนไขให้กรณีดังกล่าวเป็น Lao Change-in-Law
6.3 ประเด็นการรับประกันของ Generator โดยปรับปรุงเงื่อนไขให้ Generator รับประกันแก่ กฟผ. ว่า Generator จะตรวจสอบว่ามีกฎหมาย สปป. ลาว ฉบับใดบ้างที่ไม่สอดคล้องหรือเป็นอุปสรรคต่อการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ของคู่สัญญา และ Generator จะนำรายชื่อกฎหมายนั้นมาบรรจุไว้ใน CA เพื่อกำหนดให้เป็นกฎหมาย สปป. ลาว ที่ได้รับการยกเว้นให้ไม่ต้องปฏิบัติตาม ในกรณีที่ Generator ผิดเงื่อนไขการรับประกันในข้อนี้ กฟผ. จะได้รับการบรรเทาความเสียหาย ตามที่กำหนดไว้ในสัญญา เหตุผล เพื่อให้มั่นใจว่า Generator ได้ตรวจสอบกฎหมาย สปป. ลาว ที่เกี่ยวข้องกับการปฏิบัติตามเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking อย่างถี่ถ้วนแล้ว และนำเสนอ NA หรือ NASC เพื่อขอยกเว้นการปฏิบัติตามกฎหมายเหล่านั้น ซึ่งหาก Generator ไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขนี้ Generator จะต้องรับผิดชอบผลกระทบที่เกิดแก่ กฟผ.
6.4 ประเด็นการใช้สถานีไฟฟ้าและระบบส่งเชื่อมโยงฝั่งลาวร่วมกัน ได้แก่ (1) ปรับปรุงเงื่อนไขให้สอดคล้องกับการที่โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย เป็นโครงการแรกที่ใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงจาก สฟ. ปากเซ มายังจุดรับซื้อไฟฟ้าชายแดนไทย- สปป. ลาว เหตุผล โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ใช้งานระบบส่งดังกล่าว จึงต้องมีหน้าที่ในการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา ที่แตกต่างจากโครงการน้ำงึม 3 ซึ่งจะเข้าใช้งาน สฟ. นาบง ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และ (2) เพิ่มเงื่อนไขเพื่อให้โครงการใหม่สามารถเข้ามาใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาวร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยได้ เหตุผล เพื่อมิให้เกิดปัญหาเช่นเดียวกับกรณี สฟ. นาบง จึงมีข้อสัญญาให้โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ต้องยินยอมให้โครงการใหม่สามารถเข้าใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ได้ โดยให้มีการเจรจาจัดทำข้อตกลงเกี่ยวกับการใช้งานร่วมกันและการแบ่งค่าใช้ จ่ายระหว่างโครงการ ซึ่งจะเป็นเอกสารแนบของ CA
6.5 ประเด็นรัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ Generator Subsystems โดยตัดเงื่อนไขเกี่ยวกับการที่รัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ ก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา Generator Subsystems ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน เช่น ระบบส่งเชื่อมโยง ระบบสื่อสาร ระบบป้องกัน และ SCADA เป็นต้น เหตุผล เนื่องจากขณะนี้ยังไม่มีข้อสรุปจากรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับการเข้าเป็นเจ้าของ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว จึงกำหนดให้หน้าที่ดังกล่าวเป็นของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
6.6 ประเด็นการเข้าเป็น O&M Contractor ของ กฟผ. โดยตัดเงื่อนไขที่กำหนดว่า ในกรณีที่ กฟผ. เข้าเป็น O&M Contractor ให้แก่สถานีไฟฟ้า และ/หรือ ระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน กฟผ. จะยกเว้นค่าปรับให้แก่ Generator หากเกิด Outages ขึ้นในระบบส่งดังกล่าว โดย Outages นั้นต้องมิได้มีสาเหตุจาก Generator เหตุผล เนื่องจากยังไม่มีโครงการอื่นเข้ามาใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย หากมีโครงการใหม่เข้ามาอาจหาทางเลือกอื่นในการแก้ปัญหาต่อไป
6.7 ประเด็น Generator EdL-System โดยเพิ่มเงื่อนไขที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricite du Laos : EdL) เหตุผล เนื่องจากโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL ภายใต้สัญญา EdL Power Purchase Agreement แต่โครงการน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เท่านั้น (ซึ่งโครงการอื่นๆ ของ สปป. ลาว ยกเว้นโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL เหมือนกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย)
7. การขอปรับกำหนด Milestone Date จากที่ต้องใช้เวลาในการขออนุมัติร่าง PPA ปัจจุบันได้ขยายอายุ MOU ออกไปอีก 4 เดือน จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ซึ่งหากลงนาม PPA ในวันที่ 15 สิงหาคม 2555 จะทำให้กำหนด SCOD เลื่อนออกไปเป็นวันที่ 15 สิงหาคม 2561 โดยก่อนหน้า SCOD จะต้องเริ่มมีการกักเก็บน้ำ 6-7 เดือนล่วงหน้าคือเดือนมกราคมถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561 ซึ่งจะทำให้การกักเก็บน้ำบางส่วนไปอยู่ในช่วงฤดูแล้ง ส่งผลให้ระดับน้ำในช่วงทดสอบโรงไฟฟ้าอาจไม่เพียงพอ ดังนั้น เพื่อลดอุปสรรคข้างต้นเมื่อใกล้จะลงนาม PPA หากเกิดความไม่สอดคล้องกับการกักเก็บน้ำเพื่อทดสอบโรงไฟฟ้า อาจพิจารณาให้สามารถปรับกำหนด Milestone Date ให้เหมาะสม โดยไม่ให้กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
2. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยกับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนที่จะลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลาในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า รวมถึงการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯและ/หรือเงื่อนไขสำคัญ ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
3. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 3 แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศตะวันออกกลาง ประมาณ ร้อยละ 80 ของปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ หากการจัดหาน้ำมันดิบจากประเทศดังกล่าวหยุดชะงัก จะเป็นผลทำให้ประเทศไทยเข้าสู่ภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งการขาดแคลนดังกล่าวจะส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ สังคม และความมั่นคงของประเทศอย่างมีนัยสำคัญและเป็นวงกว้าง และรัฐบาลได้แถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อรัฐสภา เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ภายใต้กรอบนโยบายเศรษฐกิจ และนโยบายความมั่นคงแห่งรัฐไว้ โดยข้อ 3.1.7 ได้กล่าวถึง การบริหารทรัพย์สินของประเทศที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์และความมั่นคงทาง เศรษฐกิจ รวมถึงการจัดตั้งกองทุนที่สามารถใช้ในการบริหารสินทรัพย์ของชาติให้เป็น ประโยชน์ เช่น กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองแห่งชาติ และข้อ 2.4 เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการเตรียมพร้อมแห่งชาติ โดยเน้นการบริหารวิกฤตการณ์เพื่อรับมือภัยคุกคามด้านต่างๆ รวมถึงให้ความสำคัญในการเตรียมพร้อมเพื่อเผชิญกับปัญหาความมั่นคงในรูปแบบ ใหม่ในทุกด้าน จึงเห็นควรให้มี "การจัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์" ขึ้นเพื่อ (1) ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต (2) เป็นเครื่องมือของรัฐบาลสำหรับบริหารจัดการในภาวะวิกฤติที่เกิดจากการขาด แคลนน้ำมัน (3) สร้างความมั่นใจให้ประชาชนว่าจะมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอ ไม่ขาดแคลน ในระดับราคาที่เหมาะสม (4) สร้างความมั่นใจแก่นักลงทุนต่างประเทศว่าไทยมีปริมาณน้ำมันเพียงพอ สามารถบริหารจัดการ โดยไม่ทำให้การดำเนินธุรกิจต้องหยุดชะงักในภาวะวิกฤติ (5) ใช้เป็นเครื่องมือในการรักษาระดับราคาน้ำมันภายในประเทศให้มีเสถียรภาพ และ (6) ใช้เป็นเครื่องมือขยายความร่วมมือด้านพลังงานในกลุ่มประเทศอาเซียน และประเทศผู้ใช้รายใหญ่
2. การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของต่างประเทศ โดยองค์การพลังงานระหว่างประเทศ (International Energy Agency : IEA) ส่วนใหญ่เป็นประเทศนำเข้าน้ำมัน ได้เห็นถึงความจำเป็นและผลกระทบหากเกิดการขาดแคลนน้ำมัน และความมั่นคงทางด้านพลังงานในอนาคต จึงได้จัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์เพื่อรองรับปัญหาการขาด แคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคต โดยกำหนดให้ประเทศสมาชิกต้องเก็บสำรองน้ำมันไม่น้อยกว่า 90 วันของปริมาณนำเข้าน้ำมันสุทธิ และเมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนน้ำมันให้นำน้ำมันสำรองดังกล่าวมาใช้ควบคู่ไปกับ การควบคุมการใช้ หรือปรับเปลี่ยนไปใช้พลังงานอื่นทดแทน หรือปันส่วนน้ำมันคงเหลือที่มีอยู่ถ้ามีความจำเป็น โดยมีการสำรองน้ำมันฯ ใน 2 รูปแบบ คือ การสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) และการสำรองโดยภาครัฐ (Public Stock) โดยแต่ละประเทศกำหนดรูปแบบการบริหารจัดการภายในตามความเหมาะสม
3. แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศเบื้องต้น จากผลการศึกษาของ Booz Allen Hamilton ซึ่งรัฐบาลญี่ปุ่นได้ว่าจ้างให้ศึกษาแผนแม่บทสำหรับการพัฒนาระบบการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในปี 2548 มีข้อสรุปว่า ประเทศไทยมีความเสี่ยงอย่างมากต่อการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้รูปแบบ การดำเนินงานและโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ เพื่อหลีกเลี่ยงความเสียหายทางเศรษฐกิจและการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควรมีการลงทุนจัดตั้งการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ โดยจำนวนวันสำรองที่เหมาะสมคือ 80 วันของการนำเข้าสุทธิ แต่เนื่องจากสถานการณ์โลกที่มีความเสี่ยงมากขึ้นในหลายๆ ด้านและบริบทของประเทศที่มีการเปลี่ยนแปลงไป กระทรวงพลังงานเห็นว่า ประเทศไทยควรมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ในเบื้องต้นประมาณ 90 วัน เท่ากับเกณฑ์มาตรฐานขั้นต่ำของประเทศสมาชิก IEA ที่เป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมัน โดยดำเนินการอย่างค่อยเป็นค่อยไปตามความพร้อมของประเทศและช่วงเวลาที่เหมาะ สม ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควบคุมและรักษาระบบเศรษฐกิจภายในประเทศให้มีเสถียรภาพในภาวะวิกฤติ (2) เป้าหมาย เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศและการบริหารความเสี่ยง หากเกิดการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ประชาชนมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอในยามวิกฤติ และกำหนดเป้าหมายการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศประมาณ 90 วัน ของความต้องการใช้ภายในประเทศ ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ส่วน คือ ภาคเอกชน (Private Stock) และภาครัฐ (Public Stock)
3.1 ภาคเอกชน ประเทศไทยมีการสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) โดยใช้พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 20 กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันต้องสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ทุกขณะ โดยให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจกำหนดอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้อง สำรองไม่เกินร้อยละ 30 ของปริมาณการค้าประจำปี ซึ่งปัจจุบันอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคเอกชนอยู่ที่ร้อยละ 5 โดยปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 6 ทำให้ประเทศไทยมีน้ำมันสำรองใช้ได้เพิ่มขึ้นจากประมาณ 36 วัน (ประมาณ 23.3 ล้านบาร์เรล) เป็นประมาณ 43 วันของความต้องการใช้ในประเทศ ทั้งนี้ เห็นควรให้เวลาภาคเอกชนสำหรับเตรียมการจัดหาน้ำมันและสถานที่สำหรับเก็บ สำรองตามอัตราใหม่ เพื่อมิให้เป็นภาระของผู้ค้าน้ำมันมากจนเกินไป จนไม่สามารถแข่งขันทางธุรกิจกับต่างชาติหรือเกิดความไม่เป็นธรรมทางการค้า ได้
3.2 ภาครัฐ โดยมีการจัดตั้งองค์กรขึ้นเพื่อกำกับดูแลและบริหารจัดการน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ รวมทั้งจัดหาแหล่งเงินทุน
มติของที่ประชุม
1. รับทราบเหตุผล ความจำเป็นและแนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ ในเบื้องต้น
2. เห็นชอบในหลักการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดตั้งการ สำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศต่อไป
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดย กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้าและระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG รวมทั้งดำเนินการศึกษาผลตอบแทนในการลงทุน นำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบขอบเขตการลงทุนดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยาให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา
2. ต่อมา สนพ. ได้หารือกับ ปตท. เพื่อศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ซึ่ง ปตท. ได้ศึกษาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facitity โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1 ประมาณการเงินลงทุน เพื่อใช้ดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวม 48,599 ล้านบาท แบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ ระยะที่ 1 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 27,645 ล้านบาท
2.2 ผลตอบแทนการลงทุน
สมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1
สมมติฐาน | รายละเอียด | |
1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและไม่ต่ำกว่าของประเทศ | |
2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง (ไม่รวมการลงทุนในหัวรถจักรและแม่แคร่) | |
3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | |
4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. ปริมาณ LPG | ปริมาณคาดการณ์การใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงในประเทศ | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ Facility |
6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | |
7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง |
2.3 วิธีการคำนวณผลตอบแทนการลงทุน การเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนต่อหน่วย แบ่งเป็น ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge :Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) โดยมีรายละเอียดดังนี้
ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) | = | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ x ปริมาณคาดการณ์การใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงในประเทศ |
ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) คำนวณโดยใช้อัตราผลตอบแทนจากการลงทุน (IRR) มีค่าเท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. ในช่วงก่อสร้าง
ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) | = | ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร x ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ Facility |
ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) คำนวณโดย ใช้ต้นทุนการดำเนินงานต่อหน่วย ที่เกิดขึ้นตามจริงของแต่ละ Facility
2.4 แนวทางการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน (1) ภาครัฐเป็นผู้เรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนก่อสร้าง LPG Facility จากปริมาณการจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าโรงแยกก๊าซ คลังก๊าซปิโตรเลียม และโรงกลั่นน้ำมัน จากผู้ค้ามาตรา 7 แล้วนำมาจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้แก่ ปตท. เป็นรายเดือน ประกอบด้วย ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) และกำหนดให้มีการทบทวนสมมติฐานในการคำนวณอย่างน้อยทุก 3 ปี หรือหากมีการเปลี่ยนแปลงสมมติฐานจากแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) ภาครัฐต้องกำหนดให้มีหน่วยงานกลางที่สามารถทำนิติกรรมได้ เช่น สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อจัดทำข้อตกลง/สัญญา ในการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้กับ ปตท. (3) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการต่อสัญญาเช่าที่ดิน คลังก๊าซเขาบ่อยา และคลังก๊าซอื่นๆที่เกี่ยวข้อง เช่น ที่ดินของการท่าเรือแห่งประเทศไทย (4) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการใช้สิทธิในพื้นที่ดิน (Rights of Way) (5) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนให้ได้รับสิทธิประโยชน์การลงทุนตามสมมติฐานข้างต้น และ (6) เงื่อนไขการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน โดยให้ ปตท. สามารถหักผลตอบแทนการลงทุนจากเงินนำส่งให้ภาครัฐที่ราคาจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าคลังได้ทันที และภาครัฐจะต้องจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้ ปตท. ภายใน 30 วัน นับจากวันที่มีการนำส่งเอกสาร ขอผลตอบแทนการลงทุนครบถ้วน
3. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และการจ่ายผลตอบแทนระยะที่ 1 ดังนี้
3.1 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน
องค์ประกอบ | เกณฑ์การคำนวณ | เหตุผล |
1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับอัตราดอกเบี้ยลูกค้าชั้นดี (MLR) ณ วันที่ ปตท. ลงทุน | MLR เป็นอัตราดอกเบี้ยขั้นต่ำที่ให้กู้สำหรับโครงการขนาดใหญ่ |
2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง (ไม่รวมการลงทุนในหัวรถจักรและแม่แคร่) |
เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | เทียบกับอายุโครงการ LNG Terminal |
4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc)
|
|
|
5. ปริมาณ LPG | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ คลัง | เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณการใช้งานจริงของแต่ละคลัง |
6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | เป็นวิธีการคิดตามหลักสากล |
7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
ทั้งนี้ เพื่อปรับให้สอดคล้องกับเงินลงทุนและสถานการณ์ปัจจุบันควรมีการทบทวนทุก 5 ปี หรือมีการเปลี่ยนแปลงการลงทุนอย่างมีนัยสำคัญ
3.2 การจ่ายผลตอบแทนการลงทุน เนื่องจากค่าตอบแทนการลงทุนก่อสร้างคลังก๊าซ LPG นำเข้าสามารถรวมในค่าใช้จ่ายของก๊าซ LPG นำเข้าได้ และในส่วนค่าตอบแทนการลงทุนสร้างคลังภูมิภาคและคลังจ่ายก๊าซก็สามารถชดเชย พร้อมกับการชดเชยค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ ซึ่งปัจจุบันรัฐได้ชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าและชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาคอยู่แล้ว โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปพิจารณาวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป
ทั้งนี้ โดย ปตท. ได้มีหนังสือด่วนที่สุด ลงวันที่ 7 มิถุนายน 2555 ถึง สนพ. เพื่อขอยืนยันผลตอบแทนการลงทุนใช้หลักเกณฑ์เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงิน ทุน (WACC) ของ ปตท. ซึ่งความต่างระหว่าง WACC กับ MLR อยู่ประมาณ 3%
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ระยะที่ 1 ดังนี้
องค์ประกอบ | เกณฑ์การคำนวณ | เหตุผล |
1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุนของ ปตท. (PTT WACC) และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและไม่ต่ำกว่าของประเทศ | ปตท.ต้องดำเนินงานตามระบบบริหารจัดการเพื่อ สร้างมูลค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ตามที่กระทรวงการคลังกำหนดให้รัฐวิสาหกิจต้อง ปฏิบัติตาม (ปี 2555) โดยมีเกณฑ์วัดกำหนดให้ ปตท.ต้องมีผลตอบแทนการลงทุนมากกว่าต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน |
2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | เทียบกับอายุโครงการ LNG Terminal |
4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
|
|
|
|
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge:Tc)
|
|
|
5. ปริมาณ LPG | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง | เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณการใช้งานจริงของแต่ละคลัง |
6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | เป็นวิธีการคิดตามหลักสากล |
7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบตามข้อ 1 และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป
เรื่องที่ 5 พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมระดับรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่ 9 (EMM 9) ณ เมือง Fukui ประเทศญี่ปุ่น เมื่อเดือนมิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบให้มีการใช้เทคโนโลยีสะอาดเพื่อวางแผนการลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ในเมืองของเขตเศรษฐกิจเอเปค เพื่อเป็นแนวปฏิบัติที่ดีที่สุดและสามารถนำไปใช้กับเมืองต่างๆ โดยเน้นเรื่องระบบ smart grid ของโครงข่ายสายส่งไฟฟ้าที่ทันสมัยหรืออาคารที่ใช้พลังงานทดแทน โดยศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (Asia Pacific Energy Research Center - APERC) ได้ดำเนินโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในสังคมเมืองทั้งระบบ และมีเป้าหมายการดำเนินโครงการเป็นระยะเวลา 3 ปี จำนวน 10-20 เมือง เพื่อศึกษาและปรับเปลี่ยนเป็นสังคมที่มีคาร์บอนไดออกไซด์ต่ำ ซึ่งกำหนดการดำเนินงานเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ขั้นวางแผน ศึกษา และดำเนินการ ระยะที่ 1 ได้คัดเลือกเขตศูนย์ธุรกิจ Yujiapu ในเมือง Tianjin สาธารณรัฐประชาชนจีน เป็นโครงการนำร่องในการศึกษาความเหมาะสม
2. การดำเนินการโครงการประกอบด้วยคณะผู้วิจัยกลุ่ม A (Study Group A) ที่เป็นกลุ่มผู้เชี่ยวชาญจากกลุ่มสมาชิก APEC โดยร่วมกันพัฒนาคู่มือการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำ และคณะผู้วิจัยกลุ่ม B (Study Group B) เป็นผู้ทบทวนเชิงนโยบายการดำเนินการดังกล่าวในแต่ละพื้นที่ โดยในคณะผู้วิจัยกลุ่ม A และ B มีผู้แทนจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมอู่ทหารเรือ เป็นผู้แทนไทยเข้าร่วม ตามลำดับ ในส่วนการคัดเลือกพื้นที่เพื่อศึกษาความเหมาะสม (Feasibility Study) ในการดำเนินโครงการจะพิจารณาจากความพร้อมของข้อมูล เช่น แผนการพัฒนาพื้นที่ การคมนาคมขนส่ง การใช้พลังงาน การรักษาสิ่งแวดล้อม งบประมาณและบุคลากรที่จำเป็นต่อการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำภายในประเทศ ซึ่งมีประเทศต่างๆ เสนอเมืองเข้าแข่งขันในระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) ประเทศเปรู เสนอเมือง San Borja Z2) ประเทศเวียดนาม เสนอเมือง Danang และ (3) ประเทศไทย โดย พพ. ได้เสนอพื้นที่เกาะสมุย สุราษฎร์ธานี และในการประชุม APEC Energy Working Group ครั้งที่ 42 ระหว่างวันที่ 19-20 ตุลาคม 2554 ได้ประกาศผลให้เกาะสมุย จ.สุราษฎร์ธานี เข้าร่วมโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) ระยะที่ 2
3. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานฝ่ายไทยเพื่อกำกับการดำเนินงานโครงการต้น แบบเมืองคาร์บอนต่ำ (APEC Low Carbon Model Town) ระยะที่ 2 ภายใต้กรอบความร่วมมือเอเปค ประกอบด้วย ผู้ทรงคุณวุฒิ และผู้แทนหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง จำนวน 20 คน โดยมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็นประธานคณะทำงาน โดยมีอำนาจหน้าที่ คือ (1) ประสานงานกับศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) สำนักงานเลขาธิการเอเปค และกระทรวงอุตสาหกรรม การค้าและเศรษฐกิจของญี่ปุ่น (METI) ในการดำเนินการโครงการ LCMT ตลอดระยะเวลาของการศึกษา (2) กำหนดแนวทาง กำกับและติดตามผลการทำงานของที่ปรึกษาระดับนานาชาติ และที่ปรึกษาฝ่ายไทย (3) พิจารณาให้ความเห็นชอบและอนุมัติผลการศึกษาแผนแม่บทของเมืองแบบแผนคาร์บอน ต่ำ (Low - Carbon Development Plan) และ (4) แต่งตั้งคณะทำงาน/คณะทำงานย่อย/ที่ปรึกษาเพิ่มเติม เพื่อดำเนินการต่างๆ ตามที่เห็นสมควร
4. ศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) ได้สนับสนุนการดำเนินโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พื้นที่เกาะสมุย เกาะพะงัน ในลักษณะการศึกษาเชิงเทคนิคเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ ศึกษาทบทวนนโยบายแผนการพัฒนาเมืองของหน่วยงานส่วนกลางและท้องถิ่น วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน โดย APERC ได้ว่าจ้างบริษัท EEC Engineering Network Co., LTD. ประเทศไทย ร่วมกับ Nikken Sekkei Research Institute (NSRI) ประเทศญี่ปุ่น เป็นที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการดังกล่าว โดยจะเป็นการออกแบบ ก่อสร้าง พัฒนาและดำเนินการตามมาตรการที่กำหนดไว้ ซึ่งขั้นตอนนี้จะไม่ได้รวมอยู่ในการดำเนินโครงการ APEC LCMT
5. เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกันในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พพ. ได้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินการ "โครงการสร้างความตระหนักและการมีส่วนร่วมเพื่อพัฒนาเกาะสมุยสู่เมืองต้นแบบ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างยั่งยืน" โดยการสานเสวนาหาทางออก (public deliberations) ทุกภาคส่วน หาแนวทางการดำเนินงานร่วมกัน พร้อมทั้งแต่งตั้งคณะทำงาน 3 ภาคส่วน เพื่อขับเคลื่อนกระบวนงานและกำหนดบทบาทหน้าที่ของแต่ละฝ่าย ซึ่งในเดือนมีนาคม 2555 พพ. และคณะทำงานฯ ได้เข้าหารือผู้ว่าราชการจังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อนำเสนอข้อมูลการศึกษาและดำเนินโครงการ พร้อมทั้งขอความอนุเคราะห์ข้อมูลประกอบการศึกษาแนวทางการพัฒนาเกาะสมุยสู่ สังคมคาร์บอนต่ำต่อเจ้าหน้าที่ส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง เทศบาลเมืองเกาะสมุย และสมาคมที่เกี่ยวข้อง เพื่อเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินการโครงการ
6. แผนการดำเนินการ มีดังนี้ (1) ที่ปรึกษาฝ่ายเทคนิคจะลงพื้นที่เพื่อสำรวจ รวบรวมข้อมูลประกอบการศึกษาเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน ในต้นเดือนพฤษภาคม 2555 (2) ประสาน นัดหมายเพื่อหารือกลุ่มผู้เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็น ข้อเสนอแนะต่อการดำเนินการโครงการ (3) เร่งรัดการเนินการเพื่อให้ที่ปรึกษาฝ่ายสังคมสามารถเข้าดำเนินการในพื้นที่ เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกัน สร้างความไว้วางใจ ในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยได้การกำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
2. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ.2555-พ.ศ.2564) (AEDP 2012-2021) ได้กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW และคณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 สรุปได้ดังตาราง
ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมีนาคม 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน
เชื้อเพลิง | ปริมาณเป้าหมาย AEDP (เมกะวัตต์) |
ขายไฟฟ้า เข้าระบบแล้ว |
ลงนาม PPA แล้ว (รอ COD) |
ได้รับการตอบรับซื้อแล้ว (ยังไม่ลงนาม PPA) |
อยู่ระหว่างการพิจารณา ตอบรับซื้อไฟฟ้า |
||||
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
||
พลังงานแสงอาทิตย์ | 2,000 | 110 | 217.33 | 402 | 1,770.49 | 34 | 292.92 | 169 | 1,052.67 |
ก๊าซชีวภาพ | 600 | 69 | 98.93 | 49 | 81.96 | 29 | 50.37 | 18 | 31.55 |
ชีวมวล | 3,630 | 87 | 674.42 | 190 | 1,367.66 | 41 | 374.92 | 53 | 370.00 |
ขยะ | 160 | 12 | 37.33 | 13 | 48.91 | 8 | 62.86 | 18 | 82.20 |
พลังน้ำ | 1,608 | 6 | 13.28 | 5 | 6.20 | 1 | 0.09 | 4 | 15.57 |
พลังลม | 1,200 | 3 | 0.38 | 25 | 69.83 | 13 | 585.96 | 49 | 917.84 |
รวม | 9,198 | 287 | 1,041.67 | 684 | 3,345.05 | 126 | 1,367.12 | 311 | 2,469.83 |
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะมีการเสนอขายไฟฟ้ารวมสูงกว่าเป้าหมายรวมจนสิ้นสุดแผน AEDP ขณะที่ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ดำเนินการและ จ่ายไฟฟ้าให้ระบบได้จริงจะต่ำกว่าปริมาณเป้าหมายปี 2555 ตามแผน AEDP ดังนั้น ควรเร่งรัดการคัดกรองโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถดำเนินการได้จริง แต่สามารถที่จะซื้อขายไฟฟ้าได้ คณะกรรมการบริหารฯ จึงได้มีมติดังนี้ "โครงการที่ไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดยมีสาเหตุจากผู้ลงทุน โดยโครงการ ที่ต้องการจะขยาย SCOD ต้องแจ้งการขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD จึงจะสามารถพิจารณาขยาย SCOD ได้ 1 ครั้ง เป็นเวลา 6 เดือน ตามมติ กกพ. ซึ่งพิจารณาความพร้อม 4 ด้าน และความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการให้แล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบทัน กำหนด SCOD ที่ขยายเวลาให้ใหม่ ทั้งนี้ หากได้รับการขยายระยะเวลาครั้งที่ 1 แล้วแต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตาม SCOD ที่ได้ขยายเวลาให้ โดยไม่มีเหตุที่จะอ้างได้ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขของสัญญาการ ซื้อขายไฟฟ้า ให้การไฟฟ้าดำเนินการเรื่องการสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามเงื่อนไขของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการกำหนดเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกภายใน 1 เดือน และรายงานรายชื่อโครงการพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวให้กับคณะกรรมการบริหารฯ ทราบต่อไป"
4. กฟภ. ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD แล้ว 51 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 231.68 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 228.86 เมกะวัตต์ แต่จากข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เดือนมีนาคม 2555 พบว่ายังมีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังไม่มีการดำเนินการ รวมทั้งสิ้น 119 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 402.31 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 379.20 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้
โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ครบกำหนด SCOD
เทคโนโลยี | โครงการที่ยกเลิกแล้ว | SCOD ภายในเดือนตุลาคม 2554 | SCOD ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2554 ถึง เดือนเมษายน 2555 | ||||||
จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 51 | 231.68 | 228.86 | 59 | 107.62 | 94.42 | 60 | 294.69 | 284.78 |
PV | 12 | 22.78 | 21.97 | 41 | 71.37 | 62.43 | 26 | 90.64 | 85.74 |
Thermal | 39 | 208.90 | 206.89 | 18 | 36.25 | 31.99 | 34 | 204.05 | 199.05 |
5. คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินการกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด ดังนี้ (1) มอบให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาไปดำเนินการยกเลิกสัญญากับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ก่อนเดือนตุลาคม 2554 และยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน และ (2) มอบให้ กฟภ. และสำนักงาน กกพ. ตรวจสอบเอกสารการขอขยาย SCOD สำหรับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ระหว่างเดือนพฤศจิกายน 2554 -เมษายน 2555 หากโครงการไม่ได้มีการแจ้งขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD ให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน ทั้งนี้ ให้สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ทราบ เพื่อนำเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับความเห็นของประธานฯ ไปดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 141 - วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2555 (ครั้งที่ 141)
วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555 เวลา 8.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล
2.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG
รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เกี่ยวกับข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซินและ แก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม และ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
2. กบง. ได้ประชุมและมีมติเห็นชอบให้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 5 ครั้ง โดยครั้งที่ 5 เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลในอัตราเดิม เพื่อรักษาระดับอัตราเงินเฟ้อและบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนจากภาวะราคา น้ำมันแพง โดยมีอัตราและผลบังคับใช้ ดังนี้
ชนิดน้ำมัน (บาท/ลิตร) |
เดิม | 16 ม.ค. 55 | 16 ก.พ. 55 | 16 มี.ค. 55 | 16 เม.ย. 55 | ปัจจุบัน |
น้ำมันเบนซิน 95 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
น้ำมันเบนซิน 91 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.20 | 1.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | -1.40 | -0.40 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.80 | -1.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 |
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -13.50 | -13.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 |
น้ำมันดีเซล | 0.00 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยวันที่ 9 พฤษภาคม 2555 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 109.07, 123.98 และ 125.09 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศสูง ตามไปด้วย โดย ณ วันที่ 10 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 30.83, 42.45 และ 39.03 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 พฤษภาคม 2555 มีทรัพย์สินรวม 3,740 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 26,857 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 19,428 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 349 ล้านบาท และเงินกู้ยืม 7,080 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 23,117 ล้านบาท
5. การทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน (ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554) ทำให้เกิดปัญหาการกักตุนน้ำมันของผู้ค้าน้ำมัน และปัญหาการขาดแคลนน้ำมันจากการที่สถานีบริการน้ำมันปิดจำหน่ายน้ำมันก่อน วันที่มีการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับ ราคาน้ำมันดีเซลในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ในระดับ 30.83 บาทต่อลิตร ส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตสินค้าและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ ดังนั้น การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงที่ที่อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร จะทำให้ไม่สามารถบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้
6. เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอความเห็นชอบจาก กพช. เพื่อมอบหมายให้ กบง. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในมาตรา 6 (2) "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการ กำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของ ประเทศ" และมาตรา 9 "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอาจแต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่งหรือหลายคณะ เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างใดอย่างหนึ่งตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติมอบหมายได้" มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับตามนโยบายพลังงานที่รัฐบาลแถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ในการแก้ปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนและผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามข้อ 1.7.3 ข้อ 1.7.4 และ ข้อ 3.5.3 โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้
6.1 การปรับลดหรือเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ดังนี้ (1) หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและค่าโดยสาร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และ (2) หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสม ไม่กระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและโดยสาร
6.2 การปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
ทั้งนี้การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและมอบ ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้
- 2.1 น้ำมันดีเซล
- การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม
- การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร
- 2.2 น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล
- การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
- ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวให้คำนึงถึง สถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
- มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
- เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1 - 2 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับนโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 - สิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาและนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 (2) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมจำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (3) ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
3. การดำเนินการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV กบง. ได้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ลง 4 ครั้งๆละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา โดยปัจจุบันอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ NGV อยู่ที่อัตรากิโลกรัมละ 0.00 บาท และราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นจาก 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV กระทรวงพลังงานได้จัดตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV โดยคณะทำงานฯ ได้มอบหมายให้ สนพ. จัดจ้างสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เกี่ยวข้องในการ กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ซึ่งใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน
4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ไตรมาสๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 30.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 11.2150 บาท ส่วนในภาคขนส่ง ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ครั้งๆ ละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคขนส่งปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 2.8036 บาท
5. เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาและมีความเห็นดังนี้ (1) ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ระหว่างการตรวจสอบข้อมูล คาดว่าใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน เพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV เพื่อเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณา หากปรับราคาก๊าซ NGV เกิน 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยที่ผลการศึกษายังไม่แล้วเสร็จ ราคาที่ปรับขึ้นจะไม่เป็นที่ยอมรับของผู้ใช้ก๊าซ NGV ที่ประสงค์จะให้รอผลการศึกษาฯ (2) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 อาจไม่สอดคล้องกับต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่มีการเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และ (3) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบให้การปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) และต้องปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ทำให้การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และ NGV ต้องปรับขึ้นทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน ตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2555 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง ลงวันที่ 5 มกราคม 2555 เป็นเหตุให้ผู้ค้าก๊าซ LPG มีการซื้อก๊าซล่วงหน้าเพื่อกักตุนก๊าซและสถานีบริการบางแห่งปฏิเสธการขาย ก๊าซให้ลูกค้าเพื่อที่จะรอราคาใหม่ในวันที่ 16 ของทุกเดือนทำให้ผู้ใช้รถยนต์ได้รับความเดือดร้อน
6. จากปัญหาที่เกิดขึ้นและสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ขอความเห็นชอบจาก กพช. โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มาตรา 6 (2) และมาตรา 9 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง และก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม คำนึงถึงสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ฐานะกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับนโยบายพลังงานของประเทศตามข้อ 4.3 ที่รัฐบาลได้แถลงต่อรัฐสภา โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ (1) การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ (2) การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
7. ฝ่ายเลขานุการฯได้เสนอประเด็นให้ กพช. พิจารณาดังนี้
7.1 ก๊าซ NGV (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(1)
7.2 ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)
7.3 ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2) ขอความเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)
7.4 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติ กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้องและออกประกาศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.ก๊าซ NGV
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลNGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555
(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)
(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
2.ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม
(2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
3.ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)
(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
4.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
5.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1, 2 และ 3 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้อง และออกประกาศตามข้อ 2 และ 3 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
กพช. ครั้งที่ 140 - วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2555 (ครั้งที่ 140)
วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555 เวลา 10.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2.โครงการน้ำงึม 3 ขอปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
3.อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
4.นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
7.การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
8.สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้
1.1 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ (3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line) และ (2) หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ก็ตาม ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ให้ กพช. มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานได้พิจารณาแนวทาง การจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ และมีความเห็นว่าการกู้ยืมเงินจากธนาคารออมสินจะมีค่าธรรมเนียมที่สูงกว่า ธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 0.1 ต่อปีของวงเงินสินเชื่อ ขณะที่ธนาคารกรุงไทยไม่มีการเก็บค่าธรรมเนียมต่างๆ แต่ สบพน. มีความจำเป็นต้องเบิกใช้สินเชื่อเป็นการด่วนในช่วงต้นเดือนมกราคม 2555 จึงมีมติเห็นชอบให้ สบพน. กู้ยืมเงินจากธนาคารกรุงไทย ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท เพียงแห่งเดียว เพื่อมิให้วงเงินสินเชื่อรวมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554
3. เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2554 กบง. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาท ต่อลิตร) จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป และ (2) เห็นชอบร่างประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการออกประกาศฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
4. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2555 สบพน. ได้ลงนามในเอกสารคำขอสินเชื่อธุรกิจ และสัญญารับชำระหนี้ กับธนาคารกรุงไทย เป็นจำนวนเงิน 10,000 ล้านบาท และเริ่มทยอยเบิกเงินกู้ ตั้งแต่วันที่ 6 มกราคม 2555 เป็นต้นไป ซึ่ง ณ วันที่ 11 มีนาคม 2555 สบพน. เบิกเงินกู้ไปแล้วทั้งสิ้น 5,303 ล้านบาท โดยออกตั๋วสัญญาใช้เงิน ระยะเวลา 90 วัน
5. กบง. เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2555 ได้เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ในช่วงวันที่ 1 - 15 กุมภาพันธ์ 2555 ในอัตรา 0.7009 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG และ NGV ในภาคขนส่ง โดยให้กำหนดอัตราเงินชดเชยราคา NGV ในอัตรา 1.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 1.4018 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และเห็นชอบให้ปรับอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นลิตรละ 1 บาท และน้ำมันดีเซลไม่มีการปรับเพิ่ม และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2555 เป็นต้นไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำข้อเสนอการปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแต่ละชนิดไม่สูงเกินกว่าอัตราเดิมที่เคยกำหนดไว้ ณ วันที่ 26 สิงหาคม 2554 นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
6. จากการกำหนดอัตราเงินชดเชย และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ส่งผลต่อฐานะกองทุนฯ ณ สิ้นวันที่ 11 มีนาคม 2555 โดยกองทุนมีสินทรัพย์รวม 3,824 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 24,961 ล้านบาท และมีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 21,137 ล้านบาท
7. ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยที่ปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์และมีนาคม 2555 อยู่ที่ประมาณ 160,222 ตัน และ 180,000 - 198,000 ตัน ตามลำดับ ซึ่งสูงกว่าช่วงที่ผ่านมา (ปี 2554 เฉลี่ย 119,922 ตันต่อเดือน) เนื่องจากโรงแยกก๊าซในประเทศ (โรงแยกก๊าซที่ 6 และโรงแยกก๊าซที่ 1) ปิดซ่อมบำรุง จึงต้องนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังการผลิตที่หายไป
8. สบพน. ได้จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด เพื่อประเมินผลกระทบจากการปรับเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซ LPG และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 โดยจัดทำเป็น 2 กรณีศึกษา โดยใช้สมมติฐาน อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ประมาณอัตราเงินชดเชย LPG เป็นดังนี้
อัตราเงินชดเชย (บาท/กก.) | ||
กรณีราคา LPG 1,100 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน | กรณีราคา LPG 1,200 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน | |
LPG นำเข้าจากต่างประเทศ | -25.6370 | -28.7370 |
LPG จากโรงกลั่นในประเทศ | -18.0705 | -20.4265 |
สรุปประมาณการ ตามกรณีศึกษาต่างๆ ดังนี้
กรณีศึกษาที่ | สมมติฐาน | ผลกระทบต่อกระแสเงินสดของกองทุนฯ | |||
ปริมาณนำเข้า LPG (ตัน/เดือน) |
ระยะเวลาจ่ายเงินชดเชย | วงเงินกู้ที่ต้องการ รวม (ล้านบาท) | เดือนที่วงเงินกู้ เริ่มเกิน 10,000 ล้านบาท |
ระยะเวลาชำระคืนหนี้ นับจากเบิกเงินกู้ |
|
กรณีศึกษาที่ 1 ราคาก๊าซ LPG เท่ากับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2555 และ 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2556* | |||||
1 | 130,820-149,730 | 1 เดือน นับจากเกิดภาระหนี้ | 21,700 | มีนาคม 2555 | 24 เดือน (ธันวาคม 2556) |
กรณีศึกษาที่ 2 ราคาก๊าซ LPG เท่ากับ 1,200 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2555 และ 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2556* | |||||
2 | 170,000 | 1 เดือน นับจากเกิดภาระหนี้ | 35,600 | มีนาคม 2555 | 33 เดือน (กันยายน 2557) |
หมายเหตุ * ประมาณการราคาก๊าซ LPG ในปี 2556 เท่ากับ 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยคำนวณจากราคาเฉลี่ยในปี 2554
จากทั้งสองกรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ มีความต้องการวงเงินสินเชื่อเกินกว่าวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเริ่มเกินวงเงินในเดือนมีนาคม 2555 เป็นต้นไป และมีระยะเวลาชำระคืนมากกว่า 1 ปี ซึ่งไม่เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554
9. คณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้วงเงินกู้เดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะเวลาชำระหนี้ 1 ปี เป็น 3 ปี และจัดหาเงินกู้เพิ่มเติมอีก 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 3 ปี รวมเป็นวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2555 กบง. มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อ กพช. ดังนี้
9.1 แนวทางการจัดหงห้งทุนน้ำมันฯ โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะ 1 ปี เป็น 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท ระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)
9.2 หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้า หนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
10. สบพน. ประมาณการว่าราคาก๊าซ LPG ปี 2555 จะปรับตัวลงมาอยู่ที่ระดับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท จะสามารถรองรับกรณีที่ปริมาณนำเข้า LPG อาจสูงกว่า ที่คาดการณ์ไว้ในกรณีที่ 1 ได้ระดับหนึ่ง แต่หากราคาก๊าซ LPG จะประตัวสูงขึ้นไปจนทำให้วงเงิน 30,000 ล้านบาท ไม่พอเพียงสำหรับชดเชยราคาก๊าซ LPG สบพน. จะนำเสนอ กบง. พิจารณาอีกภายหลัง ประกอบกับการขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้ในครั้งนี้ เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลา การชำระหนี้คืนได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จาก 1 ปี เป็นระยะเวลา 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท มีระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำ เป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)
2.หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ควรขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มี มาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
เห็นชอบให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 1 และ 2 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการ ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (MOU) ในวันที่ 11 มีนาคม 2553 (MOU อายุ 12 เดือน ถึงวันที่ 10 มีนาคม 2554) และได้เริ่มจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) และลงนามกำกับ (Initial PPA) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2554 (วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2554 ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอใช้สิทธิ์ตาม MOU ในการขยายอายุ MOU ออกไปอีก 60 วัน จนถึงวันที่ 9 พฤษภาคม 2554 โดยได้ขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกัน (MOU Security) ให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ขยายออกไป)
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถขยายอายุ MOU ออกไปจนกว่าจะมีการลงนาม PPA โครงการน้ำงึม 3 โดยการขยายอายุ MOU ต้องขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกันให้ครอบคลุมด้วย ทั้งนี้ กพช. และคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบร่าง PPA เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 และวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ
3. เนื่องจากร่าง PPA ยังอยู่ในขั้นตอนการเสนอขออนุมัติและการส่งร่าง PPA ให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา ผู้พัฒนาโครงการจึงมีหนังสือขอขยายอายุ MOU โดยได้มีการขยายอายุ MOU ออกไป รวมทั้งสิ้น 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดขอขยายอายุออกไปอีก 2 เดือน จนถึงวันที่ 9 เมษายน 2555
4. ในช่วงที่อายุ MOU ขยายออกไป ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอให้พิจารณาปรับกำหนดเวลา (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 เนื่องจากหากมีการลงนาม PPA ในวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2555 (ตามวันที่ MOU ครบกำหนด) แล้วใช้กำหนดเวลาตามร่าง PPA จะไม่สอดคล้องกับระยะเวลาการเก็บกักน้ำและแผนงานพัฒนาโครงการ ทำให้ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ซึ่งคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการในการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เสนอ กพช. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
5. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการคือ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้น GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการตั้งอยู่ ตอนกลางของลำน้ำงึม แขวงไชสมบูน สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นประเภทมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 2,128 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วย Secondary Energy 151 ล้านหน่วย และ Excess Energy 48 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว ที่ก่อสร้างใหม่ ขนาด 500 กิโลโวลต์ (kV) จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง 99 กิโลเมตร และที่ใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ส่งไฟฟ้าจาก สฟ. นาบงมายังชายแดนไทยที่ จ.หนองคาย ระยะทาง 27 กิโลเมตร จะเป็นการใช้ระบบส่งที่โครงการน้ำงึม 2 ก่อสร้างไว้แล้ว โดยจะมีการปรับปรุง สฟ. นาบง เพิ่มเติม ฝั่งไทยใช้ระบบส่งเดิมที่รับไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2 โดยจะมีการปรับระดับแรงดันไฟฟ้าจาก 230 kV เป็น 500 kV สำหรับระบบส่งจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 และจะก่อสร้างระบบส่งช่วงอุดรธานี 3 - ชัยภูมิเพิ่มเติม อายุสัญญา 27 ปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) เดิมในเดือนมกราคม 2560
6. เหตุผลในการปรับกำหนดเวลา (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ โดย Milestone Date ของโครงการน้ำงึม 3 ที่ผู้พัฒนาโครงการเสนอเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม ดังนี้
6.1 Scheduled Financial Close Date (SFCD) กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติมจาก 6 เดือน เป็น 9 เดือน เพื่อให้มีเวลาหาข้อตกลงกับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 2 น้ำเงี้ยบ 1 สถาบันการเงิน และรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับสถานีไฟฟ้าแรงสูงนาบง ซึ่ง สปป. ลาว มีแผนที่จะให้เป็นจุดร่วม ในการส่งไฟฟ้าจากโครงการต่างๆ ข้างต้นมายังไทย แต่ผู้เกี่ยวข้องต้องหารือเพื่อตกลงเรื่องของโครงสร้างการลงทุน การคิดค่าระบบส่ง และเรื่องอื่นๆ
6.2 Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD เนื่องจาก (1) ส่วนที่ได้มีการเตรียมงานไว้ล่วงหน้ารวมถึงถนนเข้าสู่โครงการได้รับความเสีย หายจากลมพายุไหหม่าในเดือนมิถุนายน 2554 ทำให้ต้องมีการเตรียมงานดังกล่าวส่วนใหญ่อีกครั้ง จึงต้องใช้เวลาเพิ่มขึ้น และ (2) หากไม่มีการปรับเพิ่มระยะเวลาของ SCOD จาก 60 เดือน นับจาก SFCD จะมีอุปสรรคที่ระยะเวลาเริ่มต้นกักเก็บน้ำบางส่วนจะไปอยู่ในช่วงฤดูแล้งส่ง ผลให้ระดับน้ำในช่วงที่จะเริ่มทดสอบโรงไฟฟ้าไม่เพียงพอ
6.3 กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencementb Date และ 1 มิถุนายน 2559 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และเปลี่ยนเป็นกำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติม 3 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับข้อเสนอในการขอเพิ่มกำหนดเวลาการก่อสร้างที่เพิ่มจาก 60 เดือนเป็น 63 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 ดังนี้
1. Scheduled Financial Close Date (SFCD)
- กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
- กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
2. Scheduled Commercial Operation Date (SCOD)
- กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD
- กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD
3. กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD
- กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 1 มิถุนายน 2559
- (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- กำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560
- (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
โดยให้ กฟผ. แก้ไขร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในส่วนที่เกี่ยวข้องก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 3 อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบัน กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐ ที่มีทั้งซื้อและขายแลกเปลี่ยนกัน รวม 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
1.1 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ผลิตจากโครงการน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) น้ำลึก 1 (60 เมกะวัตต์) และน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดหนองคาย บึงกาฬ นครพนมและมุกดาหาร โดย ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ซึ่งสัญญามีอายุ 8 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) โครงสร้างของอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ตามสัญญาฯ เป็นดังนี้
(1) อัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือน ช่วง 4 ปีแรก (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553) คือ อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งตามช่วงเวลา Peak และ Off-Peak โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. ช่วงเวลา Peak เท่ากับ 1.60 บาท/หน่วย และ Off-Peak เท่ากับ 1.20 บาท/หน่วย ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. จะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. แล้วบวกเพิ่ม 0.19 บาท/หน่วย เพื่อชดเชยค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย (Loss) ทั้งนี้ ในสัญญาฯ มีการระบุให้สองฝ่ายทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับช่วง 4 ปีหลัง (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) หากคู่สัญญายังเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ไม่ได้ ให้มีการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามอัตราเดิมไปก่อน
(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา หาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในส่วนของปริมาณส่วนเกิน กฟผ. จะคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าด้วยราคาจำหน่ายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวัน ที่ 25 กันยายน 2544 (เงื่อนไขนี้อยู่ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดเช่นกัน) จากการที่อัตราค่าไฟฟ้า ซื้อขายรายเดือนในข้อ (1) มีข้อตกลงถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553 แต่การเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2553 ฟฟล. จึงได้มีหนังสือขอให้คงเงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปก่อน จนกว่าทั้งสองฝ่ายจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ได้ ต่อมา กฟผ. กับ ฟฟล. ได้เจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ จนได้ข้อสรุปแก้ไขเฉพาะส่วนที่สะท้อนค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย โดยลดค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสียลงจาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย โดย ฟฟล. ได้มีหนังสือลงวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว สรุปอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ดังนี้
ช่วงเวลา | โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเดิม | ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ | ||
(วันที่ 26 ก.พ. 2549 - วันที่ 25 ก.พ. 2553) | (วันที่ 26 ก.พ. 2553 - วันที่ 25 ก.พ. 2557) | |||
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. บาท/หน่วย) |
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
|
- Peak | 1.60 | 1.79 | 1.60 | 1.74 |
- Off Peak | 1.20 | 1.39 | 1.20 | 1.34 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย
ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)
1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ โดยสัญญามีอายุ 12 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 - วันที่ 30 เมษายน 2556)
ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด ได้ระบุราคาซื้อขายไฟฟ้า และมีข้อกำหนดให้สองฝ่ายทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าได้ทุก 4 ปี ซึ่งเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด แก้ไขเพิ่มเติม ครั้งที่ 1 โดยให้ใช้ราคาซื้อขายไฟฟ้านี้ในช่วง 8 ปีหลังของสัญญาฯ (วันที่ 1 พฤษภาคม 2548 - วันที่ 30 เมษายน 2556) ซึ่งเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ดังนี้
ช่วงเวลา | โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบัน | |
(วันที่ 1 พ.ค. 2548 - วันที่ 30 เม.ย. 2556) | ||
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
|
- Peak | 1.60 | 1.79 |
- Off Peak | 1.20 | 1.39 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชย)
ทั้ง นี้ เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 ฟฟล. ได้ที่เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยเสนอเพิ่มเติมให้ กฟผ. พิจารณาใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 กับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดด้วย
2. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) และคณะเดินทางไปเยือน สปป. ลาว กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้แจ้งว่า ปัจจุบัน สปป. ลาว จำเป็นต้องซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. เพิ่มมากขึ้น จึงขอให้ไทยพิจารณาลดราคาค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยเสนอขอเปลี่ยนราคาค่าไฟฟ้าจากเดิม ที่ใช้ราคาค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน (สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด)
3. จากการศึกษา Loss ในบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศไทย กรณีซื้อ/ขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ตามชายแดนไทย-สปป. ลาว ปี 2554 - 2558 พบว่า การซื้อขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ทำให้เกิดค่า Loss ในช่วงเวลา Peak เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 3.92 มีค่าประมาณ 0.14 บาท/หน่วย จึงเห็นควรปรับปรุงอัตรา ค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 โดยลดค่าไฟฟ้าส่วนที่สะท้อนค่า Loss จาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย และเนื่องจากพื้นที่ในการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดอยู่ใน ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จึงเห็นควรปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดให้เป็น อัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ด้วย
4. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
4.1 ตามที่ สปป. ลาว เสนอว่า ในแต่ละรอบปีสัญญา กรณีปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. จากเดิมที่ใช้ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน (ตามมติคณะรัฐมนตรี) ขอเปลี่ยนเป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พบว่า อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนตามข้อเสนอของ สปป. ลาว เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตและส่งเฉลี่ยของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย จึงทำให้ไม่เหมาะสมที่จะปรับลดราคาให้ สปป. ลาว ตามที่เสนอ
4.2 เนื่องจาก สปป. ลาว เป็นแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าที่สำคัญของไทย ซึ่งเป็นโครงการของหน่วยงานรัฐ คือ ฟฟล. และโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน กรณีโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน ปัจจุบันมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยแล้วจำนวน 4 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 9,900 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 6% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) และภายปี 2562 ตามแผนจะมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยทั้งสิ้น 10 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 33,700 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 14% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) ขณะที่โครงการที่เป็นหน่วยงานรัฐมี 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด จึงเห็นควรที่จะใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน
4.3 จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 โดยเห็นชอบในหลักการให้ราคาจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. และ กฟผ. จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ารวมกับค่าชดเชย รายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ. ดังนั้น หาก กพช. อนุมัติให้เปลี่ยนแปลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งแทน จะต้องนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบให้มีมติคณะรัฐมนตรีเพิ่มเติม เกี่ยวกับการใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน สำหรับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
เปรียบเทียบโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า
สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในแต่ละรอบปีสัญญา | ราคาค่าไฟฟ้า (บาท/หน่วย) |
|
ปัจจุบัน | ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 | ~ 3.01 * |
ข้อเสนอ สปป. ลาว | ใช้อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน ซึ่งอัตราปัจจุบัน คือ
|
~ 1.55 |
ข้อเสนอเพื่อพิจารณา | อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) ที่ระดับแรงดันไฟฟ้า ณ ปลายสายส่ง 69, 115 กิโลโวลต์ | ~ 2.66 * |
หมายเหตุ : * คำนวณโดยใช้สมมติฐานค่า Ft มกราคม-เมษายน 2555
5. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดและให้ กฟผ. เจรจากับ ฟฟล. โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตามสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 ทั้งนี้ หากทั้งสองฝ่ายสามารถตกลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งได้แล้ว ให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบ และต่อมา ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ลงวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2555 เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของไทย เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อน น้ำงึม 1 โดยให้มีผลบังคับใช้ตามเงื่อนไขในสัญญาฯ คือ ในช่วง 4 ปีหลังของสัญญาปัจจุบัน (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) ดังนี้
ช่วงเวลา | กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
- Peak | 1.60 | 1.74 |
- Off Peak | 1.20 | 1.34 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติและวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)
2.เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตาม
3.เห็น ชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด ในอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ตามข้อ 1 โดยให้มีผลบังคับใช้นับจากเดือนถัดไปของวันที่ลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
4.สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป
5.เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดในส่วนที่เกี่ยวกับอัตราค่า ไฟฟ้าตามที่อนุมัติและเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมต่อไป
เรื่องที่ 4 นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิต ไฟฟ้า ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิต ติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี ทั้งนี้ ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี และ (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายและใช้เอง โดยไม่รวมถึงพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า ในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย ตามชนิดของเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
2. กกพ. ออกประกาศ เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 เป็นต้นมา ซึ่งพบว่าเกิดมีประเด็นปัญหาในการปฏิบัติงาน กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพิ่มเติม ดังนี้
2.1 จากระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการกำหนดประเภทเชื้อเพลิงของลมร้อนทิ้ง จากกระบวนการผลิตปูนซีเมนต์และพบว่า (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 5 กำหนดพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วย กพช. โดย พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ได้กำหนดให้พลังงานหมุนเวียน หมายความรวมถึงพลังงานที่ได้จากไม้ ฟืน แกลบ กากอ้อย ชีวมวล น้ำ แสงอาทิตย์ ความร้อนใต้พิภพ ลม และคลื่น เป็นต้น ซึ่งไม่ได้ระบุถึงลมร้อนทิ้งให้เป็นพลังงานหมุนเวียนที่ชัดเจน (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน พ.ศ. 2550 (ฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2552) กำหนดนิยามพลังงานหมุนเวียนได้รวมถึง พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำที่เหลือจากกระบวนการผลิต ซึ่งต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย
2.2 ปัจจุบันมีผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากลมร้อนทิ้งจากกระบวน การผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ และการหลอมเหล็ก จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 218.50 เมกะวัตต์ ที่ยังไม่มีการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าไว้ชัดเจน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ และสร้างความเป็นธรรมต่อผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับพลังงานเหลือทิ้งใน อัตรา 1 สตางค์/หน่วย รวมทั้ง กำหนดประเภทของพลังงานหมุนเวียนจากความร้อนใต้พิภพ และคลื่น ตาม พ.ร.บ. กพช. ให้ชัดเจน ซึ่งข้อเสนออัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เป็นดังนี้
เชื้อเพลิง | อัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุน (สตางค์ต่อหน่วย) |
ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
น้ำมันเตา ดีเซล | 1.5 |
ถ่านหิน ลิกไนต์ | 2.0 |
* พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร | 1.0 |
พลังงานหมุนเวียน | |
- ลมและแสงอาทิตย์ | 1.0 |
- พลังน้ำ | 2.0 |
- ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน | 1.0 |
- ความร้อนใต้พิภพ และคลื่น | 1.0 |
- พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ | 1.0 |
หมายเหตุ - *พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร (Waste Heat)
มติของที่ประชุม
เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยคำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุน เวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนพัฒนาฯที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อ ประชาชนรอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ในการออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่อง จักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงรวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ (2) ตู้เย็น (3) พัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้น (4) เครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศ (5) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (6) เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (7) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า และ (8) กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า และต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนด เครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงฯ แล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่ง กพช. และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 และวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ตามลำดับ ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงดังนี้ (1) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัว (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ได้แก่ หลอดมีบัลลาสต์ในตัวและหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส และ (5) เตาหุงต้ม ในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. ต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ และนำร่างกฎกระทรวงดังกล่าวเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะกรรมการพัฒนากฎหมายของ พพ. ซึ่งคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติอนุมัติร่างกฎกระทรวงให้นำเสนอ กพช. ประกอบด้วย 1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ 2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ 3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่
4. ร่างกฎกระทรวง ฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย 1) บันทึกหลักการ และเหตุผล ชื่อผลิตภัณฑ์ และ 2) ร่างกฎกระทรวงฯ ชื่อผลิตภัณฑ์ และกำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ การอ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ และรายละเอียดกำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภท ของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น รวมทั้งกำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ตลอดจนกำหนดขอบเขตเกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ วันบังคับใช้
5. ค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวงฯ 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอด ฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ ผลิตระบุ ดังนี้ ขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ 18 วัตต์ (หลอดกลม) 32 วัตต์ (หลอดวงกลม) และ 36 วัตต์ (หลอดตรง) มีค่าประสิทธิภาพพลังงาน 19 - 16 วัตต์, 35 - 30 วัตต์ และ 36 - 34 วัตต์ ตามลำดับ
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซ็นต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาด ความยาว และกำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้
(1) ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น
หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T8 และ T12
ความยาวหลอดที่ระบุ (บังคับ) (มิลลิเมตร) |
น้อยกว่า 550 | ตั้งแต่ 550 ถึงน้อยกว่า 700 | ตั้งแต่ 1,150 ถึงน้อยกว่า 1,350 |
กำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (แนะนำ) (วัตต์) | น้อยกว่า 16 | 16 ถึง 24 | 28 ถึง 50 |
ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (ลูเมนต่อวัตต์) | 87 ถึง 94 | 68 ถึง 75 | 88 ถึง 96 |
หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T5
ความยาวหลอดที่ระบุ (บังคับ) (มิลลิเมตร) | ตั้งแต่ 550 ถึงน้อยกว่า 700 | ตั้งแต่ 700 ถึงน้อยกว่า 1,150 |
กำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (แนะนำ) (วัตต์) | 16 ถึง 24 | 17 ถึง 40 |
ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (ลูเมนต่อวัตต์) | 68 ถึง 75 | 94 ถึง 100 |
(2) ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีขนาดความยาวและกำลัง ไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุตาม (1) ต้องมีค่าไม่น้อยกว่าร้อยละ 90 ของค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นที่มีขนาดความยาวและกำลังไฟฟ้าเดียวกัน
(3) ดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ทุกขนาดตาม (1) ต้องมีค่า ไม่น้อยกว่า 80
5.3 โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามชนิด ที่ผู้ผลิตระบุดังนี้ 1) ชนิดตะแกรง (Louver Luminaires) 2) ชนิดกรองแสง (Diffuser Luminaires) และ 3) ชนิดโรงงาน (Industrial Luminaires) มีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 88 - 100, 76 - 87 และ 91 - 100 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามความในมาตรา 4(4) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ให้ กพช. กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงิน "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามความในมาตรา 24 โดยมีวัตถุประสงค์ให้นำไปใช้จ่ายเงินตามมาตรา 25 และเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 กพช. ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ปี 2548-2554)
2. เนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ได้สิ้นสุดในปี 2554 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2554 ได้เห็นชอบให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแผนการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ และเห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) โดยกำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม
4. สนพ. ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ที่สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี และได้เสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2554
5. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประกอบด้วยแผนงานรอง 3 แผน ได้แก่ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และ แผนบริหารทางกลยุทธ์ ทั้งนี้ได้มีการเพิ่มกลุ่มงานแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการอนุรักษ์ พลังงานในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของเงินกองทุนฯ รวมทั้งได้เพิ่มกลุ่มงานต่างๆ ในแผนบริหารทางกลยุทธ์ เพื่อรองรับการบริหารกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพ มากขึ้น ดังนี้
แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | แผนพลังงานทดแทน | แผนบริหารทางกลยุทธ์ |
|
|
|
6. หลักเกณฑ์ เงื่อนไขการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559
6.1 ผู้มีสิทธิได้รับการสนับสนุนเป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชนที่ไม่มุ่งค้ากำไรตามมาตรา 26 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
6.2 การสนับสนุนค่าใช้จ่าย เป็นเงินช่วยเหลือให้เปล่าเพื่อการศึกษา วิจัย พัฒนา หรือการสาธิตขนาดเล็ก เป็นเงินช่วยเหลือสนับสนุนแก่หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชน ในการพัฒนาโครงการด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน และเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือสนับสนุน และค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นสมควร
6.3 หน่วยงานที่รับจัดสรรเงินไปจากกองทุนฯ จะทำสัญญาหรือหนังสือยืนยันกับ สนพ. และ/หรือ พพ. เพื่อเป็นข้อผูกพันที่จะดำเนินงานให้ได้ผลตามเป้าหมายที่กำหนด และ สนพ. และ/หรือ พพ. มีสิทธิบอกเลิกสัญญาหากหน่วยงานนั้นไม่สามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมาย
7. กรอบการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
7.1 การวิเคราะห์ฐานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ ในบัญชี จำนวน 21,710 ล้านบาท ขณะที่มีรายจ่ายผูกพันในปี พ.ศ. 2548 - 2554 ซึ่งจะต้องจ่ายในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประมาณ 9,710 ล้านบาท จึงทำให้กองทุนฯ มีวงเงินคงเหลือ จำนวน 12,000 ล้านบาท ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์การดำเนินงานโครงการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบ อุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท
7.2 การวิเคราะห์ระดับรายได้ของกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 คาดว่ากองทุนฯ จะมีรายรับ ประมาณ 7,200 - 7,500 ล้านบาท/ปี รวมเงินรายได้ 5 ปี เป็นเงิน 37,000 ล้านบาท
7.3 การจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท โดยกำหนดสัดส่วนวงเงินการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และแผนบริหารทางกลยุทธ์ เป็นร้อยละ 50 45 และ 5 ตามลำดับ หรือคิดเป็นวงเงิน 17,500 ล้านบาท 15,750 ล้านบาท และ 1,750 ล้านบาท ตามลำดับ
8. การจัดสรรเงินกองทุนฯ รายปี จะดำเนินการตามแนวทาง/หลักเกณฑ์การพิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน ที่คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนด และจะเสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
เรื่องที่ 7 การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรีสัญจรที่จังหวัดภูเก็ต เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะรัฐมนตรีเศรษฐกิจนัดพิเศษ เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2555 ซึ่งเห็นชอบให้หน่วยงานราชการดำเนินมาตรการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่าง น้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนให้หน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจดำเนินการให้เป็น ไปตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เห็นควรสนับสนุนและส่งเสริมให้อาคารควบคุมภาครัฐมีการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพ สูง โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาดำเนินการ จึงได้จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ขึ้น
2. ผลการสำรวจข้อมูลเบื้องต้นของโครงการส่งเสริมและกำกับดูแลการอนุรักษ์ พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐประมาณ 800 แห่ง ที่ พพ. ได้ดำเนินการ สรุปได้ดังนี้ (1) ศักยภาพการประหยัดพลังงาน 75 ktoe ต่อปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาทต่อปี หรือร้อยละ 15 ของการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐทั้งหมด (2) ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 442,000 ตันต่อปี และ (3) ประเมินมูลค่าการลงทุน 6,300 ล้านบาท
3. พพ. จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐใน ลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) ที่ดำเนินการให้กับอาคารเอกชนมาประยุกต์กับอาคารควบคุมภาครัฐ ซึ่งให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจรที่มีวัตถุประสงค์ของโครงการ เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) มาดำเนินการ โดยการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อเป็นตัวอย่างที่ดีให้แก่อาคารภาคเอกชน และประชาชนในด้านอนุรักษ์พลังงาน มีกลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ อาคารควบคุมภาครัฐในปี 2555 ประกอบด้วย อาคารสำนักงาน 485 แห่ง อาคารสถานศึกษา 180 แห่ง อาคารโรงพยาบาล 139 แห่ง และอาคารประเภทอื่นๆ 19 แห่ง รวมทั้งสิ้น 823 แห่ง และดำเนินงานในรูปแบบธุรกิจจัดการพลังงานที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. หรือ กฟภ. โดยผู้ดำเนินการธุรกิจจัดการพลังงานจะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบ ครบวงจร ตั้งแต่การสำรวจ ตรวจสอบและวิเคราะห์เพื่อกำหนดมาตรการอนุรักษ์พลังงานและการลงทุน รวมทั้ง ออกแบบ การหาแหล่งเงินทุน การควบคุมการติดตั้ง และการติดตามประเมินผล ทั้งนี้ กฟน. และ กฟภ. จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่ลดลงมาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงานและค่า อุปกรณ์ โดยอาคารควบคุม ภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม
4. การดำเนินการ โดย 1) พพ. เป็นผู้ประสานงาน ให้คำปรึกษา และประชาสัมพันธ์โครงการฯ ให้กับ กฟน. กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐ 2) ทีมงาน กฟน. หรือ กฟภ. และ อาคารควบคุมภาครัฐร่วมกันดำเนินการ โดยการสำรวจ ออกแบบ กำหนดมาตรการประหยัดพลังงาน โดยการกำหนดคุณสมบัติอุปกรณ์ (Spec) และคัดเลือกผู้ผลิต/ผู้จำหน่าย (Supplier) โดยการจัดทำสัญญาการจัดการพลังงาน โดยการควบคุมการติดตั้งอุปกรณ์ และทดสอบการใช้งาน และโดยการตรวจประเมินผลการจัดการพลังงาน 3) กฟน. หรือ กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ ร่วมกันติดต่อแหล่งเงินทุน (Bank & ESCO Fund) เพื่อขอกู้เงิน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการออกแบบ การติดตั้งอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน การรับประกัน และการบำรุงรักษาอุปกรณ์ 4) กฟน. หรือ กฟภ. เรียกเก็บค่าไฟฟ้าและค่าจัดการพลังงานจากอาคารควบคุมภาครัฐ ที่เข้าร่วมโครงการฯ ประมาณ 800 แห่ง 5) อาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ จ่ายเงินค่าไฟฟ้า และค่าจัดการพลังงานให้แก่ กฟน. หรือ กฟภ. และ 6) พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สนพ. เป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป
5. พพ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย โดย พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) (ลงนาม เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2554) และร่วมกับมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ ในการดำเนินโครงการนำร่องบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการบริหารจัดการเพื่อการ ประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ตามรายละเอียดของการดำเนินโครงการฯ ที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เสนอ โดยให้ดำเนินการโครงการนำร่อง 3 แห่ง ได้แก่ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และศูนย์ราชการเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา
2.ให้ พพ. ประสานกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้
3.ให้ พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 8.1 สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
เรื่องที่ 8.2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 8.3 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์
เรื่องที่ 8.4 แนวทางการจัดเก็บป้ายภาษีทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 8.5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2554
เรื่องที่ 8.6 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 และ 2552
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ