มติกพช. (131)
กพช. ครั้งที่ 127 - วันจันทร์ที่ 24 สิงหาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2552 (ครั้งที่ 127)
วันจันทร์ที่ 24 สิงหาคม พ.ศ. 2552 เวลา 09.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
2.โครงการท่อส่งน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ของมาเลเซียมายังจังหวัดสงขลา
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ
5.นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
7.รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
8.การศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
9.ความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
10.ความคืบหน้าการดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 อนุมัติมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคการขนส่งในช่วงปี 2546 - 2551 โดยในเรื่องของการกำหนดราคาจำหน่าย NGV ได้กำหนดเงื่อนไขไว้ว่าตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป ราคา NGV = 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91ทั้งนี้ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาท/กิโลกรัม ไม่ว่าราคาน้ำมันจะมีการปรับเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV และต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 มีมติให้ทบทวนหลักเกณฑ์เดิม โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา NGV ใหม่ ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์ดังกล่าว เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 โดยโครงสร้างราคาขายปลีก NGV สรุปได้ดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
3. ปัจจุบัน โครงสร้างราคา NGV กำกับดูแลโดย กพช. ขณะที่เชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ชนิดอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซิน หรือน้ำมันดีเซล มีคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้กำกับดูแล ดังนั้น เพื่อให้เกิดความเป็นเอกภาพในการกำกับดูแลราคาเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งและ ให้เกิดการแข่งขันทางด้านราคาอย่างเป็นธรรม สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าการกำกับ ดูแลราคาก๊าซ NGV ควรอยู่ภายใต้กรอบการกำกับดูแลของ กบง. เช่นเดียวกันกับเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ จึงได้ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV และเห็นควรให้มีการทบทวนโครงสร้างราคา NGV เพื่อให้การกำกับดูแลมีประสิทธิภาพ โดยมีประเด็นเสนอเพื่อพิจารณาดังนี้
3.1 การทบทวนสูตรราคาขายปลีก NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการตามที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ซึ่ง สนพ. เสนอให้มีการทบทวน ดังนี้
(1) ให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ มีสูตรดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc
โดย สูตรต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาตินี้ถูกกำกับดูแลโดย กพช. เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า
(2) สำหรับในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการ ซึ่งประกอบด้วยต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนสถานีลูก ค่าขนส่ง และค่าการตลาดให้ไปอยู่ในการกำกับดูแลของ กบง. ซึ่งจะเป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV ต่อไป
3.2 เพื่อให้ กบง. มีอำนาจในการกำกับดูแล NGV จึงต้องมีการปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV นั้นถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบเดียวกันกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิด อื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการปรับสูตรการคำนวณและแนวทางการกำกับดูแลราคา NGV ดังนี้
1.1 การทบทวนสูตรราคาขายปลีก NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการตามที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 เป็น ดังนี้
(1) ให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ มีสูตรดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc
โดย สูตรต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาตินี้ถูกกำกับดูแลโดย กพช. เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า
(2) สำหรับในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการ ซึ่งประกอบด้วย ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนสถานีลูก ค่าขนส่ง และค่าการตลาดให้ไปอยู่ในการกำกับดูแลของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. จะเป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV ต่อไป
1.2 เพื่อให้ กบง. มีอำนาจในการกำกับดูแล NGV จึงให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV ถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบเดียวกันกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ
2. เห็นชอบให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ตามข้อ 1.2 โดยให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา ก่อนนำเสนอนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 2 โครงการท่อส่งน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ของมาเลเซียมายังจังหวัดสงขลา
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงการต่างประเทศได้มีหนังสือแจ้งต่อกระทรวงพลังงานในช่วงปี 2551 - 2552 จำนวน 3 ครั้ง สรุปได้ว่ารัฐบาลมาเลเซียขอรับการสนับสนุนจากรัฐบาลไทยเกี่ยวกับการดำเนิน การร่วมลงทุนเพื่อสร้างท่อน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ - จังหวัดสงขลา (Marine Terminal Pipeline : MTP) ระหว่างบริษัท SKS Corporation Sdn Bhd (SKS) ของมาเลเซีย กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และขอให้รัฐบาลไทยอนุมัติการใช้พื้นที่ (right of way) สำหรับวางท่อน้ำมันจากบริเวณชายแดน อำเภอสะเดา-อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลาขนานกับท่อส่งก๊าซไทย - มาเลเซีย ที่มีในปัจจุบัน
2. โครงการท่อส่งน้ำมันดังกล่าวในฝั่งมาเลเซียประกอบด้วย ท่ารับน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และท่อส่งน้ำมัน ซึ่งอยู่ระ หว่างออกแบบวิศวกรรม ขณะที่โครงการในฝั่งไทย ประกอบด้วย ท่อส่งน้ำมัน และ Export Terminal เพื่อใช้ในการส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปซึ่งกำหนดตั้งอยู่ที่ จังหวัดสงขลา ได้ศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นแล้วเสร็จ แต่เนื่องจากสถานการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบัน ปตท. จึงขอชะลอการเข้าร่วมศึกษาในขั้น Basic Engineering Design (BED) ซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูงถึง 10 ล้านเหรียญฯ ทั้งนี้การดำเนินความร่วมมือจะต้องศึกษา BED และดำเนินการตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยพุทธศักราช 2550 ใน 2 มาตรา คือ มาตรา 190 และมาตรา 67 ให้ได้ข้อยุติก่อนกำหนดท่าทีเพื่อเจรจากับรัฐบาลมาเลเซียต่อไป
3. ต่อมาในระหว่างการเยือนมาเลเซียอย่างเป็นทางการของนายกรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2552 นายกรัฐมนตรีมาเลเซียได้ขอให้รัฐบาลไทยพิจารณาสนับสนุนและสานต่อการดำเนิน การ ซึ่งนายกรัฐมนตรี ได้แจ้งต่อฝ่ายมาเลเซียว่าจะมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำเสนอต่อที่ ประชุม กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4. สรุปสาระสำคัญโครงการ ดังนี้
4.1 SKS เป็นบริษัทในเครือของ Albukhary Group ประเทศมาเลเซีย สำหรับพื้นที่การก่อสร้าง โรงกลั่นตั้งอยู่ที่ Kota Perdana, รัฐเกดะห์ (ตอนเหนือของมาเลเซีย ติดกับประเทศไทย) ซึ่ง SKS ได้จัดทำ Conceptual Study ในส่วนของ Jerlun Import/Export Marine Facility เพื่อการนำเข้าน้ำมันดิบทางฝั่งอันดามัน รวมไปถึง Facilities ต่างๆ เพื่อสนับสนุนโรงกลั่น และได้ขยายผลการศึกษาสำหรับทางเลือกในการส่งออกไปยังฝั่งทะเลจีนใต้ โดยพิจารณา Export Terminal ที่จังหวัดสงขลา เพื่อส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปให้กับประเทศทางแถบ Far East ได้แก่ ประเทศจีน, ญี่ปุ่น, เกาหลี และไต้หวัน โดยการสร้างท่อน้ำมันเชื่อมต่อผ่านแนว Right of Way ของท่อก๊าซฯ TransThai- Malaysia (TTM) เนื่องจากเป็นเส้นทางที่เหมาะสมที่สุดในเชิงต้นทุนและเวลาในการดำเนินการ ทั้งนี้ ปตท.ได้ลงนาม MOU เข้าร่วมศึกษาโครงการเบื้องต้น
4.2 โครงการ Import/Export Terminal ตั้งอยู่ที่ Kuala Jerlun ประเทศมาเลเซียและโรงกลั่นเกดะห์ ตั้งอยู่ที่เมือง Kota Perdana ทางเหนือมาเลเซีย ห่างจากชายฝั่ง 50 กิโลเมตร มีกำลังผลิตขั้นต้นที่ 250 พันบาร์เรลต่อวัน (KBD) และสามารถขยายกำลังการผลิตในระยะที่ 2 ได้อีก 250 KBD โดย SKS ได้มีข้อตกลงกับ National Iranian Oil Refining - Distribution Company (NIORDC) ในการขายน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่น โดยที่ NIORDC จะถือหุ้นในโรงกลั่นร้อยละ 30 ส่วนที่เหลือจะเป็นสัดส่วนของ SKS ซึ่งเปิดโอกาสให้ ปตท. เข้าถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 - 15
4.3 โครงการในฝั่งไทย โครงการท่อส่งน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จ รูปและ Export Terminal เพื่อใช้ในการส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป โดยระบบท่อจะเชื่อมจาก Jurlun ประเทศมาเลเซียไปถึงสงขลาระยะทาง 150 กิโลเมตร มีกำลังการส่งน้ำมันดิบเบื้องต้น 1,000 KBD พร้อมคลังสำรองน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปและท่าส่งออกตั้งอยู่ที่สงขลา โดยจะวางท่อน้ำมันเชื่อมต่อผ่านแนว Right of Way ของท่อก๊าซฯ TTM สัดส่วนการถือหุ้นในโครงการ MTP, SKS เปิดโอกาสให้ ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 กำลังการส่งน้ำมันสำเร็จรูปเบื้องต้นอีก 500 KBD รวมกำลังส่ง 1,500 KBD และมีโอกาสขยายไปถึง 2,100 KBD
5. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการร่วมโครงการ คือ เป็นการส่งเสริมความร่วมมือทางเศรษฐกิจของทั้งสองประเทศ โดยการก่อสร้างและพัฒนาโครงการจะก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างรายได้ให้ ประชาชนในพื้นที่ชายแดน และส่งผลให้เกิดการกระตุ้นการพัฒนาเศรษฐกิจและการพัฒนาในพื้นที่ภาคใต้ของ ไทยด้วย
6. ปัญหาอุปสรรคและข้อกังวลอื่นในการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้
6.1 ผลตอบแทนทางเศรษฐกิจไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน โดยพบว่ามาเลเซียจะมีผลตอบแทนทางเศรษฐกิจสูงกว่าประเทศไทย เนื่องจากเป็นที่ตั้งโรงกลั่นและมีประเทศไทยเป็นทางผ่านสินค้าสู่ตลาด ขณะที่ประเทศไทยจะเป็นพื้นที่ทางผ่านท่อซึ่งจะได้รับค่าผ่านท่อไม่มากนัก ประกอบกับการพัฒนาโรงกลั่นของมาเลเซียจะส่งผลกระทบต่อโอกาสของไทยในการพัฒนา ศูนย์กลางพลังงานในพื้นที่ภาคใต้ที่จะต้องมีการพัฒนาโรงกลั่นขนาดใหญ่ใน อนาคต นอกจากนี้ ปตท. ได้พิจารณาผลตอบแทนเงินลงทุน พบว่าจะมีผลตอบแทนที่ไม่คุ้มทุน ดังนี้ (1) โครงการโรงกลั่นน้ำมันให้ผลตอบแทนต่ำกว่าผลตอบแทนเงินลงทุนขั้นต่ำของ ปตท.และคาดว่าโรงกลั่นในโครงการจะเป็นคู่แข่งโดยตรงกับโรงกลั่นของไทยใน อนาคต (2) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันแม้จะมีผลตอบแทนดีกว่าโครงการโรงกลั่นฯเล็กน้อย แต่มีกลุ่มเป้าหมายผู้ใช้ระบบท่อเป็นโรงกลั่นขนาดเล็กที่มีข้อจำกัด และการคิดค่าผ่านท่ออยู่ในระดับที่ค่อนข้างสูง อาจทำให้ไม่สามารถแข่งขันกับทางเลือกในการขนส่งน้ำมันอื่นได้ ทั้งนี้ ปตท. ยังเห็นว่าความร่วมมือดังกล่าวอาจจะไม่ได้รับการสนับสนุนจาก PETRONAS เนื่องจาก PETRONAS ซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นในโครงการ TTM เป็นคู่แข่งทางธุรกิจกับ SKS
6.2 โครงการฯ กระทบต่อการพัฒนา Landbridge ของประเทศไทยที่ต้องการให้การเชื่อมโยงฝั่งตะวันตก - ตะวันออกอยู่ในประเทศ โดยจากการหารือกับกระทรวงคมนาคมซึ่งอยู่ระหว่างการศึกษา Landbridge ในแนวสตูล-สงขลา มีความเห็นสอดคล้องกันว่าโครงการนี้จะส่งผลกระทบต่อการพัฒนา Landbridge ของไทยอย่างชัดเจน นอกจากนี้ เมื่อต้นปี 2552 มาเลเซียยังได้เสนอให้ Dubai Worldเข้าร่วมดำเนินการในโครงการนี้แทนที่จะลงทุนในไทย อย่างไรก็ตาม แนวคิดในการพัฒนาตามโครงการของไทย มีความเป็นไปได้ในการลงทุนทั้งโครงการดีกว่า ส่งผลให้ Dubai World ยังคงพิจารณาโครงการในฝั่งไทย ซึ่งปัจจุบัน Dubai World อยู่ในระหว่างสรุปโครงการศึกษาในทุกด้านเพื่อให้เกิดการเริ่มต้นดำเนิน โครงการร่วมกับรัฐบาลไทยโดยเร็ว ดังนั้น หากมีการดำเนินโครงการร่วมกับมาเลเซียอาจส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นในการลง ทุนที่จะเกิดขึ้น
6.3 การกำหนดความร่วมมือจะต้องดำเนินการสอดคล้องข้อกำหนดภายใต้รัฐธรรมนูญแห่ง ราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 โดยจะต้องปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญมาตรา 67 ว่าด้วยการรับฟังความเห็นของประชาชน และอาจต้องปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญมาตรา 190 ว่าต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐสภา ดังนั้น ในการดำเนินการเจรจาเรื่องนี้ จึงควรดำเนินการตามขั้นตอนดังกล่าวก่อนเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาที่จะกระทบต่อ ความร่วมมือในภายหลัง
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสภาที่ปรึกษาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ไปศึกษาเพิ่มเติมในรายละเอียดโครงการ ว่าจะมีผลกระทบต่อยุทธศาสตร์การพัฒนาพื้นที่ภาคใต้ของไทยในอนาคตหรือไม่ เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการเจรจากับบริษัท SKS Corporation Sdn Bhd (SKS) ต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. สรุปความเป็นมาของการกำหนดนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ได้ดังนี้
1.1 รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา โดยมีการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อมาโดยตลอด จนกระทั่งในปี 2540 เกิดวิกฤตเศรษฐกิจ ทำให้ต้องยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration เชื้อเพลิงพาณิชย์ ประเภทสัญญา Firm และได้มีการส่งเสริมอีกครั้งในปี 2549 โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ในการกำหนดมาตรการในการจัดหาพลังงาน โดยส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต SPP ไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ในปริมาณที่เหมาะสมผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
1.2 เพื่อเป็นการดำเนินการตามนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศดังกล่าว ครม. จึงมีมติเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 26 ธันวาคม 2549 โดยเห็นชอบ ให้กฟผ. เปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิง ตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และให้ขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration (SPP-Cogen) สามารถนำไฟฟ้าที่ผลิตได้จำหน่ายให้การไฟฟ้า และลูกค้าอุตสาหกรรมในบริเวณใกล้เคียง โดยโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้ากำหนดจากหลักการต้นทุนที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Cost) จากการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ซึ่งราคารับซื้อที่ SPP ได้รับในแต่ละเดือน ประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) และมีการกำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าด้วย
1.3 ในส่วนของการส่งเสริม Cogeneration ผ่านระเบียบ VSPP มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ประโยชน์จากไฟฟ้าและไอน้ำ ณ จุดใช้งาน โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หรือถ่านหิน เมื่อมีไฟฟ้าเหลือจึงขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และไม่มีการประกาศรับซื้อเป็นงวดๆ เหมือน SPP แต่จะกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยหลักการกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP จะกำหนดจากต้นทุนที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายหลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) จากการซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ดังนั้น ราคารับซื้อไฟฟ้าที่ VSPP ได้รับในแต่ละเดือน จะเป็นไปตามประกาศโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดันต่ำ ทั้งนี้ จะต้องมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าด้วย
2. สรุปผลการดำเนินงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิง เชิงพาณิชย์ ได้ดังนี้
2.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา สำหรับการจัดหาไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2538-2557 รวมทั้งสิ้น 49 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบตามสัญญา 3,600.50 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนเปรียบเทียบกับปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดของระบบ ประมาณร้อยละ 12 ทั้งนี้ หากคิดสัดส่วน SPP-Cogen เชื้อเพลิงพาณิชย์ เฉพาะประเภทสัญญา Firm มีจำนวน 44 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบตามสัญญา 3,431.50 เมกะวัตต์ จะคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 11.49 ในปี 2557 สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก VSPP-Cogen ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ คือ ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน มีโครงการยื่นเสนอข้อเสนอรวม 9 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 37.55 เมกะวัตต์
2.2 การกำหนดเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration และประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าของ SPP-Cogen ได้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์จากเดิมระเบียบก่อนปี 2550 กำหนดให้ SPP-Cogen จะต้องมีสัดส่วนการใช้ไอน้ำไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 และมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 สำหรับระเบียบปี 2550 ได้กำหนดในรูปแบบของอัตราการประหยัดการใช้เชื้อเพลิง โดยใช้ดัชนีชี้วัดความสามารถในการใช้พลังงานปฐมภูมิในกระบวนการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Primary Energy Saving: PES) ตามชนิดเชื้อเพลิง โดยกำหนดค่า PES ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10
3. การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration มีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ดังนี้
3.1 เป็นเทคโนโลยีในการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน ซึ่งจะได้ทั้งไฟฟ้าและความร้อนหรือไอน้ำที่สามารถนำไปใช้ประโยชน์ในกระบวนการอุตสาหกรรมต่างๆ ในอาคาร บ้านอยู่อาศัย รวมทั้ง สามารถแปลงสถานภาพไอน้ำเป็นน้ำเย็นเพื่อใช้ในระบบทำความเย็น (District Cooling) ด้วย จึงเป็น การใช้ประโยชน์จากพลังงานอย่างคุ้มค่า
3.2 เสริมความมั่นคงของระบบผลิตไฟฟ้า ช่วยลดความสูญเสียพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่าย เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration จะเป็นการผลิตไฟฟ้า ณ ที่ตั้งของผู้ใช้ไฟฟ้าและความร้อน รวมทั้งช่วยลดปัญหาเรื่องไฟตกไฟดับของโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งต้องการความมั่นคงด้านไฟฟ้าสูง
3.3 ช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายด้านพลังงานและคุ้มค่ากว่าเมื่อเปรียบเทียบกับกรณีที่ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมลงทุนหม้อต้มน้ำ (Boiler) เพื่อผลิตไอน้ำอย่างเดียว แล้วซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปการผลิตพลังงานด้วยระบบ Cogeneration มีประสิทธิภาพสูงถึงประมาณร้อยละ 50 - 80 หากระบบที่ผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว จะมีประสิทธิภาพเพียงร้อยละ 32-35
3.4 สามารถลงทุนก่อสร้างเพื่อสนองตอบความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นได้สะดวก และรวดเร็วกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ต้องรอให้มีความต้องการไฟฟ้าสูงเพียงพอ และตอบสนองให้เกิดการกระตุ้นเศรษฐกิจในภาพรวม
3.5 ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
4. การกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจาก Cogeneration สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในปี 2558-2564 ได้มีการทบทวนผลการศึกษาของสำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) ในปี 2550 ซึ่งได้ประเมินศักยภาพของการประหยัดพลังงานจากระบบ CHP หรือ Cogeneration พบว่าหากมีการส่งเสริมระบบ Cogeneration ในโรงงานและอาคารที่มีแนวท่อก๊าซธรรมชาติได้ ภายในปี 2563 จะสามารถลดความต้องการพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 3,195 เมกะวัตต์ ซึ่งหากส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าประมาณร้อยละ 60 ของศักยภาพดังกล่าว คิดเป็นปริมาณพลังไฟฟ้าประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เดือนมีนาคม 2552) ประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่จะเพิ่มขึ้นถึง 44,281 เมกะวัตต์ ในปี 2564 ซึ่งหมายความว่าจะต้องมีกำลังการผลิตติดตั้งเพิ่มเติม ระหว่างปี 2558-2564 ในปริมาณ 18,050 เมกะวัตต์ ดังนั้น เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration เป็นไปอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดสัดส่วนของโรงไฟฟ้าประเภท Cogeneration ไว้ให้ชัดเจน เพื่อให้การจัดไฟฟ้าสามารถดำเนินการได้ตามแผนที่กำหนด ซึ่งจะต้องมีระยะเวลาในการเตรียมความพร้อม ทั้งในด้านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า การพิจารณาคัดเลือก และการดำเนินการของผู้ผลิตไฟฟ้า โดยหากยังคงสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ไว้ที่ระดับประมาณร้อยละ 12 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ในระหว่างปี 2558-2564 ได้ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณาตอบรับซื้อในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้ สอดคล้องกับสถานภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้
5. ในการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมาสามารถสรุปข้อจำกัดและปัจจัยเสี่ยงในการลงทุนผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ได้ดังนี้
5.1.1 ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen จะสูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ซึ่งเป็นราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขัน เนื่องจาก
(1) ปัจจัยทางด้านขนาดกำลังการผลิต เทคโนโลยี และรูปแบบการใช้ประโยชน์ของไฟฟ้าและความร้อนที่แตกต่างกัน ดังนั้น ในการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจำเป็นต้องคำนึงถึงต้นทุนการผลิตที่มีลักษณะดัง กล่าวด้วย
(2) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบฯ ได้กำหนดค่าความสิ้นเปลืองในการใช้เชื้อเพลิงเฉลี่ย (Heat Rate) คงที่ ในขณะที่ IPP จะต้องรับประกัน Heat Rate ที่ได้จากการประมูล ซึ่งจะขึ้นอยู่กับระดับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามสัญญา ทำให้ค่า EP สำหรับ SPP-Cogen สูงกว่า IPP
(3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้ SPP จะสูงกว่า IPP ในส่วนของค่าดำเนินการ (Margin) โดยราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้ SPP กำหนดค่า Margin ในอัตรา ร้อยละ9.33 ของราคาเนื้อก๊าซ ซึ่งสูงกว่าที่เรียกเก็บจาก กฟผ. และ IPP ซึ่งกำหนดค่า Margin ในอัตรา ร้อยละ1.75 ทำให้ค่า EP สำหรับ SPP-Cogen สูงกว่า IPP
5.1.2 กฟผ. สามารถสั่งลดการเดินเครื่องจาก SPP-Cogen ในช่วงที่ระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้ามีความต้องการต่ำ (Off-peak) ให้เหลือไม่ต่ำกว่าร้อยละ 65 ของพลังไฟฟ้าตามสัญญา ซึ่งทำให้ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าลดลง และอาจไม่สอดคล้องกับแผนการผลิตของลูกค้าอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ ไฟฟ้าและไอน้ำในขณะนั้น
5.2 ข้อจำกัดและปัจจัยอื่นที่มิใช่ราคา
5.2.1 ไม่มีการจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าว่าใช้เกณฑ์ใดสำคัญในการ พิจารณา เช่น ในกรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวนมากราย ณ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดียวกัน แต่มีขีดจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่าย ที่จะต้องเลือกได้เพียงบางราย หรือในกรณีลูกค้าไฟฟ้าและไอน้ำยังไม่มีความชัดเจน เป็นต้น ซึ่งหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการรับซื้อไฟฟ้าที่ชัดเจน จะเป็นส่วนสนับสนุนให้ภาคเอกชนที่มีความพร้อมมีความมั่นใจในการดำเนิน โครงการ
5.2.2 ขีดจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่ายของประเทศในบางพื้นที่ ไม่สามารถรองรับ SPP-Cogen ให้เชื่อมโยงได้ ในขณะที่โรงงานอุตสาหกรรมที่ประสงค์จะใช้ไฟฟ้าและไอน้ำอยู่ในบริเวณดังกล่าว ทำให้โรงไฟฟ้าต้องลงทุนปรับปรุงระบบสายส่งซึ่งต้องใช้เงินลงทุนสูงขึ้น
5.2.3 การส่งเสริม SPP-Cogen ควรมีความต่อเนื่องควบคู่กับความต้องการใช้ไฟฟ้าและการใช้ไอน้ำหรือความร้อน ในภาคอุตสาหกรรม รวมทั้ง ต้องมีมาตรการส่งเสริมรูปแบบอื่นควบคู่ไปด้วย
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration เพื่อขอความเห็นชอบ ดังนี้
6.1 เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในกระบวนการผลิต อุตสาหกรรม อาคาร/สถานประกอบการต่างๆ ด้วยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าและความร้อนหรือความเย็นเพื่อใช้ในกิจการและ เหลือขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า อันจะช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า ดังนี้
6.1.1 เห็นควรกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558-2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ สำหรับระยะยาวให้กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เป็นร้อยละของความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตไว้ในแผน PDP ฉบับใหม่
6.1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ขนาดเล็ก ที่มีการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำหรือความเย็น ณ จุดใช้งาน เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
6.2 เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมายในข้อ 6.1 ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยมีแนวทางดังต่อไปนี้
6.2.1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพ และจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
6.2.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด
6.2.3 ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้ง ประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน
6.2.4 กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเอกสารการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า และจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
6.3 ให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซโดยผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และเป็นการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนได้ในที่สุด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ดังนี้
1. เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในกระบวนการผลิต อุตสาหกรรม อาคาร/สถานประกอบการต่างๆ ด้วยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าและความร้อนหรือความเย็นเพื่อใช้ในกิจการและ เหลือขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า อันจะช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า จึงเห็นควร ดังนี้
1.1 กำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558 - 2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีอาจสามารถกำหนดปริมาณการรับซื้อพลังไฟฟ้า ให้เร็วกว่าปี 2558 ได้ เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นสอดคล้องกับการใช้เครื่องมือในการกระตุ้นเศรษฐกิจ และเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ตลอดจนสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำและความพร้อมในการจัดหาก๊าซ ธรรมชาติในขณะนั้น สำหรับระยะยาวให้กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เป็นร้อยละของความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตไว้ในแผนพัฒนากำลัง ผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่
1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ขนาดเล็กที่มีการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำหรือความเย็น ณ จุดใช้งาน เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
2. เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมายในข้อ 1 ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยมีแนวทางดังต่อไปนี้
2.1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพ และจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
2.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความ พร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด
2.3 ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้ง ประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน
2.4 กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเอกสารการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า และจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
3. ให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซโดยผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และเป็นการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนได้ในที่สุด
เรื่องที่ 4 การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2530 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2530 โดยให้ถือปฏิบัติการคิดค่าไฟฟ้าสาธารณะว่า ไม่คิดค่าไฟสาธารณะในส่วนที่ต่ำกว่า ร้อยละ 10 ของการใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยในแต่ละท้องถิ่น ส่วนที่เกินให้คิดค่าไฟฟ้าในอัตราส่วนราชการ และให้ยกเลิกการจ่ายเงินช่วยเหลือท้องถิ่นเพื่อไฟฟ้าสาธารณะที่การไฟฟ้าส่วน ภูมิภาค (กฟภ.) เคยจ่ายให้เทศบาล 66 แห่ง ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2530 เป็นต้นมา ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ได้เห็นชอบ (1) ให้ กฟภ. ปรับฐานการให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเท่ากับร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กที่มีการใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 200 หน่วย/เดือน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2540 (2) ให้ กฟภ. ยกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอน กิจการจาก กฟภ. ในปี 2530-2539 และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยทำความเข้าใจกับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเพื่อให้ยอมรับ การปรับฐานสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะใหม่และให้ถือเป็นที่ยุติไม่ให้นำกลับมา ขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป
2. สมาคมสันนิบาตเทศบาลแห่งประเทศไทย มีหนังสือขอให้ กฟภ. พิจารณาปรับเพิ่มสิทธิไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลปี 2549 โดยเสนอแนวทางการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลเป็น ร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้ากิจการขนาด เล็กทุกราย รายละ 250 หน่วย ซึ่ง คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2551 ได้มีมติ (1) เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกรายๆ ละ 250 หน่วย และ (2) เห็นชอบการปรับคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้า แสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
3. กฟภ. มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2552 ขอให้พิจารณานำเรื่องการปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลเสนอ กพช. พิจารณาโดยด่วน เนื่องจากเทศบาลหลายแห่งรอการพิจารณาจึงไม่ชำระค่าไฟฟ้า นอกจากนี้กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือลงวันที่ 30 กรกฎาคม 2552 ถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณาให้การสนับสนุนการขยายหลักเกณฑ์การใช้ไฟฟ้าสาธารณะที่ใช้เกินสิทธิ จากร้อยละ 10 เป็นร้อยละ 20 เป็นกรณีพิเศษสำหรับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ จนกว่าสถานการณ์ความไม่สงบจะเข้าสู่ภาวะปกติ
4. กฟภ. ได้รายงานข้อมูลหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระของเทศบาล ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 มีเทศบาลและ อบต. ที่ค้างชำระค่าไฟฟ้าจำนวน 867 ราย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2543 - 2551 ประมาณ 256.19 ล้านบาท ทั้งนี้ การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเพิ่มขึ้นจะทำให้รายได้ของ กฟภ. ลดลงประมาณ 171 ล้านบาท/ปี และจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเมื่อมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ประมาณ 0.13 สตางค์/หน่วย สำหรับการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะในจังหวัดชายแดนภาคใต้จากร้อยละ 10 เป็นร้อยละ 20 ตามหลักเกณฑ์ข้อเสนอใหม่ จะมีผลทำให้รายได้ของ กฟภ. ลดลงเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 16 ล้านบาท/ปี
5. สนพ. ได้พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้
5.1 การขอปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะครั้งนี้ไม่สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ที่ได้พิจารณาปรับฐานสิทธิไฟฟ้าสาธารณะในปี 2540 และให้ถือเป็นข้อยุติ ไม่ให้นำกลับมาขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป ดังนั้น สนพ. จึงเห็นควรนำการปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะและคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะที่คณะ อนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการให้ความเห็นชอบ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณา
5.2 การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเป็นกรณีพิเศษสำหรับจังหวัดชายแดนภาคใต้ อาจไม่มีความเหมาะสมในทางปฏิบัติ เนื่องจากจะทำให้จังหวัดอื่นๆ ขอปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะในลักษณะเดียวกันตามมา ประกอบกับ ปัจจุบัน กฟภ. ได้พิจารณาให้ความช่วยเหลือในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา (อำเภอเทพา อำเภอนาวี อำเภอจะนะ และอำเภอสะบ้าย้อย) ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาให้ความช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสาธารณะให้กับจังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามความจำเป็นและความเหมาะสมโดยตรงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะและคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2552 เป็นต้นไป ตามที่คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการให้ความเห็นชอบดัง นี้
1.1 เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกราย รายละ 250หน่วย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2553 เป็นต้นไป
1.2 เห็นชอบการปรับคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้าแสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค พิจารณาให้ความช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสาธารณะให้กับจังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามความจำเป็นและความเหมาะสมโดยตรงต่อไป
เรื่องที่ 5 นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ออกกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 โดยออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมัน ในเขตกรุงเทพมหานคร นนทบุรี ปทุมธานี และสมุทรปราการ และในเขตพื้นที่อื่นตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ซึ่งสถานประกอบกิจการต้องดำเนินการโดยคลังน้ำมันต้องติดตั้งหน่วยควบคุมไอ น้ำมันเชื้อเพลิง (VRU) ระบบท่อไอน้ำมันและปรับปรุงระบบจ่ายน้ำมันเบนซินให้เป็นระบบเติมน้ำมันด้าน ใต้ถัง (bottom loading) สถานีบริการน้ำมันต้องติดตั้งระบบท่อไอน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันต้องปรับปรุงระบบรับน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading และติดตั้งระบบท่อไอน้ำมัน
2. ต่อมาได้มีการออกประกาศกระทรวงพลังงาน ลงวันที่ 23 เมษายน 2550 เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลบังคับใช้ในวันที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมในพื้นที่ 7 จังหวัด คือ จังหวัดชลบุรี พระนครศรีอยุธยา ระยอง สงขลา สมุทรสาคร สระบุรี และสุราษฏร์ธานี
3. จากประกาศกระทรวงพลังงานดังกล่าวทำให้ผู้ประกอบกิจการคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมัน ในพื้นที่ 7 จังหวัด ต้องปรับปรุงสถานประกอบการให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงและมีการจ่าย น้ำมันเชื้อเพลิงจากคลังน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่รถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงชนิด ที่มีการรับน้ำมันเชื้อเพลิงใต้ถัง (bottom loading) จนถึงปัจจุบัน มีคลังน้ำมันจำนวน 17 แห่ง สถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่ง และรถขนส่งน้ำมันจำนวน 1,058 คัน สามารถปรับปรุงระบบต่างๆ ได้ตามกำหนดเวลาบังคับใช้ ส่วน รถขนส่งน้ำมันที่เหลือ จำนวน 2,468 คัน ซึ่งเป็นรถของผู้ประกอบการรายย่อยต่างๆ ยังไม่ได้ทำการปรับปรุง เนื่องจากยังขาดเงินทุนและการปรับปรุงรถขนส่งน้ำมันเก่าเป็นระบบ bottom loading ไม่คุ้มค่า
4. การดัดแปลงรถขนส่งน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading มีต้นทุนสูงประมาณ 300,000 - 500,000 บาทต่อคัน เพื่อเป็นการบรรเทาภาระ กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงได้มีหนังสือร้องขอให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) พิจารณาทางเลือกให้ใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันแบบ modified top loading ซึ่งมีค่าใช้จ่ายต่ำกว่าการใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงแบบ bottom loading ในขณะเดียวกัน ธพ. ได้ศึกษาระบบการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระบบ ต่างๆ แล้ว พบว่าระบบ modified top loading ที่มีใช้อยู่ในประเทศญี่ปุ่น มีประสิทธิภาพในการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 ตามมาตรฐานของประเทศญี่ปุ่นและมีค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงประมาณ 70,000 บาท จึงได้นำรูปแบบมาทดลองดัดแปลงใช้กับคลังน้ำมันในประเทศไทยโดยประสานกรมควบ คุมมลพิษส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจวัดประสิทธิภาพ พบว่าค่ามลพิษที่เกิดขึ้นอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้
5. การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2552 มีมติเห็นควรให้ปรับปรุงกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2550 โดย 1) ให้เพิ่มเติมการใช้ระบบ modified top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันไว้ในกฎกระทรวงด้วย 2) กำหนดให้ใช้ระบบ modified top loading กับรถขนส่งน้ำมันที่มีอยู่ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ และ 3) สำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตขึ้นใหม่ กำหนดให้ใช้เป็นระบบ bottom loading รวมถึงได้มีมติเห็นควรให้เลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปอีก 1 ปี
6. กระทรวงพลังงานโดย ธพ. ได้ออกประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2552 กำหนดให้เลื่อนการบังคับใช้การควบคุม ไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในพื้นที่ 7 จังหวัดไปอีก 1 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้วันที่ 23 พฤษภาคม 2553
7. ธพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ซึ่งได้ผ่าน การรับฟังความคิดเห็นจากผู้ที่เกี่ยวข้อง แล้วนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง(ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยในช่วงวันที่ 1-14 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 71.89 และ 70.64 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.07 และ 6.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนค่าลงสู่ระดับต่ำสุดในรอบ 10 เดือน และรายงานปริมาณสำรองน้ำมันดิบเชิงพาณิชย์และยุทธศาสตร์ของจีนในเดือน มิถุนายน 2552 ลดลงจากเดือนก่อน ร้อยละ 2.7 มาอยู่ที่ระดับ 275 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยในช่วงวันที่ 1-14 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 83.67, 81.62 และ 79.64 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 10. 84, 10.78 และ 8.55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และบริษัท Pertamina ของอินโดนีเซียนำเข้าน้ำมันเบนซินเดือนสิงหาคม 2552 เพิ่มขึ้นร้อยละ 20 จากเดือนก่อน มาอยู่ที่ 6.0 ล้านบาร์เรล เพื่อสำรองในช่วงเทศกาลถือศีลอดในเดือนกันยายน 2552 ประกอบกับ Saudi Aramco ของซาอุดีอาระเบียนำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนสิงหาคม 2552 ปริมาณ 34,000 บาร์เรล/วัน เนื่องจากโรงกลั่น Rabigh ยังไม่สามารถเริ่มเดินเครื่องได้ตามแผน และรัฐบาลของประเทศอินเดียมีแผนตรึงราคาขายน้ำมันดีเซลในประเทศเพื่อช่วย เหลือเกษตรกรเนื่องจากประเทศเข้าสู่ภาวะแห้งแล้งทำให้ความต้องการใช้น้ำมัน ดีเซลเพื่อสูบน้ำเพิ่มขึ้นมาก
2. ในช่วงวันที่ 1 - 17 สิงหาคม 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E 10,E20, แก๊สโซฮอล 91 เพิ่มขึ้น 1.60 บาท/ลิตร, แก๊สโซฮอล 95 E 85 เพิ่มขึ้น 0.80 บาท/ลิตร, ดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้น 1.20 บาท/ ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็ว ลงลด 0.40 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ณ วันที่ 17 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 41.34, 35.74, 32.14, 29.84, 22.72, 31.34, 27.69 และ 26.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. สถานการณ์ก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง14เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 502.00 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ จากการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกันยายน 2552 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 545 - 555 เหรียญสหรัฐ /ตัน เนื่องจากผู้ผลิตปิโตรเคมีในเอเชียเหนือ เช่น จีน เกาหลีใต้ และญี่ปุ่น มีความต้องการก๊าซ LPG เพื่อใช้ในการผลิตมากขึ้นเนื่องจากความแตกต่างของราคาแนฟทากับ LPG สูงขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นในประเทศอยู่ที่ระดับ 10.9960 บาทต่อกิโลกรัม และราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 14.6443 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท ต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 20 สิงหาคม 2552 รวมทั้งสิ้น 741,943 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 9,637 ล้านบาท
4. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนมิถุนายน 2552 มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 11 ราย และมีปริมาณผลิตจริง 1.18 ล้านลิตรต่อวัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพ เดือนสิงหาคม ปี 2552 อยู่ที่ 21.29 บาทต่อลิตร ในเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2552 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 12.50, 12.00 และ 11.70 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากสถานีบริการรวม 4,231 แห่ง ส่วนการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณ 0.21, 0.22 และ 0.23 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จำนวน 208 แห่ง ซึ่งราคาขายปลีก ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.30 บาท ต่อ ลิตร
5. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนมิถุนายน 2552 มีผู้ผลิตไบโอดีเซล 13 ราย กำลังการผลิตรวม 5.60 ล้านลิตรต่อวัน ปริมาณความต้องการเฉลี่ยในช่วงเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2552 อยู่ที่ 1.84, 1.70 และ 1.68 ล้านลิตร ต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยในช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ 29.73, 31.00 และ 27.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในช่วงเวลาเดียวกัน ปริมาณจำหน่าย 25.48, 24.22 และ 23.55 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ สถานีบริการรวม 3,351 แห่ง ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เท่ากับ 0.81 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.20 บาทต่อลิตร
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 14 สิงหาคม 2552 มีเงินสดในบัญชี 29,244 ล้านบาท หนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 11,452 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 11,115 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 336 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 17,793 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการปรับปรุงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับนโยบายดังกล่าวไปจัดทำในรายละเอียดหลักเกณฑ์เงื่อนไข และยกร่างประกาศการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลภายใต้กรอบนโยบายของรัฐต่อไป (2) เห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนอนโยบายมาตรการสนับสนุนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายเพื่อเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ (3) มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสม สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิดและเทคโนโลยี ให้สอดคล้องกับศักยภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการกำหนดนโยบายการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ และเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนประกอบการพิจารณาจัดทำข้อเสนอในด้านนโยบายต่อไป และ (4) มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อ กพช. เพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน
ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้มีมติรับทราบมติ กพช. ดังกล่าว และให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับข้อสังเกตของคณะรัฐมนตรีไปพิจารณาดำเนินการด้วย โดยมีข้อสังเกตต่อข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน ในส่วนของการกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผน พัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี นั้น ในการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอไฟฟ้า ให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายที่กำหนดได้เท่าที่จะไม่ส่งผล กระทบต่อค่า Ft
2. คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีการประชุมแล้ว 2 ครั้ง เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2552 และ 27 กรกฎาคม 2552 โดยสรุปผลการดำเนินงานได้ดังนี้
2.1 เร่งรัดและติดตามการดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3แห่ง ให้มีการออกประกาศส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ภายในเดือนสิงหาคม 2552
2.2 เร่งรัด สนพ. ให้ดำเนินการจัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสมสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิด และเทคโนโลยี โดยกำหนดระยะเวลาการดำเนินงานของที่ปรึกษาให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.3 ติดตามการดำเนินงานของ กฟภ. และ กฟน. ให้มีการรายงานความก้าวหน้าการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ และการเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนในพื้นที่ดังกล่าว เพื่อให้คณะอนุกรรมการฯ พิจารณากลั่นกรองก่อนเสนอ กพช. ต่อไป
2.4 มอบหมายให้ กฟผ. และกฟภ. ร่วมกันพิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการพลังงานลมที่มีลักษณะ Wind Farm เพื่อลดปัญหาความซ้ำซ้อนของการยื่นข้อเสนอโครงการ และปัญหาข้อจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่าย
2.5 รวบรวมประเด็นปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับเทคโนโลยี แต่ละประเภท เพื่อจัดกลุ่มปัญหา และแนวทางการแก้ไขปัญหา
2.6 จัดทำข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งที่เป็นการรับซื้อไฟฟ้าตาม ระเบียบ SPP และ VSPP และการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยการไฟฟ้า และ พพ.
3. สรุปผลการดำเนินงานตามนโยบายได้ดังนี้
3.1 กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้จัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และร่างประกาศส่วนเพิ่มฯ เพื่อให้การไฟฟ้าใช้เป็นกรอบแนวทางในการจัดทำรายละเอียดก่อนดำเนินการประกาศ การกำหนดส่วนเพิ่มฯ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP ประเภทพลังงานหมุนเวียนแล้ว
3.2 กกพ. ได้ประสานกับการไฟฟ้าเพื่อรายงานผลการดำเนินงานตามมติ กพช. วันที่ 9 มีนาคม 2552 ที่เกี่ยวกับการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
3.2.1 มี SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อไปขายไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP จำนวน 2 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 8.30 เมกะวัตต์ สำหรับ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อไปขายเป็น VSPP ตั้งแต่ปี 2549 จนถึงปัจจุบัน รวมทั้งสิ้น 32 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 160.50 เมกะวัตต์ ดังนั้น มี SPP ที่ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าไปเป็น VSPP รวมทั้งสิ้น 34 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 168.80 เมกะวัตต์
3.2.2 กฟผ. เริ่มสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน SPP ประเภทสัญญา Firm ตามความสามารถในการผลิตตามสัญญา ทั้งในช่วง Peak และ Off-Peak ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2552 เป็นต้นมา ทั้งนี้ กฟผ. ยังมีประเด็นปัญหาในทางปฏิบัติ และต้องการให้มีการปรับลดราคารับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว และได้แจ้งให้ กฟผ. สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ SPP เฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามความสามารถในการผลิตตามสัญญาทั้งใน ช่วง Peak และ Off-Peak ตามมติ กพช. โดยไม่ต้องแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าหรือสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.2.3 ตามประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP และ VSPP ได้กำหนดให้โครงการพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้าน ที่สามารถคำนวณส่วนเพิ่มฯ ตามหน่วยผลิตได้ จะต้องเป็นผู้ใช้ไฟประเภทบ้านอยู่อาศัยของ กฟภ. หรือ กฟน. ตามประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3.3 สนพ. ได้จัดทำข้อเสนอโครงการศึกษามาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดระยะเวลาดำเนินการศึกษา 6 เดือน มีขอบเขตการดำเนินงานเพื่อศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะ (1) ปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขาย และเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะสนับสนุนที่เหมาะสมตามพื้นที่ ชนิดเชื้อเพลิง และเทคโนโลยี (2) การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า รูปแบบ และมาตรการสนับสนุนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแต่ละเทคโนโลยี และประเภทผู้ประกอบการ (3) แนวทางการปรับปรุงการวางแผนการขยายระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไข ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (5) รูปแบบ มาตรฐาน และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ที่เหมาะสมสำหรับเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่แตกต่างกัน
3.4 กระทรวงมหาดไทยได้สำรวจครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟน. และ กฟภ. แล้ว มีจำนวนรวม 234,363 ครัวเรือน โดยเป็นครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟน. จำนวน 4,693 ครัวเรือน และเป็นครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟภ.จำนวน 229,670 ครัวเรือน ขณะนี้ กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และกระทรวงมหาดไทยโดย กฟภ. และ กฟน. อยู่ระหว่างการพิจารณาจัดทำข้อเสนอแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนสำหรับครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ เพื่อเสนอคณะอนุกรรมการฯ พิจารณากลั่นกรองก่อนเสนอ กพช. ต่อไป โดยมีข้อเสนอเบื้องต้นในส่วนของ กฟภ. จะมีการขยายการจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ด้วยวิธีปักเสาพาด สายโดยพิจารณาจากค่าใช้จ่ายในการดำเนินการต่อครัวเรือน สำหรับการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มี ไฟฟ้าใช้ มีแนวทางใน 2 ลักษณะ คือ (1) การติดตั้งระบบพลังงานหมุนเวียนร่วมกับแบตเตอรี่หรือเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ดีเซล (ระบบ Hybrid) ซึ่งจะสามารถจ่ายไฟฟ้าได้หลายครัวเรือน และ (2) การติดตั้งระบบ Solar Home System เพื่อจ่ายไฟฟ้าตรงให้แต่ละครัวเรือน นอกจากนี้ มีแนวทางส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับเกาะห่างไกล ที่มีไฟฟ้าใช้แล้ว ซึ่งมีการผลิตไฟฟ้าจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล จะสนับสนุนให้ติดตั้งระบบ Hybrid เพื่อช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล และเป็นการเสริมภาพลักษณ์ความเป็น Green Island เพื่อการท่องเที่ยวเชิงอนุรักษ์
4. ณ เดือนมิถุนายน 2552 มีปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียนทั้งระบบ on-grid และ off-grid รวมทั้งสิ้น 635.84 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ (SPP และ VSPP) ซึ่งหากสามารถดำเนินการได้จะมีปริมาณพลังไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น อีก 6,228.91 เมกะวัตต์ ภายในประมาณปี 2555 ทั้งนี้ ปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนใหญ่ เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบ SPP และ VSPP ซึ่งหากเปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี พบว่า ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสูงกว่าเป้าหมาย ยกเว้น พลังน้ำ และชีวมวล สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ และพลังลม สูงกว่าเป้าหมายมาก คาดว่าการออกประกาศส่วนเพิ่มฯ ใหม่ จะสามารถคัดกรองผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีความพร้อมได้ระดับหนึ่ง ซึ่งจะทำให้เห็นถึงปริมาณพลังไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง
5. สรุปปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ที่จำเป็นต้องพิจารณาต่อไป ดังนี้
5.1 การกำหนดให้การไฟฟ้าสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้เกินกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อค่า Ft ทำให้ กกพ. และการไฟฟ้า มีความกังวลว่าหากตอบรับซื้อไฟฟ้าจนมีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว จะเป็นข้อผูกพันที่ทำให้ต้องรับซื้อ ซึ่งจะทำให้ภาระต่อค่าไฟฟ้าสูงกว่าค่า Ft ที่ประเมินไว้
5.2 ความเหมาะสมของการส่งผ่านส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าไปยังค่า Ft ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้า ต้องรับภาระจากการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน ควรมีการกำหนดผลกระทบที่สามารถส่งผ่านได้ระดับหนึ่ง การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนควรใช้เงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ที่ให้มีการใช้เงินกองทุนฯ เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
5.3 เทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มีการพัฒนาอย่างต่อเนื่อง และหลากหลายมากขึ้น ทำให้ต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์เปลี่ยนไป รวมทั้ง ระดับเงินสนับสนุนสำหรับเทคโนโลยีบางประเภท จะแตกต่างกัน เช่น พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar Cell กับ Solar Thermal เป็นต้น จึงจำเป็นต้องมีการศึกษาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและระดับการสนับสนุนที่สอดคล้อง กัน
5.4 ข้อจำกัดทางด้านเทคนิคของระบบไฟฟ้าในการรับไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียนที่มีลักษณะการผลิตไฟฟ้าที่ไม่สม่ำเสมอ (Intermittent) รวมถึงข้อกำหนดเรื่องการเชื่อมต่อระบบพลังงานหมุนเวียนกับระบบไฟฟ้าที่มีแนว โน้มในทางกีดกันการแข่งขัน
5.5 ข้อจำกัดเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ที่ดินที่อยู่ภายใต้กฎหมายของหน่วยงานต่างๆ เช่น โยธาผังเมือง สปก. กรมป่าไม้ อุทยานแห่งชาติ เป็นต้น ทำให้โครงการไม่สามารถเกิดขึ้นได้แม้จะมีแรงจูงใจทางด้านราคาที่เหมาะสม เช่น โครงการพลังงานขยะ โครงการพลังงานลม เป็นต้น
5.6 ผลกระทบจากนโยบายสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนต่อภาคเศรษฐกิจ อื่นๆ เช่น ภาคการเกษตร เป็นต้น
5.7 การกระจายตัวของการลงทุนในโครงการพลังงานหมุนเวียนยังเป็นการลงทุนโดยภาค เอกชนเป็นส่วนใหญ่ ทำให้การสนับสนุนโครงการพลังงานหมุนเวียนในระดับชุมชนยังไม่แพร่หลาย
ทั้งนี้ ในการติดตามการดำเนินงาน สนพ. จะประสานงานกับ กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อรายงานผลการดำเนินงาน ปัญหา และอุปสรรคในการดำเนินงานตามนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเพื่อปรับปรุงแก้ไขต่อไป และเพื่อให้การติดตามการดำเนินงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นไปตามเป้า หมาย จะมีการจัดทำฐานข้อมูลที่เป็นระบบทั้งข้อมูลพลังงานหมุนเวียนประเภท on-grid และ off-grid ที่กระจัดกระจายตามหน่วยงานต่างๆ โดยเร็ว
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้ปริมาณพลังไฟฟ้าตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี เป็นเป้าหมายขั้นต่ำ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ กกพ. กำกับดูแลการไฟฟ้าในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามขั้นตอนของประกาศ และระเบียบที่กำหนด ทั้งนี้ หากปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อมีผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ ให้ กกพ. เสนอผลการวิเคราะห์พร้อมข้อเสนอให้ กพช. พิจารณาต่อไป
3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปหารือร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อพิจารณาแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ในเขตพื้นที่ที่มีกฎหมายกำหนด
เรื่องที่ 8 การศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 ได้มีมติเรื่องข้อเสนอการปรับปรุงแนวทาง การแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG โดยเห็นชอบให้ชะลอการพิจารณาปรับราคาก๊าซ LPG ออกไปก่อน เนื่องจากปัจจุบันราคาน้ำมันอยู่ในระดับต่ำและสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศ ชะลอตัว ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาน้ำมันได้เปลี่ยนแปลงไป ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำมาพิจารณาในที่ประชุมใหม่อีกครั้ง และต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 ได้อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ สนพ. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการศึกษาวิจัย เรื่องการศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลว (LPG) ตามต้นทุนการผลิตที่แท้จริง
2. สนพ. ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาและได้คัดเลือกให้ บริษัท ดีลอยท์ ทู้ช โธมัทสุ ไชยยศ ที่ปรึกษา จำกัด (Deloitte Touche Tohmatsu) ร่วมกับ บริษัท เอ็นไวร์เทค คอนซัลแต้นท์ จำกัด เป็นผู้ดำเนินการ ซึ่งการศึกษาจะเริ่มในเดือนสิงหาคม 2552 และจะแล้วเสร็จภายใน 6 เดือน (180 วัน)
3. โครงการดังกล่าวมีวัตถุประสงค์ของการศึกษา เพื่อวิเคราะห์ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซ LPG ตามต้นทุนการผลิตที่แท้จริง และเพื่อกำหนดราคาขายก๊าซ LPG ในประเทศอย่างเป็นธรรมและเหมาะสม
สำหรับ ขอบเขตการศึกษาวิจัยประกอบด้วย (1) ศึกษาและรวบรวมข้อมูลเกี่ยวกับแหล่งวัตถุดิบก๊าซ LPG ในระดับประเทศและต่างประเทศ (2) ศึกษาวิจัยเทคโนโลยีและขบวนการ ผลิตก๊าซ LPG ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (3) ศึกษาวิจัยค่าใช้จ่ายและต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติในประเทศและต่างประเทศ เพื่อนำมาวิเคราะห์ต้นทุนเชิงเปรียบเทียบ (4) ศึกษาทบทวนระเบียบ กฎหมายและนโยบายที่เกี่ยวข้อง (5) เสนอแนะรูปแบบและโครงสร้างต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสม (6) วิเคราะห์ความต้องการ ความคาดหวัง และอิทธิพลของผู้ที่มีส่วนได้ ส่วนเสีย (Stakeholder Analysis) และ (7) เสนอแนะกลยุทธ์การบริหารจัดการผู้ที่มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Analysis) เพื่อลดอุปสรรค และเพิ่มแรงเสริมเพื่อพัฒนานโยบายการกำหนดราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้ คาดว่าผลที่ได้รับจากการศึกษาจะทำให้การกำกับดูแลราคาอยู่ในระดับที่เหมาะสม เป็นธรรมต่อประชาชน และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงที่ผลิตได้ในประเทศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ซึ่งกำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 เป็นต้นไป โดยให้ กฟผ. เป็นผู้เรียกเก็บเงินผ่านค่า Ft และจ่ายเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้รับทราบแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ซึ่งกำหนดให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้ารายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงิน ประจำปีเสนอต่อคณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนา ชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เรื่องเห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระ ราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจนแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน
2. ปัจจุบัน มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จจำนวน 72 กองทุน และอยู่ระหว่างดำเนินการจัดตั้งจำนวน 12 กองทุน โดย กฟผ. เรียกเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550 - มิถุนายน 2552 รวมทั้งสิ้น 3,539.74 ล้านบาท และได้โอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้า ที่จัดตั้งแล้วเสร็จจำนวน 2,936.38 ล้านบาท (หักภาษี ณ ที่จ่ายไว้ 1%) และส่วนที่เหลือ กฟผ. เก็บรักษาไว้จำนวน 603.36 ล้านบาท
3. คณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบ โรงไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2552 รับทราบความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงาน และรายงานงบการเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าจำนวน 21 กองทุน จาก 72 กองทุน และได้มอบหมายให้ สนพ. ประสานแจ้งให้พลังงานจังหวัดเร่งรัดให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าจัดส่งรายงานฯ ประจำปี 2551 ภายใน 15 วัน เพื่อรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป รวมทั้งได้เห็นชอบแผนงานติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า
4. ปัจจุบัน สนพ. ได้รับรายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าประจำปี 2551 จำนวน 38 และ 31 กองทุน ตามลำดับ และอยู่ระหว่างการติดตามรายงานฯ ในส่วนที่เหลือ รวมทั้งอยู่ระหว่างดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาฯ เพื่อช่วยดำเนินการตามแผนงานติดตามและประเมินผล การดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมีมติรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความคืบหน้าการดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจพลังงาน พ.ศ. 2550 กำหนดให้จัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าขึ้น ในสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นทุนสนับสนุนให้มีการให้บริการไฟฟ้าไปยังท้องที่ ต่างๆ อย่างทั่วถึง เพื่อกระจายความเจริญและพัฒนาชุมชนในท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผล กระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยโดยคำนึงถึงความสมดุลของทรัพยากรธรรมชาติและสร้าง ความเป็นธรรมให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า
2. การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีขั้นตอนการดำเนินการตามมาตราต่างๆ ดังนี้ (1) มาตรา 9(8) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบายในการนำส่ง เงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. (2) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ในการออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ นโยบายของ กพช. (3) มาตรา 26 กำหนดให้ก่อนการออกระเบียบ กกพ. จะต้องเปิดเผยสาระสำคัญของระเบียบ และเปิดโอกาสให้มีการแสดงความคิดเห็นตามกระบวนการรับฟังความเห็นที่ กกพ. กำหนด และ (4) มาตรา 11 วรรค 2 กำหนดให้ระเบียบที่ใช้บังคับเป็นการทั่วไปต้องประกาศในราชกิจจานุเบกษา ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า รวมทั้งข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. อุปสรรคที่มีผลต่อการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีดังนี้ (1) การกำหนดให้ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า นับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับ ใช้ และให้บริจาคเงินและทรัพย์สินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อใช้ในกิจการตามมาตรา 97(3) โดยให้นำกลับไปใช้ในท้องถิ่นนั้นๆ ซึ่งคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ามีความเข้าใจคลาดเคลื่อนว่าจะมีการ ยุบกองทุนรอบโรงไฟฟ้า และยึดอำนาจการบริหารและเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเดิมที่เหลืออยู่มาไว้ที่ ส่วนกลาง จึงรวมตัวจัดตั้งเครือข่ายกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อคัด ค้านการรวมกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเข้ากับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (2) ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้ามีภาระในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในส่วนของปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ใช้เองและที่ขายตรงให้กับ ลูกค้าบริเวณข้างเคียง (3) การกำหนดให้ปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อ ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงในการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้านั้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจึงไม่สามารถส่งผ่านภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าได้ และ (4) ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีจำนวนมาก ประกอบกับความเข้าใจที่คลาดเคลื่อน ส่งผลให้การยกร่างระเบียบเกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต้องดำเนินการด้วยความ ระมัดระวังและรอบคอบ
4. การดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่ผ่านมา สรุปได้ดังนี้ (1) สกพ. จัดการประชุมหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อหาแนวทางการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามมติ กพช. (2) ร่วมกับ สนพ. จัดการสัมมนาเรื่อง "แนวทางการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า" ซึ่งผู้เข้าร่วมสัมมนาส่วนมากเป็นกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า และได้รับข้อคิดเห็นที่เป็นประโยชน์ต่อการยกร่างระเบียบฯ เกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (3) ดำเนินการตามมติ กพช. โดยแต่งตั้ง "อนุกรรมการเตรียมการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและกำกับดูแลการดำเนินงานกอง ทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน" (4) จัดประชุมสัมมนาร่วมกับพลังงานจังหวัดในฐานะเลขานุการกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เรื่อง "แนวทางการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้ รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า" และ (5) ชี้แจงทำความเข้าใจกับแกนนำคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้านิคม อุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง และผู้นำชุมชนกองทุนรอบโรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าราชบุรีและราชบุรีเพาเวอร์ และผู้จัดการกองทุนฯ จังหวัดราชบุรี โดยได้รับทราบข้อกังวลในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เกี่ยวกับการยุบกองทุนรอบโรงไฟฟ้า งบประมาณที่จัดสรรให้กับแต่ละพื้นที่น้อยลง จำนวนเงินที่เข้ากองทุนลดลง และข้อสงสัยเกี่ยวกับอำนาจในการบริหารและอนุมัติโครงการ ตลอดจนการมีส่วนร่วมในการร่างระเบียบเกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้าของภาค ประชาชน
5. ปัจจุบัน สกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาและรวบรวมประเด็นเพื่อประกอบการยกร่างระเบียบกองทุน พัฒนาไฟฟ้า โดยมีแผนการดำเนินงานดังนี้ (1) จัดสัมมนาให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับ "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อให้ข้อมูลที่ถูกต้องกับสาธารณชน โดยเชิญผู้แทนจากจังหวัดที่มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไปเข้าร่วมสัมมนา รวมประมาณ 400 คน (2) ดำเนินการยกร่างระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยเปิดโอกาสให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในทุกภาคส่วนเข้ามามีส่วนร่วมตั้งแต่ เริ่มแรก และจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นทั้งในระดับพื้นที่และระดับประเทศก่อนการนำ ระเบียบไปประกาศใช้ คาดว่าระเบียบดังกล่าวจะมีผลบังคับใช้ประมาณเดือนมกราคม 2553 และ (3) ในการยกร่างระเบียบการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 (3) เพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรง ไฟฟ้า ซึ่งเป็นเรื่องที่ละเอียดอ่อนและต้องดำเนินการด้วยความรอบคอบ คาดว่าระเบียบฯ จะแล้วเสร็จและสามารถอนุมัติแผนงานโครงการของชุมชนได้ในราวเดือนเมษายน 2553
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 126 - วันจันทร์ที่ 10 สิงหาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2552 (ครั้งที่ 126)
วันจันทร์ที่ 10 สิงหาคม พ.ศ. 2552 เวลา 15.00 น.
ณ ห้องประชุม 3601 ชั้น 6 อาคารรัฐสภา 3
1.มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2552 นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ได้มอบนโยบายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการจัดทำมาตรการเพื่อบรรเทาผล กระทบจากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่ยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นซึ่งจะส่งผลกระทบ โดยตรงต่อค่าครองชีพของประชาชนและการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ของประเทศ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อ ประชาชนตามนโยบายของรัฐบาลขึ้น
2. ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบได้ปรับเพิ่มขึ้นอยู่ในระดับ 70 เหรียญสหรัฐฯ โดยยังมีแนวโน้มที่จะเพิ่มขึ้นอีกอยู่ในช่วง 75 - 90 เหรียญสหรัฐฯ จนถึงสิ้นปี 2552 เนื่องจากกองทุนการเก็งกำไรที่คาดการณ์ ถึงแนวโน้มเศรษฐกิจที่เริ่มมีสัญญาณการฟื้นตัว จึงส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ของประเทศปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 40.54, 34.94, 31.34, 30.54, 28.89 และ 26.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบัน มีการจัดเก็บภาษีประเภทต่างๆ ได้แก่ ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่ม รวมทั้งการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนประเภทต่างๆ คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันที่ 7 สิงหาคม 2552
4. นอกจากนี้ได้มีการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบายการ ส่งเสริมการผลิตพลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยกระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกของกองทุนน้ำมันฯ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันที่มีเอทานอลหรือไบโอดีเซลมากในระดับ ที่ต่ำกว่าน้ำมันที่มีเอทานอลหรือไบโอดีเซลน้อย เพื่อเป็นการจูงใจและส่งเสริมทั้งผู้ผลิตที่จะได้รับค่าการตลาดที่ สูงกว่าและผู้บริโภคที่จะได้รับราคาขายปลีกที่ต่ำกว่า
5. ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2552 ฐานะกองทุนน้ำมันฯสุทธิ 16,863 ล้านบาท (ทั้งนี้ยังไม่รวมถึงเงินที่กระทรวงการคลังจะต้องจ่ายคืนให้แก่กองทุน น้ำมันฯ จากการดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ของรัฐบาล ประมาณ 2,166 ล้านบาท) และฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2552 มีเงินสดเหลือ 14,856 ล้านบาท ทั้งนี้เมื่อพิจารณาการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบาย การส่งเสริมการผลิตพลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยอาศัยกลไกของกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารและจัดการพบว่ากองทุนน้ำมันฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 3,104 ล้านบาท/เดือน และกองทุนอนุรักษ์ฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 1,026 ล้านบาท/เดือน
6. กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายรัฐบาล โดยคำนึงถึงการบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชนครอบคลุมถึงภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรมและภาคการผลิต รวมทั้งภาคครัวเรือน โดยให้ความสำคัญกับการลดค่าครองชีพของประชาชนเป็นหลัก รวมทั้งการลดต้นทุนการผลิตเพื่อเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจโดยรวมของประเทศ ดังนี้
6.1 ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 2.00 บาท/ลิตร โดยอาศัยกลไกของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควบคู่ไปกับกลไกกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยการบริหารและจัดการ ดังนี้
(1) ยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของทั้งน้ำมัน เบนซินและน้ำมันดีเซล ที่ปัจจุบันเก็บอยู่ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.54 บาท/ลิตร
(2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.37 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 1.70 บาท/ลิตร เป็น 0.33 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 1.46 บาท/ลิตร
- การยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.54 บาท/ลิตร ตามข้อ ควบคู่ไปกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1.46 บาท/ลิตร ตามข้อ (2) รวมกันแล้วจะทำให้สามารถลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงได้ 2.00 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.37 บาท/ลิตร จะส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง ประมาณ 1,002 ล้านบาท/เดือน
(3) เพื่อจูงใจและส่งเสริมผู้ผลิต โดยให้มีค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 สูงกว่าน้ำมันดีเซล รวมทั้งจูงใจผู้ใช้น้ำมัน โดยทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่า น้ำมันดีเซล จึงจำเป็นต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีก 0.58 บาท/ลิตร จากปัจจุบันซึ่งชดเชยอยู่ 0.23 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.81 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล 1.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 421 ล้านบาท/เดือน
(4) เพื่อไม่ให้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลกระทบต่อเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ จึงต้องปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 95 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 7.00 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร และน้ำมันเบนซิน 91 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 5.70 บาท/ลิตร เป็น 6.20 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงขึ้นประมาณ 123 ล้านบาท/เดือน โดยที่การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันทั้ง 2 ประเภท จะไม่ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้น เนื่องจากการปรับเพิ่มจะทำพร้อมไปกับการยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของน้ำมันเบนซิน ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร เช่นเดียวกัน ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล การปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวมลดลงประมาณ 1,300 ล้านบาท/เดือน
6.2 ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) กระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกการกำหนดราคาขายส่งให้คงที่ในระดับ 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 10.99 บาท/กก. เพื่อทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ในระดับราคาประมาณ 18.13 บาท/กก. ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศต่ำกว่าต้นทุนการนำเข้าที่ปัจจุบันอยู่ในระดับประมาณ 550 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 18.59 บาท/กก. ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG ขาดแรงจูงใจในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ระดับ 350,000 ตัน/เดือน จะไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ ในระดับประมาณ 74,000 ตัน/เดือน โดยเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเฉลี่ยประมาณ 10.00 บาท/กก. ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 1 ปี คาดว่าจะเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 740 ล้านบาท/เดือน
6.3 มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อ เป็นทางเลือก โดยเฉพาะในกลุ่มของรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน จำนวนรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนเป็น NGV ประมาณ 30,000 คัน โดยรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ LPG กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดให้มีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวนประมาณ 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV ซึ่งมีค่าใช้จ่ายประมาณ คันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่สามารถช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
6.4 ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) กระทรวงพลังงานเห็นว่า NGV เป็นต้นทุนที่สำคัญต่อราคาสินค้าอุปโภคบริโภคที่ส่งผลต่อค่าครองชีพของ ประชาชน และต้นทุนที่สำคัญต่อภาคขนส่ง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ประกอบกับ ปัจจุบันราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มอบหมายให้ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดและจัดทำแผนการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่ง เสริมการใช้ NGV อย่างต่อเนื่องเพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนอย่างยั่งยืน ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นควรที่จะตรึงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 8.50 บาท/กก. ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 ปี (ส.ค. 52 - ส.ค. 53)
เพื่อไม่ให้การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวกระทบต่อแผนการขยายเครือข่าย และส่งเสริมการใช้ NGV ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ การกำหนดราคา NGV โดยขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550 - 2551 ในระดับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไปจึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง กระทรวงพลังงาน เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานรับไปดำเนินการชดเชยราคาขาย ปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า นอกจากนั้นการดำเนินการชดเชยดังกล่าวจะต้องคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย พร้อมทั้งมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่าย รวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
6.5 มาตรการตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ปัจจุบันค่า Ft ที่ประชาชนต้องจ่ายจะอยู่ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ซึ่งประกอบด้วย ค่า Ft คงที่ 46.83 สตางค์/หน่วย และค่า Ft ที่เปลี่ยนแปลงไป (เดลต้า Ft) 45.72 สตางค์/หน่วย โดยปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้รับภาระค่า Ft แทนประชาชนประมาณ 20,000 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้มีมาตรการตรึงค่า Ft เพื่อเป็นการลดภาระของประชาชน และเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันให้กับภาคอุตสาหกรรมตามที่ภาค อุตสาหกรรมได้ร้องขอ โดยกระทรวงพลังงานจะประสานการดำเนินการตามนโยบายดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับ กิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในรายละเอียดกับ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในทางปฏิบัติสามารถดำเนินการได้โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวจะทำให้สามารถคงค่า Ft ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ได้จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ทั้งนี้การตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. คิดเป็นวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท
6.6 การตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ การดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของ รัฐบาล โดยเฉพาะในประเด็นการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 2 บาท/ลิตร และ 0.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ จำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน และสถานีบริการ เนื่องจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง ผู้ผลิตจะส่งเงินเข้ากองทุนฯ พร้อมกับชำระภาษีสรรพสามิต ก่อนที่จะมีการขนส่งไปจำหน่ายในคลังน้ำมันและสถานีบริการทั่วประเทศ ดังนั้น น้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมันและสถานีบริการ จึงเป็นน้ำมันที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้วทั้งสิ้น เมื่อมีการลดอัตราเงินกองทุนฯ จะไม่มีผลย้อนหลังไปยังน้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมัน และสถานีบริการ ซึ่งส่งเงินเข้ากองทุนฯ ไปแล้วในอัตราเดิม ทำให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการเกิดผลการขาดทุนจากน้ำมันคงเหลือที่ ซื้อมาในราคาสูง มาลดราคาจำหน่ายตามอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ที่ลดลง ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการจะลดปริมาณน้ำมันคงเหลือที่ซื้อมาในราคา เก่าให้เหลือน้อยที่สุด หรือหยุดจำหน่ายชั่วคราว อาจทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันได้
เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว จะต้องมีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และ มีการชดเชยผลการขาดทุนให้แก่ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการ ซึ่งสามารถดำเนินการได้ โดยใช้อำนาจนายกรัฐมนตรีตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ../2552 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อนำเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาลงนามและเพื่อให้การดำเนินการดังกล่าวเป็นไป อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงมหาดไทย รวมทั้งสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการต่อไป
7. ประมาณการวงเงินเพื่อสนับสนุนการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้าน พลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาลตามข้อ 6 คาดว่ามีวงเงินเพื่อการสนับสนุน ดังนี้
7.1 กองทุนน้ำมันฯ ใช้เงินสนับสนุนจำนวนทั้งสิ้น 29,280 ล้านบาท แบ่งเป็น 1) ลดราคาน้ำมันดีเซลจำนวน 1,300 ล้านบาท/เดือน 2) ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG จำนวน 740 ล้านบาท/เดือน 3) ตรึงราคา NGV จำนวน 300 ล้านบาท/เดือน และ 4)โครงการเปลี่ยนแท็กซี่เป็น NGV 30,000 คัน ภายใน 4 เดือน จำนวน 300 ล้านบาท/เดือน อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ ประมาณ 3,104 ล้านบาท/เดือน กรณีที่ต้องสนับสนุนมาตรการดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง 2,640 ล้านบาท/เดือน เหลือเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 464 ล้านบาท/เดือน เพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบายการส่งเสริมการผลิต พลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ตามข้อ 4 รวมทั้งสำรองไว้เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
7.2 กฟผ. รับภาระการยืดเวลาการจ่ายคืนค่า Ft ของประชาชนประมาณ 10,000 ล้านบาท
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ที่ประชุมได้หยิบยกประเด็นภาระของกองทุนหากราคาน้ำมันปรับขึ้นมากกว่า 70 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ขึ้นมาพิจารณา ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า มาตรการตรึงราคา NGV จะไม่ทำให้เกิดภาระเพิ่มขึ้น เนื่องจากมาตรการได้กำหนดให้ ปตท. สามารถทยอยปรับราคาขึ้นได้ประมาณ 2 บาท/กก. ส่วนกรณีการตรึงราคาก๊าซ LPG หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นเป็น 80 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น เป็นประมาณ 600 - 650 เหรียญสหรัฐ/ตัน และทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 2 - 3 บาท/กก. จากปัจจุบันที่กองทุนน้ำมันฯ ได้จ่ายชดเชยอยู่ที่ 10 บาท/กก.นอกจากนี้ถ้าราคาน้ำมันเพิ่มขึ้นผู้ใช้น้ำมันจะหันมาใช้ก๊าซ LPG เพิ่มมากขึ้นซึ่งทำให้ต้องมีการนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นด้วย และกองทุนน้ำมันฯ อาจมีภาระเพิ่มขึ้น เพราะราคาก๊าซ LPG จะผันแปรตามราคาน้ำมัน แต่อย่างไรก็ตามมาตรการเปลี่ยนเป็นรถแท็กซี่ NGV จะลดการใช้ LPG ได้ และในเดือนมิถุนายน 2553 โรงแยกก๊าซที่ 6 จะเปิดเดินเครื่องซึ่งจะทำให้กำลังผลิตก๊าซ LPG ในประเทศเพิ่มขึ้น การนำเข้าก๊าซ LPG จะลดลง และจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ ลดลงได้
2.รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงในส่วนความพร้อมของสถานีบริการและบริการอื่นๆ เพื่อรองรับมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ ที่จะมีผู้ใช้ NGV เพิ่มขึ้นว่าปัจจุบันกระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการตามแผนขยายสถานีบริการ NGV และเครือข่ายเพื่อเตรียมรองรับนโยบายดังกล่าวแล้ว
3.ประธานฯ ได้สอบถามข้อดีและข้อเสียกรณีปรับลดเงินส่งเฉพาะกองทุนอนุรักษ์ฯ ทั้งหมด โดยไม่ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า ปัจจุบันกองทุนอนุรักษ์ฯ มีภาระผูกพันค่อนข้างมาก หากลดการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ มากเกินไปอาจทำให้มีผลกระทบต่อฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ในการจ่ายชดเชยการจ่ายหนี้ผูกพันและการพัฒนาส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้
4.ประธานฯ สอบถามเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ที่ได้จัดเก็บไว้แล้วจำนวน 7,596 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่าจะนำเสนอแนวทางการบริหารเงินดังกล่าวในการประชุม กพช. ในวันที่ 24 สิงหาคม 2552
5.ปลัดกระทรวงพลังงานได้เสนอความเห็นว่า ขอให้ที่ประชุมฯ มีมติให้โอนเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บไว้เพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งที่ได้จัดเก็บ ไว้แล้วประมาณ 7,596 ล้านบาท มาสมทบกับเงินสำหรับส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และลดอัตราจัดเก็บเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลสำหรับส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานจากที่เก็บอยู่ 0.25 บาท/ลิตร เหลือ 0.05 บาท/ลิตร และภายหลังระยะเวลา 1 ปี ให้กลับมาจัดเก็บในอัตราเดิม คือ 0.25 บาท/ลิตร ทั้งนี้เนื่องจากตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี จะต้องมีมาตรการในการส่งเสริมพลังงานทดแทนจำนวนมาก ซึ่งจะต้องใช้เงินจำนวนมากเพื่อผลักดันให้เป็นไปตามเป้าหมาย ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องใช้เงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ จำนวนนี้มาสนับสนุน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล ดังนี้
1.1 ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 2.00 บาท/ลิตร โดยอาศัยกลไกของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควบคู่ไปกับกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยการบริหารและจัดการ ดังนี้
(1) ยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของทั้งน้ำมัน เบนซินและน้ำมันดีเซล ที่ปัจจุบันเก็บอยู่ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร และให้โอนเงินที่ได้จัดเก็บไว้แล้วในส่วนนี้ประมาณ 7,596 ล้านบาท มาสมทบกับเงินสำหรับส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และลดอัตราจัดเก็บเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลสำหรับส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานจากที่เก็บอยู่ 0.25 บาท/ลิตร เหลือ 0.05 บาท/ลิตร เป็นระยะเวลา 1 ปี จนถึงสิ้นเดือนสิงหาคม 2553 หลังจากนั้นให้กลับมาจัดเก็บในอัตราเดิม คือ 0.25 บาท/ลิตร รวมลดอัตราเงินเก็บเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.75 บาท/ลิตร
(2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.17 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 1.70 บาท/ลิตร เป็น 0.53 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 1.25 บาท/ลิตร การยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.75 บาท/ลิตร ตามข้อ (1) ควบคู่ไปกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1.25 บาท/ลิตร ตามข้อ (2) รวมกันแล้วจะทำให้สามารถลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงได้ 2.00 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.17 บาท/ลิตร จะส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง ประมาณ 856 ล้านบาท/เดือน
(3) เพื่อจูงใจและส่งเสริมผู้ผลิต โดยให้มีค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 สูงกว่าน้ำมันดีเซล รวมทั้งจูงใจผู้ใช้น้ำมัน โดยทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล จึงจำเป็นต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีก 0.58 บาท/ลิตร จากปัจจุบันซึ่งชดเชยอยู่ 0.23 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.81 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล 1.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 421 ล้านบาท/เดือน
(4) เพื่อไม่ให้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลกระทบต่อเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ จึงต้องปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 95 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 7.00 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร และน้ำมันเบนซิน 91 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 5.70 บาท/ลิตร เป็น 6.20 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงขึ้นประมาณ 123 ล้านบาท/เดือน โดยที่การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันทั้ง 2 ประเภท จะไม่ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้น เนื่องจากการปรับเพิ่มจะทำพร้อมไปกันกับการยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของน้ำมันเบนซิน ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร เช่นเดียวกัน ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวมลดลงประมาณ 1,154 ล้านบาท/เดือน
1.2 ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553)
กระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกการกำหนดราคาขายส่งให้คงที่ในระดับ 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 10.99 บาท/กก. เพื่อทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศต่ำกว่าต้นทุนการนำเข้าที่ปัจจุบันอยู่ในระดับประมาณ 550 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 18.59 บาท/กก. ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG ขาดแรงจูงใจในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ระดับ 350,000 ตัน/เดือน จะไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ ในระดับประมาณ74,000 ตัน/เดือน โดยเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเฉลี่ยประมาณ 10.00 บาท/กก. ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 1 ปี คาดว่าจะเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 740 ล้านบาท/เดือน
1.3 มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่
กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นทางเลือก โดยเฉพาะในกลุ่มของรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน จำนวนรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนเป็น NGV ประมาณ 30,000 คัน โดยรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ LPG กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดให้มีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวนประมาณ 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV ซึ่งมีค่าใช้จ่ายประมาณ คันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่สามารถช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
1.4 ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553)
กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า NGV เป็นต้นทุนที่สำคัญต่อราคาสินค้าอุปโภคบริโภคที่ส่งผลต่อค่าครองชีพของ ประชาชน และต้นทุนที่สำคัญต่อภาคขนส่ง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ประกอบกับ ปัจจุบันราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มอบหมายให้ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดและจัดทำแผนการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่ง เสริมการใช้ NGV อย่างต่อเนื่องเพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนอย่างยั่งยืน ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นควรที่จะตรึงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 8.50 บาท/กก. ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 ปี (ส.ค. 52 - ส.ค. 53)
เพื่อไม่ให้การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว กระทบต่อแผนการขยายเครือข่ายและส่งเสริมการใช้ NGV ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550 - 2551 ในระดับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และ ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไปจึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นควร มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานรับไปดำเนินการชดเชยราคาขาย ปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกันกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า นอกจากนั้นในการดำเนินการชดเชยดังกล่าวจะต้องคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย และมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
1.5 มาตรการตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553
ปัจจุบันค่า Ft ที่ประชาชนต้องจ่ายจะอยู่ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ซึ่งประกอบด้วย ค่า Ft คงที่ 46.83 สตางค์/หน่วย และค่า Ft ที่เปลี่ยนแปลงไป (เดลต้า Ft) 45.72 สตางค์/หน่วย โดยปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้รับภาระค่า Ft แทนประชาชนประมาณ 20,000 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้มีมาตรการตรึงค่า Ft เพื่อเป็นการลดภาระของประชาชน และเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันให้กับภาคอุตสาหกรรมตามที่ภาค อุตสาหกรรมได้ร้องขอ โดยกระทรวงพลังงานจะประสานการดำเนินการตามนโยบายดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับ กิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในรายละเอียดกับ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในทางปฏิบัติก็สามารถดำเนินการได้โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวจะทำให้สามารถคงค่า Ft ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ได้จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ทั้งนี้ การตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. คิดเป็นวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท
1.6 การตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ
การดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของ รัฐบาล โดยเฉพาะในประเด็นการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 2 บาท/ลิตร และ 0.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ จำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน และสถานีบริการ เนื่องจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง ผู้ผลิตจะส่งเงินเข้ากองทุนฯ พร้อมกับชำระภาษีสรรพสามิต ก่อนที่จะมีการขนส่งไปจำหน่ายในคลังน้ำมันและสถานีบริการทั่วประเทศ ดังนั้น น้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมันและสถานีบริการ จึงเป็นน้ำมันที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้วทั้งสิ้น เมื่อมีการลดอัตราเงินกองทุนฯ จะไม่มีผลย้อนหลังไปยังน้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมัน และสถานีบริการ ซึ่งส่งเงินเข้ากองทุนฯ ไปแล้วในอัตราเดิม ทำให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการเกิดผลการขาดทุนจากน้ำมันคงเหลือที่ ซื้อมาในราคาสูง มาลดราคาจำหน่ายตามอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ที่ลดลง ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการจะลดปริมาณน้ำมันคงเหลือที่ซื้อมาในราคา เก่าให้เหลือน้อยที่สุด หรือหยุดจำหน่ายชั่วคราว อาจทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันได้
เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว จะต้องมีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และมีการชดเชยผลการขาดทุนให้แก่ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการ ซึ่งสามารถดำเนินการได้ โดยใช้อำนาจนายกรัฐมนตรีตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ../2552 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อนำเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาลงนาม
เพื่อให้การดำเนินการดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงมหาดไทย รวมทั้งสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปดำเนินการปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง ตามข้อ 1 ภายใน 1 สัปดาห์ หลังจากที่คณะรัฐมนตรีได้พิจารณาให้ความเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ
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
กพช. ครั้งที่ 122 - วันพฤหัสบดีที่ 13 พฤศจิกายน 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ที่ 3/2551 (ครั้งที่ 122)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 13 พฤศจิกายน พ.ศ. 2551 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุมวิเทศสโมสร ส่วนที่ 2 กระทรวงการต่างประเทศ
1.การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
2.แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3.การจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
4.แนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง
5.การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
6.โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
7.สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB) ฉบับใหม่
8.รายงานผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในช่วงที่ผ่านมา
9.นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
10.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
11.การรักษาเสถียรภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
12.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
15.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์
16.การส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์ รองนายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า การประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เป็นการประชุมที่สำคัญ จึงขอให้คณะกรรมการทุกท่านช่วยแสดงข้อคิดเห็น ทั้งข้อเสนอแนะหรือข้อทักท้วง ได้อย่างเปิดกว้าง อย่างไรก็ตาม ในเรื่องเกี่ยวกับอำนาจและภารกิจของคณะกรรมการต่างๆ ที่จะนำเสนอเข้า กพช. ถ้าหากมีประเด็นขัดแย้งขอให้ปรึกษาหารือกันก่อน โดยไม่ควรถกเถียงในที่ประชุม ซึ่งจะทำให้เสียเวลาการประชุม และหากเรื่องใดไม่มีความขัดแย้ง ให้นำเสนอ กพช. โดยขอความเห็นชอบแล้วนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 1 การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากกระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการหารือและศึกษาดูงานเกี่ยวกับนโยบายส่งเสริมเชื้อเพลิง ชีวภาพ ณ สหพันธ์สาธารณรัฐบราซิล ระหว่างวันที่ 8 - 15 มิถุนายน 2551 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2551 ต่อมากระทรวงพลังงานจึงได้จัดตั้งคณะกรรมการส่งเสริมการผลิตการใช้ E85 เพื่อจัดทำร่างวาระแห่งชาติการส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการขึ้นซึ่งทุกฝ่ายเห็นด้วยในหลักการว่าจะเกิดประโยชน์ ต่อเศรษฐกิจของประเทศ โดยเฉพาะการลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมัน การสร้างมูลค่าเพิ่มทางการเกษตร
2. รัฐบาลได้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลตั้งแต่ปี 2547 โดยมีเป้าหมายการใช้เอทานอล 2.4 ล้านลิตร/วัน ภายในปี 2554 และประเทศไทยมีวัตถุดิบที่เหลือจากการบริโภค อุตสาหกรรมในประเทศ และการส่งออกสามารถสนับสนุนการผลิตเอทานอลขั้นต่ำ 2.95 ล้านลิตร/วัน ปัจจุบันมีโรงงานได้รับอนุญาต 47 ราย กำลังผลิตรวม 12.3 ล้านลิตร/วัน โดยเดือนกันยายน 2551 มีจำนวนผู้ผลิต 11 ราย กำลังผลิต 1.58 ล้านลิตร/วัน ผลิตจริง 8 ราย เฉลี่ย 0.85 ล้านลิตร/วัน นอกจากนี้ยังมีผู้ผลิตที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2552 อีก 9 ราย กำลังผลิต 2.19 ล้านลิตร/วัน รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 3.77 ล้านลิตร/วัน จากการที่ภาครัฐได้มีมาตรการสนับสนุน ประกอบด้วย การทำให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอลถูกกว่าน้ำมันเบนซิน 91 และเบนซิน 95 การประชาสัมพันธ์ ศึกษาวิจัยและทดลอง เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้ประชาชน ส่งผลให้การจำหน่ายและการใช้แก๊สโซฮอลขยายตัวสูง โดยเดือนกันยายน 2551 มีสถานีบริการจำหน่ายแก๊สโซฮอล จำนวน 4,132 แห่ง เฉลี่ย 9.72 ล้านลิตร/วัน เพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2550 ร้อยละ 82 และเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ร้อยละ 37
3. กระทรวงพลังงานได้กำหนด Road Map การส่งเสริมการใช้ E85 โดยในปี 2551 - 2552 เริ่มทดลอง Fleet และนำเข้ารถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) เชิงพาณิชย์บางส่วนประมาณ 1,000 คัน เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชน และเปิด Line การผลิตรถ (FFV) ในประเทศตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นไป การส่งเสริมการใช้ E85 ตาม Road Map ข้างต้น จะเกิดประโยชน์ต่อประเทศชาติ 447,377 ล้านบาท ภายใน 10 ปีข้างหน้า
ตารางที่ 1 Road Map การส่งเสริมการใช้ E85
รายการ | ระยะสั้น (2551-2552) |
ระยะกลาง (2553-2557) |
ระยะยาว (2558-2561) |
รถ หัวฉีด สะสม (ล้านคัน) | 3.11 | 3.15 | 3.18 |
รถ อี 20 สะสม (ล้านคัน) | 0.32 | 0.97 | 1.36 |
รถ FFV สะสม (ล้านคัน) | 0.001 | 0.40 | 1.07 |
รวมรถยนต์ (ล้านคัน) | 3.43 | 4.52 | 5.61 |
เอทานอลรถหัวฉีด (อี10) (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.97 | 1.64 | 1.65 |
เอทานอลสำหรับรถ อี 20 (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.21 | 1.05 | 1.47 |
เอทานอลสำหรับรถ FFV (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.004 | 1.66 | 4.55 |
เอทานอลสำหรับรถ จยย. (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.16 | 0.33 | 0.41 |
รวมเอทานอล (ล้านลิตรต่อวัน) | 1.34 | 4.69 | 8.08 |
ลดการใช้เบนซินสะสมเป็นเงิน* (ล้านบาท) | 14,810 | 148,590 | 386,720 |
การสร้างมูลค่าเพิ่มรายสาขาการผลิตสะสมเป็นเงิน#(ล้านบาท) | 2,345 | 20,930 | 60,657 |
รวมผลประโยชน์ต่อประเทศ (ล้านบาท) | 17,155 | 169,520 | 447,377 |
หมายเหตุ : * ราคาเบนซินเฉลี่ยคงที่ 30 บาท/ลิตร
4. แนวทางส่งเสริมการใช้ E85 ประกอบด้วยมาตรการ ดังนี้
4.1 มาตรการด้านภาษีรถยนต์ ปี 2551 - 2552 ลดอากรนำเข้ารถยนต์ FFV สามารถใช้น้ำมันเบนซินทั่วไป จนถึงน้ำมัน E85) จาก ร้อยละ 80 เหลือ ร้อยละ 60 เป็นจำนวน 1,000 คัน ลดภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV ขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 2,000 ซีซี จาก ร้อยละ 25 เหลือ ร้อยละ 22 และขนาดความจุกระบอกสูบมากกว่า 2,000 ซีซี จาก ร้อยละ 30 เหลือ ร้อยละ 27
4.2 มาตรการส่งเสริมวัตถุดิบ การผลิตเอทานอล และน้ำมัน E85 ครบวงจร เพื่อสนับสนุนการส่งเสริมการใช้ E85 และเพิ่มประสิทธิภาพในระยะยาว ดังนี้
- ส่งเสริมการเพิ่มผลผลิตต่อไร่ ของอ้อยเป็น 15 ตัน/ไร่ และมันสำปะหลังเป็น 5 ตัน/ไร่ กำหนดการเพิ่มพื้นที่การเพาะปลูกในพื้นที่รกร้างว่างเปล่าและที่ราชพัสดุ
- พิจารณาความเหมาะสมราคาเอทานอลให้สอดคล้องกับวัตถุดิบในประเทศทั้งในระยะสั้นและระยะยาว
- กำหนดราคา E85 ให้มีราคาขายปลีกต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 เนื่องจากประสิทธิภาพความร้อนของ E85 น้อยกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ประมาณร้อยละ 23
- พิจารณาสนับสนุนการผลิตน้ำมัน E85 ครบวงจร ตั้งแต่การจัดทำแผนการผลิต E85 ของโรงกลั่นน้ำมัน การพัฒนาระบบ logistics ระบบคลังน้ำมันและการ Blending
- จัดทำโครงการ Fleet รถยนต์ E85 เพื่อส่งเสริมการใช้และสนับสนุนการวิจัยพัฒนา ในปี 2551 โดยจัดให้มีผู้นำเข้ารถ FFV มาทดสอบประสิทธิภาพอันเนื่องมาจากความต่างพื้นที่และชนิดน้ำมัน ความสิ้นเปลืองน้ำมันเชื้อเพลิง Emission Cold Start เป็นต้น
- สนับสนุนเงินทุนส่งเสริมจากรัฐในการวิจัยและพัฒนา เช่น การพัฒนาพันธุ์วัตถุดิบและการใช้เซลลูโลสเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอล การผลิตเอทานอล การพัฒนารถยนต์ FFV
5. เพื่อให้การส่งเสริมการใช้ E85 เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพเป็นรูปธรรม จึงเห็นควรให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องร่วมดำเนินการตามแผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการการส่ง เสริมการใช้ E85 แบบครบวงจรให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการใช้น้ำมัน E85 เป็นวาระแห่งชาติ และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลาที่กำหนดตามแผนปฏิบัติ การการส่งเสริมการใช้ E85 ครบวงจร โดยให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการดำเนินงานและประสานกับหน่วย งานที่เกี่ยวข้องต่อไป
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
3.เห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถ ยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี ที่จะนำเข้ามาจำหน่ายในราชอาณาจักร จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 และใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ที่ผลิต และต้องจำหน่ายภายในราชอาณาจักร ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 และหลังจากวันที่ 31 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป มอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ FFV ให้สอดคล้องกับโครงสร้างภาษีรถยนต์ประเภทอื่นทั้งระบบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และได้มีมติเห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG และยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการส่งออกก๊าซ LPG ยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศต่อไป โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาคและเห็นชอบหลัก เกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนต้นทุนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไป สู่ระดับจริง คือร้อยละ 60 ต่อร้อยละ 40 รวมทั้งได้ มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. ได้เห็นชอบยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1.20 บาท/กิโลกรัม จากราคา 16.81 บาท เป็น 18.01 บาท/กิโลกรัม และต่อมาในวันที่ 4 มกราคม 2551 ได้เห็นชอบการปรับสูตรราคา ก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เท่ากับต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกร้อยละ 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 7 มกราคม 2551 และวันที่ 30 มกราคม 2551 ได้เห็นชอบราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ของเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้นกิโลกรัมละ 20 สตางค์ จากราคา 18.01 เป็น 18.21 บาท/กิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG จากการที่รัฐบาลได้มีนโยบายในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนโดยการ รักษาระดับราคาสินค้าอุปโภค บริโภคและราคาพลังงานให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม และได้มีมติ ดังนี้ (1) ให้คงราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เท่ากับต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้จนถึงประมาณเดือนกรกฎาคม 2551 แล้วจึงจะพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้งหนึ่ง (2) ให้คงราคาก๊าซหุงต้มในภาคครัวเรือนไว้ ณ ระดับราคาของเดือนมีนาคม 2551 ส่วนก๊าซ LPG ที่นำไปใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม (ยกเว้นปิโตรเคมี) ให้ปรับเพิ่มขึ้นตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปชำระหนี้เงิน ชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG (3) ให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณที่นำเข้า ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป และ (4) ให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการนำก๊าซ LPG ไปจำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซ LPG
4. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้พิจารณาเรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน และมีมติให้ชะลอการปรับราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนเพื่อลดแรงกดดันค่าใช้จ่ายในภาคครัวเรือน จากการปรับตัวสูงขึ้นของราคาพลังงานเป็นระยะเวลา 6 เดือน (1 สิงหาคม 2551 - 31 มกราคม 2552)
5. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ประกอบไปด้วย ราคาของโรงแยกก๊าซฯ และราคาส่งออก (ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน) ในสัดส่วนร้อยละ 95 ต่อ 5 (332.75 $/ตัน) ซึ่งเป็นระดับราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตในประเทศที่สัดส่วนร้อยละ 60 ต่อ 40 (456.53 $/ตัน) และราคาตลาดโลก (490.00 $/ตัน) ทั้งนี้ราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตจริงในประเทศที่ระดับ 23.24 บาท/กิโลกรัม และราคาตลาดโลกที่ระดับ 24.48 บาท/กิโลกรัม ในขณะที่การจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศมาจาก โรงแยกก๊าซฯ ประมาณร้อยละ 60 และจากโรงกลั่นน้ำมันประมาณร้อยละ 40 ส่วนความต้องการใช้หลัก จะอยู่ในภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 46 ในภาคขนส่งร้อยละ 17 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 15 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 22
6. การที่รัฐบาลเข้ามากำหนดราคาขายปลีก LPG อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนที่ควรจะเป็น ทำให้ความต้องการใช้เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว โดยเฉพาะความต้องการในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนน้ำมัน ส่งผลให้ปริมาณการผลิต LPG ในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นมา และต้องนำเข้าโดย ปตท. ตั้งแต่เดือนเมษายน - ตุลาคม 2551 จำนวน 375,953 ตัน คิดเป็นภาระเงินชดเชยการนำเข้าให้แก่ ปตท. ประมาณ 7,423 ล้านบาท ในขณะเดียวกันขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และกระจายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคจำกัดไม่พอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น และเพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาควรปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น และเพื่อให้สอดคล้องกับมติ ครม. ที่ให้ชะลอการปรับขึ้นราคาก๊าซหุงต้มออกไปอีก 6 เดือน จึงควรพิจารณาปรับขึ้นราคาเฉพาะก๊าซ LPG ที่ใช้ในรถยนต์และอุตสาหกรรม ซึ่งจะทำให้เกิดปัญหา 1) การส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม อาจไม่ครบถ้วน 2) การลักลอบ นำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรมและ 3) การนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือนไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะรวมทั้งการลักลอบถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังในครัวเรือนไปใช้ในยานพาหนะและโรงงานอุตสาหกรรม
7. การแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ประกอบด้วยแนวทางต่างๆ ดังนี้
7.1 มาตรการด้านราคา
7.1.1 การแก้ไขปัญหาในระยะสั้น จำเป็นจะต้องปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น โดยมีหลักการกำหนดหลักการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สอดคล้องกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 คือ ปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG เฉพาะในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม โดยหลักการจัดสรรการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศ จะถูกจัดสรรไปให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก และจัดสรรให้ภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ หากปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีไม่เพียงพอกับความต้อง การใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศมารองรับกับความต้องการใช้ในส่วนที่ขาด
การกำหนดส่วนต่างราคาในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ที่ประมาณ 6.00 บาท/กิโลกรัม หรือ 3.24 บาท/ลิตร ใช้หลักการคำนวณส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (10.9960 บาท/กิโลกรัม) กับต้นทุนก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม (24.5000 บาท/กิโลกรัม) ซึ่งคำนวณได้จากสัดส่วนของมูลค่าของยอดปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศที่เหลือจากการใช้ในภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีและมูลค่า ของปริมาณก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศกับปริมาณการใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม
7.1.2 แนวทางการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมโดยใช้วิธีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่ง เข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้แก่ กรณี 1 ปรับเพิ่มเดือนละ 1 บาท/กิโลกรัม (0.54 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 6 เดือน และกรณี 2 ปรับเพิ่มเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม (1.08 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ เพื่อทยอยเพิ่มส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม (3.24 บาท/ลิตร)
7.1.3 แนวทางการลดภาระจากการนำเข้าก๊าซ LPG ได้แก่ 1) แนวทางที่ 1 กรณีไม่มีการปรับขึ้นราคาจะทำให้ภาระนำเข้าสะสม ณ เดือนตุลาคม 2551 ที่ระดับ 7,423 ล้านบาท คาดว่าจะเพิ่มขึ้นเป็น และ 12,890 ล้านบาท ณ สิ้นปี 2551 และ 2552 ตามลำดับ ทั้งนี้ คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2551 ได้เห็นชอบให้ ปตท. รับภาระจากการนำเข้าก๊าซ LPG แทนภาครัฐในวงเงินไม่เกิน 10,000 ล้านบาท 2) แนวทางที่ 2 กรณีปรับขึ้นราคาเดือนละ 1 บาท/กิโลกรัม เป็นเวลา 6 เดือน คาดว่าจะสามารถหยุดภาระหนี้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2552 และชำระหนี้ได้หมดภายในเดือนธันวาคม 2553 และ 3) แนวทางที่ 3 กรณีปรับขึ้นราคาเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน คาดว่าหยุดภาระหนี้ภายในเดือนมกราคม 2552 และชำระหนี้ได้หมดภายในเดือนพฤศจิกายน 2553
7.1.4 การปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งและอุตสาหกรรมจำเป็นต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อกลุ่มรถแท็กซี่ใน กรุงเทพฯ ซึ่งมีอยู่ประมาณ 70,000 คัน แยกเป็น รถแท็กซี่ติดก๊าซ LPG จำนวน 42,700 คัน และติดก๊าซ NGV จำนวน 27,300 คัน จึงต้องเร่งความพร้อมของสถานีบริการก๊าซ NGV ซึ่งต้องใช้เวลาอีกประมาณ 6 เดือน และควรให้มีมาตรการจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV มากขึ้น ดังนี้ 1) มีการจัดสรรจำนวนรถแท็กซี่ที่จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV ประมาณ 5,000 คัน/เดือน แยกเป็น รถใหม่ 800 คัน/เดือน และรถเก่า 4,200 คัน/เดือน เป็นเวลา 4 เดือน 2) รถแท็กซี่ใหม่ ปตท. ออกค่าถังก๊าซ NGV 28,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันฯ โดยกระทรวงพลังงานออกค่าติดตั้ง 12,000 บาท/คัน และ 3) รถแท็กซี่เก่า ปตท. ออกค่าติดตั้งและค่าถังก๊าซ NGV 40,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันฯ โดยกระทรวงพลังงานออกค่าชดเชยอุปกรณ์ก๊าซ LPG เก่า 3,000 บาท/คัน จากการคืนซากอุปกรณ์ก๊าซ LPG ให้กระทรวงพลังงานเพื่อนำไปทำลาย ทั้งนี้ ตามมาตรการจูงใจดังกล่าว ปตท. รับภาระค่าใช้จ่ายประมาณ 761.6 ล้านบาท และกองทุนน้ำมันฯ รับภาระค่าใช้จ่ายประมาณ 88.8 ล้านบาท
7.2 มาตรการจูงใจ เพื่อชะลอความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้น โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG อย่างประหยัด ให้ความรู้ความเข้าใจเรื่องระบบราคาก๊าซ LPG ว่าต้องมีการเปลี่ยนแปลงเหมือนระบบราคาน้ำมันซึ่งต้องเป็นไปตามราคาตลาดโลก โดยชี้แจงให้ทราบว่าในปัจจุบันราคา LPG ต่ำกว่าราคาต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้เพื่อให้เกิดความคุ้นเคยและยอมรับกับระบบราคา LPG ที่ต้องปรับตัวตามราคาตลาดโลกในอนาคต และถึงแม้ราคาก๊าซ LPG เมื่อได้ปรับตัวสูงขึ้นแล้ว ก็ยังคงมีระดับราคาที่ต่ำกว่าน้ำมัน รวมทั้งประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ NGV ในภาคขนส่งทราบถึงความก้าวหน้าของเครือข่ายการให้บริการก๊าซ NGV นอกจากนี้ ยังมีการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมและจูงใจกลุ่มรถแท็กซี่ให้ปรับเปลี่ยน เครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV ภายในเดือนเมษายน 2552 ซึ่งราคาก๊าซ NGV ต่ำกว่าราคาก๊าซ LPG เพื่อเป็นอีกทางเลือกหนึ่งด้วย รวมทั้งรณรงค์ให้ภาคอุตสาหกรรมใช้ก๊าซ LPG อย่างมีประสิทธิภาพเพื่อลดต้นทุนในการผลิต
7.3 แนวทางการแก้ไขปัญหาขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และ กระจายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคจำกัดไม่พอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น เนื่องจากต้องพึ่งพา ปตท. แต่เพียงผู้เดียว จำเป็นต้องเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับก๊าซ LPG ของคลังนำเข้าและขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจายก๊าซ LPG ของคลังภูมิภาค รวมทั้ง ปรับเพิ่มอัตราการสำรองตามกฎหมายของก๊าซ LPG ในปัจจุบัน ที่ระดับร้อยละ 0.5 ของปริมาณการค้า ให้สูงขึ้นในอัตราเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันที่ประเทศได้มีการนำเข้ามาจาก ต่างประเทศแล้ว
7.4 แนวทางการแก้ไขปัญหาจากการกำหนดราคาก๊าซ LPG เป็น 2 ราคา
7.4.1 กำหนดวิธีการคำนวณปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 ระยะ เพื่อแก้ไขปัญหาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่ครบถ้วน ดังนี้ 1) ช่วง 6 เดือนแรก คำนวณปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยใช้ปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ในปี 2550 เฉลี่ยรายเดือน 2) ช่วงหลังจาก 6 เดือนไปแล้ว กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งติดตั้งมิเตอร์เพื่อตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ อาจกำหนดให้เติมสาร Marker ในก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนด้วยก็ได้
7.4.2 กำหนดให้ติดตั้งมิเตอร์ที่โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งและเปรียบเทียบปริมาณก๊าซ LPG ที่บรรจุลงในถังก๊าซ LPG กับปริมาณที่โรงบรรจุรับก๊าซ LPG จากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากพบว่ามีความแตกต่างจะใช้ปริมาณที่ต่ำกว่าหรือส่อให้เห็นเจตนาทุจริต จะต้องดำเนินคดีตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรีมีโทษจำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ
7.4.3 การแก้ไขปัญหาการนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือน ไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะและการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG จำเป็นต้อง 1) ออกกฎหมายควบคุมการใช้ถังก๊าซ LPG ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยใช้พระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงอันตรายที่จะเกิดขึ้นจากการใช้ถังก๊าซ LPG ผิดประเภทและการถ่ายเทก๊าซ 3) ใช้กำลังเจ้าหน้าที่ตำรวจตรวจสอบ จับกุม และดำเนินคดีโดยเคร่งครัด ตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคา
1.1.1 เห็นชอบให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น โดยวิธีการกำหนดเพดานให้ประกอบด้วยต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และกำหนดราคาฐานตามต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550
1.1.2 เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคา ดังนี้
1) หลักการการจัดสรรปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศ ให้กับปริมาณความต้องการในภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก ส่วนปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรข้างต้นจะถูกนำไปจัดสรรให้กับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ หากปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรในลำดับแรกไม่เพียงพอกับปริมาณความต้องการใช้ในภาคขน ส่งและอุตสาหกรรม ให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศมารองรับในส่วนที่ขาด
2) หลักการการกำหนดส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม หรือ 3.24 บาท/ลิตร โดยให้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาทบทวนการคำนวณตามหลักการการกำหนดส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยน แปลงไป
3) แนวทางการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมโดยวิธีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่ง เข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เพิ่มขึ้นเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม (1.08 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 3 เดือนโดยเดือนแรกเพิ่มขึ้น 2 บาท/กิโลกรัม เดือนที่สองเพิ่มขึ้นเป็น 4 บาท/กิโลกรัม และเดือนที่สามเพิ่มขึ้นเป็น 6 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนที่สี่เป็นต้นไป ให้ใช้อัตราที่เพิ่มขึ้นเป็น 6 บาท/กิโลกรัม โดยทยอยปรับเพิ่มส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม (3.24 บาท/ลิตร) โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการพิจารณาในรายละเอียดต่อไป
1.1.3 เมื่อการดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคาโดยเฉพาะการชำระหนี้จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้หมดแล้ว มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนและนำเสนอ กพช. พิจารณาหลักการในการคำนวณราคาก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ในขณะนั้นต่อไป
1.1.4 เห็นชอบมาตรการจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV จำนวนไม่เกิน 20,000 คัน ให้แล้วเสร็จภายในระยะเวลาประมาณ 4 เดือน ดังนี้ 1) จัดสรรจำนวนรถแท็กซี่ที่มีความประสงค์จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV ประมาณ 5,000 คัน/เดือน แยกเป็น รถแท็กซี่ใหม่จำนวน 800 คัน/เดือน และ รถแท็กซี่เก่าจำนวน 4,200 คัน/เดือน 2) สำหรับรถแท็กซี่ใหม่ทาง ปตท. จะเป็นผู้ออกค่าถังก๊าซ NGV จำนวน 28,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกระทรวงพลังงานจะเป็นผู้ออกค่าติดตั้งจำนวน 12,000 บาท/คัน 3) สำหรับรถแท็กซี่เก่าที่ติดตั้งก๊าซ LPG ทาง ปตท. จะเป็นผู้ออกค่าติดตั้งและค่าถังก๊าซ NGV จำนวน 40,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกระทรวงพลังงานจะเป็นผู้ออกค่าชดเชยอุปกรณ์ LPG เก่า จำนวน 3,000 บาท/คัน จากการที่รถแท็กซี่เก่าต้องคืนซากอุปกรณ์ก๊าซ LPG ให้กับกระทรวงพลังงานเพื่อนำไปทำลายซากต่อไป
1.2 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการจูงใจ โดยประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนทั้งในภาคครัวเรือน ขนส่งและอุตสาหกรรมใช้ก๊าซ LPG อย่างประหยัดและให้ประชาชนเข้าใจถึงระบบการกำหนดราคาก๊าซ LPG รวมทั้งรณรงค์ในประเด็นราคาขายปลีกที่ใช้อยู่ในปัจจุบันเป็นราคาที่ต่ำกว่า ราคาตามตลาดโลก ประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมและจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่มีการใช้ LPG ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV ให้ได้ภายในเดือนเมษายน 2552 บริหารและจัดการ รวมทั้งประชาสัมพันธ์ให้ทราบถึงความก้าวหน้าการขยายระบบเครือข่ายการให้ บริการ NGV อย่างทั่วถึง ความสะดวกสบายของรถที่ใช้ NGV ที่เพิ่มขึ้นเป็นลำดับ
1.3 เพิ่มขีดความสามารถในการรองรับก๊าซ LPG ของคลังนำเข้าและขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจายก๊าซ LPG ของคลังภูมิภาค รวมทั้ง ปรับเพิ่มอัตราการสำรองตามกฎหมายของก๊าซ LPG จากในปัจจุบัน ที่ระดับร้อยละ 0.5 ของปริมาณการค้า ให้สูงขึ้นในอัตราที่เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันที่ประเทศได้มีการนำเข้ามา จากต่างประเทศแล้ว ตามแนวทางการแก้ไขปัญหาขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และกระจายก๊าซ LPG ให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ในประเทศ
1.4 แนวทางการแก้ไขปัญหาจากการกำหนดราคาก๊าซ LPG เป็น 2 ราคา ดังนี้
- 1.4.1 กำหนดวิธีการคำนวณปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 ระยะ ดังนี้ 1) ช่วง 6 เดือนแรก ใช้ปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ในปี 2550 เฉลี่ยรายเดือน คำนวณปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2) ช่วงหลังจาก 6 เดือนไปแล้ว กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งติดตั้งมิเตอร์เพื่อตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ อาจกำหนดให้เติมสาร Marker ในก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนด้วยได้
- 1.4.2 กำหนดให้ติดตั้งมิเตอร์ที่โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งและเปรียบเทียบปริมาณก๊าซ LPG ที่บรรจุลงในถังก๊าซ LPG กับปริมาณที่โรงบรรจุรับก๊าซ LPG จากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรม และใช้บทลงโทษผู้กระทำความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรีมีโทษจำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ
- 1.4.3 การแก้ไขปัญหาการนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือน ไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะและการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG ดังนี้ 1) ออกกฎหมายควบคุมการใช้ถังก๊าซ LPG ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยใช้พระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2552 2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงอันตรายจากการใช้ถังก๊าซ LPG ผิดประเภทและการถ่ายเทก๊าซ 3) ใช้กำลังเจ้าหน้าที่ตำรวจตรวจสอบ จับกุม และดำเนินคดีโดยเคร่งครัด ตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรี
2.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายใน รับผิดชอบในการติดตามและกำกับดูแลค่าการตลาดของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมแก่ผู้บริโภคต่อไปโดยเร็ว แล้วรายงานผลการดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป
3.เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการต่างๆ ภายใต้ กพช. จำนวน 5 คณะ ดังนี้ 1) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศ เพื่อนบ้าน 2) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความ ปลอดภัย 3) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้อง ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง 4) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซ ปิโตรเลียมเหลวและ 5) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถ แท็กซี่จากการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์
4.มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลาที่กำหนดตามตารางแสดงแผนปฏิบัติงานการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG
เรื่องที่ 3 การจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 เห็นชอบ เรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน เพื่อลดผลกระทบจากสถานการณ์พลังงานและราคาสินค้าให้แก่ประชาชนผู้มีรายได้ น้อย ควบคู่ไปกับหลักการประหยัดพลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานทางเลือก ซึ่งหนึ่งใน 6 มาตรการนั้นคือ การลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 25 กรกฎาคม 2551ถึงวันที่ 31 มกราคม 2552 โดยปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลที่มีเอทานอลผสมอยู่ไม่น้อยกว่า ร้อยละ 9 จากอัตราภาษี 3.3165 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0165 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.25 โดยน้ำหนัก จากอัตราภาษี 2.305 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0898 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมไม่น้อยกว่า ร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 2.1898 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0898 บาทต่อลิตร
2. เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดทุนในสินค้าคงเหลือเมื่อมีการปรับลดภาษี ได้มีคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 ลงวันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เป็นต้นไป เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมัน และเจ้าของสถานีบริการได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. กระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ถึง เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจแห่งชาติ เพื่อรายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน สรุปได้ดังนี้ จากการตรวจรถน้ำมันคงเหลือเมื่อคืนวันที่ 24 กรกฎาคม 2551 พบว่าน้ำมันคงเหลือในส่วนที่เป็นน้ำมันพื้นฐานรอการผสม คือ น้ำมันเบนซินก่อนการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลพื้นฐานก่อนการผสมไบโอดีเซล ซึ่งโดยปกติไม่ควรจะมีผลกำไร ขาดทุน จากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต เนื่องจากจำนวนภาษีสรรพสามิตที่จ่ายไปควรจะได้รับกลับคืนมาเท่ากัน แต่ตามมาตรา 101 แห่ง พ.ร.บ. ภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 ซึ่งเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2534 ได้วางหลักการให้เป็นกรณีของการลดหย่อนภาษีมิใช่การคืนภาษี ดังนั้น เมื่อมีการลดอัตราภาษีสรรพสามิต หากผู้ค้าน้ำมันที่มีน้ำมันพื้นฐานคงเหลือจะขอลดหย่อนภาษีก็จะได้รับคืน เพียง 0.0165 บาทต่อลิตร 0.005 บาทต่อลิตร และ 0.0898 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ตามลำดับ จากอัตราเดิมที่จ่ายไป 3.3165 บาทต่อลิตร 2.305 บาทต่อลิตร และ 2.1898 บาทต่อลิตรตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องจ่ายชดเชยผลขาดทุนทั้งหมด แต่ในตอนที่มีกำไรจากการปรับขึ้นภาษี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะเก็บผลกำไรคืนไม่ได้ เนื่องจากกรมสรรพสามิตจะเรียกเก็บภาษีเพิ่มเติมในอัตราใหม่ ผู้ค้าน้ำมันจึงไม่มีกำไรส่วนเกินปกติที่จะให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเรียก เก็บได้ ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องสูญเสียเงินจากการจ่ายชดเชยน้ำมันพื้นฐานคง เหลือ ประมาณ 2,345.445 ล้านบาท จึงเห็นสมควรขออนุมัติงบกลางจำนวน 2,345.445 ล้านบาท จ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. สศช. ได้มีหนังสือ ลงวันที่ 15 สิงหาคม 2551 แจ้งว่า สศช. ได้นำผลการดำเนินงาน ปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอ รายงานให้คณะกรรมการติดตามภาวะเศรษฐกิจ การเงิน การคลัง โดยที่ประชุมเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเสนอเรื่อง ขออนุมัติงบกลางจำนวน 2,345.445 ล้านบาท เพื่อจ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมทั้งให้ความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การพิจารณาชดเชยอาจกระทำภายหลังเมื่อมาตรการสิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการแล้ว โดยให้กระทรวงพลังงาน กรมสรรพสามิต และสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง พิจารณารายละเอียดร่วมกัน (2) ในภาวะที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลง กระทรวงพลังงานควรพิจารณาเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มเติม เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาไม่ให้มีความผันผวนมากเกินไป
5. ต่อมา สศช. ได้มีหนังสือลงวันที่ 19 กันยายน 2551 แจ้งให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทางเลือกในการดำเนินมาตรการในช่วงราคาน้ำมัน ดิบปรับตัวลดลง ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม สำหรับการชดเชยหนี้กองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 1-2 บาทต่อลิตร และใช้เป็นเงินทุนสำหรับการรักษาระดับราคาน้ำมันในประเทศในระยะต่อไป และ (2) ปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต ให้เท่ากับอัตราเดิมก่อนที่จะปรับลดตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551
6. สนพ. ได้มีประกาศสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เรื่อง ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชย ลงวันที่ 1 กันยายน 2551 โดยได้กำหนดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพมหานคร และปริมณฑล ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดลงทั่วประเทศ และอัตราเงินชดเชย ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2551
7. เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาในการแจ้งให้ผู้ประกอบการขอรับเงินชดเชยจากกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง (ณ วันที่ 22 ตุลาคม 2551) กรมธุรกิจพลังงานได้สรุปประมาณการจ่ายเงินชดเชยและเงินเก็บเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง สำหรับมาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ดังนี้ (1) น้ำมันสำเร็จรูป จ่ายเงินชดเชย 818.316 ล้านบาท (2) น้ำมันพื้นฐาน จ่ายเงินชดเชย 2,398.741ล้านบาท ซึ่งจะไม่สามารถเรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อมีการปรับเพิ่ม ภาษีสรรพสามิต ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลขาดทุน ประมาณ 2,398.741 ล้านบาท
8. ต่อมาเมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2551 กระทรวงพลังงาน ได้จัดการประชุมหารือร่วมกับ สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงบประมาณ สศช. กรมธุรกิจพลังงาน และ สนพ. เพื่อพิจารณาในหลักการการขอเบิกงบกลาง เพื่อจ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และที่ประชุมมีมติให้นำเสนอ ครม. เพื่อขออนุมัติในหลักการขอเงินจากงบกลางของงบประมาณประจำปี 2552 ที่เหลือจ่าย มาชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน และหากงบกลางของปีงบประมาณประจำปี 2552 ไม่มีเงินเพียงพอที่จะชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้กระทรวงพลังงาน ตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว
ทั้งนี้ การพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการ ตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน มอบหมายให้ กระทรวงพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต และสำนักงบประมาณ ร่วมกันพิจารณาวงเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริงต่อไป
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติในหลักการให้กระทรวงการคลังตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้จ่ายชดเชย ภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
2.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิงเมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ซึ่งประกอบด้วยผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต และ สำนักงบประมาณ เพื่อพิจารณาวงเงินการชดเชยที่เกิดขึ้นจริง
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังจากการใช้หนี้ที่เกิดจากการตรึงราคาน้ำมันฯจนหมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันฯ 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันฯ ได้เพียงพอในระดับหนึ่งแล้ว ประมาณ 10,000 ล้านบาท ก็ให้เพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่โอนไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร
2. กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติ (1) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.07 บาท/ลิตร เป็น 0.25 บาท/ลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง 0.18 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 (2) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.25 บาท/ลิตร เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.20 บาท/ลิตร จาก 0.75 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
3. กพช. เมื่อวันที่ 13 ธ.ค. 50 ได้มีมติ (1) ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75 บาท/ลิตร 0.25 บาท/ลิตร 0.75 บาท/ลิตร และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป (2) ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร 0.45บาท/ลิตร 0.95 บาท/ลิตร และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป
4. กพช. เมื่อวันที่ 12 มี.ค. 51 ได้มีมติเห็นชอบการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลในส่วนที่เก็บไว้สำหรับโครงการระบบขนส่งลง 0.50 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวจนถึงประมาณสิ้นเดือน ก.ค. 51 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯพิจารณาทบทวนการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของ น้ำมันดีเซล แล้วนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งต่อไป
5. ครม. เมื่อวันที่ 15 ก.ค. 51 ได้มีมติ เรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนในค่าครองชีพจากปัญหาน้ำมันแพง โดยลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีผลทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันฯลดลง เป็นระยะเวลา 6 เดือน นับตั้งแต่วันที่ 25 ก.ค. 51 ถึงวันที่ 31 ม.ค. 52 ดังนี้ ภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลลดลง 3.30 บาท/ลิตร ดีเซลหมุนเร็วลดลง 2.30 บาท/ลิตร และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 2.10 บาท/ลิตร
6. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการดำเนินการให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 มี.ค. 51 และ 13 ธ.ค. 50 นั้น เป็นการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อันจะส่งผลทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นตามไปด้วย ซึ่งไม่สอดคล้องกับ มติ ครม. เมื่อวันที่ 15 ก.ค. 51 รวมทั้งฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 ก.ย. 51 มีเงินสุทธิประมาณ 1,562 ล้านบาท ซึ่งยังอยู่ในระดับที่ไม่ถึง 10,000 ล้านบาท ที่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯมีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุก เฉินและเพื่อเป็นการแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันฯ ดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯจึงยังไม่ได้ดำเนินการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ
7. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่มีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับนโยบายเร่งรัดโครงการลงทุนขนาดใหญ่ในระบบขนส่ง ฝ่ายเลขานุการฯพิจารณาแล้วจึงเห็นควรนำเสนอปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันดีเซล จาก 0.00 บาท/ลิตร เป็น 0.50 บาท/ลิตร ส่วนอัตราเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 ยังคงเก็บในอัตราเดิม คือ 0.50 บาท/ลิตร
8. ฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 24 ต.ค. 51 อยู่ที่ 7,884 ล้านบาท แยกเป็นเงินที่ใช้ตามแผนงานปกติ 5,057 ล้านบาท และโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 2,827 ล้านบาท การปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งดังกล่าวข้างต้น จะทำให้มีรายรับเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการระบบขนส่งเพิ่มขึ้นอีก 483 ล้านบาท/เดือน จาก 131 ล้านบาท/เดือน เป็น 614 ล้านบาท/เดือน
9. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา (1) ขอความเห็นชอบชะลอการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร ที่เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 2551 ออกไปจนกระทั่งกองทุนน้ำมันฯได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุก เฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันฯได้เพียงพอในระดับหนึ่ง ประมาณ 10,000 ล้านบาท แล้วให้ฝ่ายเลขานุการฯนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง (2) ขอความเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และดีเซลหมุนเร็ว B2 อัตรา 0.50 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ชะลอการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2550 จนถึงเมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะ ฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันได้เพียงพอในระดับหนึ่ง ประมาณ 10,000 ล้านบาท แล้วให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2.เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับโครงการการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และดีเซล อัตรา 0.50 บาท/ลิตร
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ
หน่วย : บาท/ลิตร
ชนิดน้ำมัน | อัตราปัจจุบัน | อัตราใหม่ | ||||
แผนงานปกติ | ขนส่ง | รวม | แผนงานปกติ | ขนส่ง | รวม | |
เบนซิน 95 | 0.25 | 0.50 | 0.75 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
เบนซิน 91 | 0.25 | 0.50 | 0.75 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
แก๊สโซฮอล 95 E10 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
แก๊สโซฮอล 91 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
แก๊สโซฮอล 95 E20 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
ดีเซล | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
ดีเซลหมุนเร็ว B5 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 5 การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2539 เห็นชอบตามมาตรการที่คณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตแห่งชาติ (ป.ป.ป.) เสนอสำหรับหน่วยงานของรัฐ ในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องสั่งซื้อโดยตรงจาก ปตท. หรือองค์กรที่ได้รับสิทธิพิเศษตามมติคณะรัฐมนตรี และเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2542 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติตามมติคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงาน และรัฐวิสาหกิจที่กำหนดให้การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. โดยตรงโดยวิธีกรณีพิเศษ
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เห็นชอบแนวทางการแปรรูป ปตท. โดยให้ ปตท. คงสิทธิพิเศษในการขายน้ำมันกับหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจต่อไป ยกเว้นกรณีของ กฟผ. ที่ยังให้คงสัดส่วนการซื้อจาก ปตท. และการซื้อโดยวิธีประกวดราคาในสัดส่วน 80 ต่อ 20 ต่อไป ทั้งนี้ สิทธิพิเศษดังกล่าวจะสิ้นสุดลงเมื่อ ปตท. หมดสภาพจากการเป็นรัฐวิสาหกิจ
3. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 เห็นชอบให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ได้รับสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐ วิสาหกิจ เช่นเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รับ เนื่องจากมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจในรูปบริษัทเช่นเดียวกัน โดยกำหนดให้ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานอื่นของรัฐ ถือปฏิบัติในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
3.1 การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนไม่ถึง 10,000 ลิตร ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ หรือว่าด้วยระเบียบว่าด้วยการพัสดุของหน่วยงานนั้นๆ ซึ่งจะดำเนินการโดยวิธีใดขึ้นอยู่กับวงเงินในการจัดซื้อในแต่ละกรณี
3.2 การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ จำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก บมจ. ปตท. หรือ บริษัทบางจากฯ หรือคลังน้ำมัน หรือสถานีจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ บมจ. ปตท. หรือบริษัทบางจากฯ โดยตรง โดยวิธีกรณีพิเศษ ยกเว้นการจัดซื้อน้ำมันเตาของ กฟผ. ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้จัดซื้อจาก บมจ. ปตท. ร้อยละ 80 ส่วนที่เหลือร้อยละ 20 ให้จัดซื้อตามข้อบังคับของ กฟผ. ว่าด้วยการพัสดุ
4. สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีได้ขอให้คณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงาน รัฐและวิสาหกิจตรวจสอบมติคณะรัฐมนตรีที่มีความซ้ำซ้อน ล้าสมัย ไม่จำเป็นและขัดกฎหมาย หรือไม่สอดคล้องกับบทบัญญัติของรัฐธรรมนูญ ตลอดจนพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี พ.ศ. 2546 ว่าสมควรยกเลิกหรือปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวอย่างไร หรือไม่ เพราะเหตุใด
5. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วมีความเห็นและข้อเสนอ ดังนี้
5.1 ปัจจุบันบริษัท บางจากฯ ได้พ้นจากสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจแล้ว คงเหลือแต่เพียง บมจ. ปตท. ที่รัฐยังคงเป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่ที่มีสัดส่วนการถือหุ้นอยู่มากกว่าร้อยละ 50 ซึ่งยังถือว่าคงมีสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่ตามพระราชบัญญัติวิธีการงบ ประมาณ พ.ศ. 2502 ดังนั้น จึงเห็นควรให้คงสิทธิพิเศษประเภทบังคับสำหรับ ปตท. ต่อไป เพื่อให้เป็นไปตามมติที่ประชุมระหว่างกรมบัญชีกลาง กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2546 ที่เห็นว่าสมควรให้คงสิทธิพิเศษประเภทบังคับต่อไปจนกว่า บมจ. ปตท. จะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติมีมติต่อไป ทั้งนี้ ขึ้นอยู่ว่ากรณีใดจะถึงกำหนดก่อน
5.2 เห็นสมควรให้มีการทบทวนยกเลิก แก้ไข หรือปรับปรุง มติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 เรื่อง การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการต่างๆ ที่ได้เห็นชอบตามมติของคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจ ที่ให้บริษัท บางจากฯ ได้รับสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่อง การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมของส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ เช่นเดียวกับที่ บมจ. ปตท. ได้รับ ให้คงเหลือเพียง บมจ. ปตท. เพียงรายเดียวที่ได้รับสิทธิพิเศษตามเหตุผลข้อ 5.1
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คงสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่องการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสำหรับ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ต่อไป จนกว่าจะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติจะมีมติต่อไป ทั้งนี้ ขึ้นอยู่ว่ากรณีใดจะถึงกำหนดก่อน
2.เห็นชอบให้ยกเลิกสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่องการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยที่ให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) เนื่องจากบริษัทบางจากฯ ได้พ้นจากสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจแล้ว
เรื่องที่ 6 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ และเป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 และวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ตามลำดับ ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) ส่วนอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 น้ำเทิน 1 น้ำเงี้ยบ หงสาลิกไนต์ และน้ำอู ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการฯ จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มี การจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการดังกล่าวในรูปแบบเดียวกับโครงการที่ได้มีการลงนามแล้ว รวมทั้ง ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า(Tariff MOU)กับผู้ลงทุน สปป.ลาว รวม 5 โครงการ ปัจจุบันมี 2 โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ส่วนอีก 3 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำเงี้ยบ น้ำอู และหงสาลิกไนต์ ซึ่ง Tariff MOU ยังไม่หมดอายุ แต่ผู้ลงทุน สปป.ลาวได้มีหนังสือขอยกเลิก Tariff MOU และขอเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยให้เหตุผลว่าต้นทุนค่าก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้น
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2551 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาแนวทางดำเนินการสำหรับโครงการใน สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU แล้วมีมติเห็นชอบให้คณะอนุกรรมการประสานฯ นำเรื่องเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบ ดังนี้
3.1 เห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว จำนวน 3 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี้ยบ และโครงการน้ำอู
3.2 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าจากผู้พัฒนาโครงการที่ สปป. ลาว เสนอมา
4. สำหรับโครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว มี 2 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 และน้ำงึม 3 ซึ่ง กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 และ MOU ได้หมดอายุในวันที่ 17 มิถุนายน 2551 สรุปรายละเอียดของโครงการได้ดังนี้
4.1 โครงการน้ำงึม 3 : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย GMS Lao (27%), Marubeni (25%), บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง (25%) และรัฐบาล สปป. ลาว (23%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 2,212 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2556
4.2 โครงการน้ำเทิน 1: กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย Gamuda Berhad (40%), บมจ. ผลิตไฟฟ้า (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 1,996 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2556
ทั้งนี้ ทั้งสองโครงการมีแผนที่จะก่อสร้างระบบส่งมาเชื่อมกันที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงนา บงใน สปป. ลาว และส่งขายพลังงานไฟฟ้าให้ไทย ณ ชายแดนจังหวัดหนองคาย และเชื่อมกับระบบของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
5. ส่วนโครงการที่ Tariff MOU ยังไม่หมดอายุ แต่ขอยกเลิก Tariff MOU มี 3 โครงการ สรุปรายละเอียดของโครงการได้ ดังนี้
5.1 โครงการหงสาลิกไนต์ : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (40%), ราชบุรี (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,653 เมกะวัตต์ ส่งขายให้ไทย ที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์ และขายให้ สปป. ลาว 175 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 10,443 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมีนาคม 2556 จุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลท์ ณ ชายแดนไทย - สปป. ลาว บริเวณจังหวัดน่าน โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 26 มิถุนายน 2552
5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย Kansai Electric Power (45%), EGAT International (30%) และรัฐบาล สปป. ลาว (25%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 260 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 1,374 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เดือนมกราคม 2557 โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 12 ธันวาคม 2551
5.3 โครงการน้ำอู : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Sinohydro Corporation จำกัด นักลงทุนรายอื่น ๆ และรัฐบาล สปป. ลาว ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,043 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 4,273 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2558 จุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลท์ ณ ชายแดนไทย - สปป.ลาว บริเวณจังหวัดน่าน โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 25 พฤษภาคม 2552
6. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2551 รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของไทยเรื่องต้นทุนค่าก่อสร้าง ของโครงการต่างๆ ที่เพิ่มขึ้น โดยขอให้มีการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่กับกลุ่มผู้ลงทุนรายเดิมอีกครั้ง ซึ่งมีรายชื่อโครงการและกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ดังนี้
โครงการ | COD เดิม | COD ใหม่ |
เทิน หินบุนส่วนขยาย | 2555 | 2555 (คงเดิม) |
หงสาลิกไนต์ | 2556 | 2556 (คงเดิม) |
น้ำงึม 2 | 2556 | 2556 (คงเดิม) |
น้ำเทิน 1 | 2556 | 2557 |
น้ำงึม 3 | 2556 | 2557 |
น้ำเงี้ยบ | 2557 | 2558 |
น้ำอู | 2558 | 2558 (คงเดิม) |
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ที่หมดอายุจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 และรับทราบการขอยกเลิก Tariff MOU จำนวน 3 โครงการ จากผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี๊ยบ และ โครงการน้ำอู
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน พิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว
เรื่องที่ 7 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB) ฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ TENAGA NASIONAL BERHAD (TNB) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า HVDC System Interconnection Agreement (SIA 2002) ฉบับวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 อายุสัญญา 25 ปี โดยสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน
2. ต่อมา กฟผ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 เพื่อซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 MW (HVDC 300 MW + HVAC 30 MW) อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) อัตรารับซื้อไฟฟ้าคิดเป็น Tier ปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย ในราคาลดหลั่นลงตามลำดับ โดยมีเงื่อนไขที่ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่มขึ้นได้หากต้นทุนเชื้อเพลิง สูงขึ้น
3. ในช่วงที่ผ่านมา TNB ได้ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าขึ้น 2 ครั้ง โดยครั้งแรกปรับเพิ่มขึ้น ร้อยละ 14 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนกันยายน 2548 - ธันวาคม 2549 ครั้งที่สองปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2550 - พฤษภาคม 2550 และได้มีการขยายอายุสัญญาออกไป 2 ครั้ง (โดยใช้ราคาเดิม) ซึ่งอายุสัญญาได้สิ้นสุดเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2551 ทั้งนี้การปรับราคาครั้งที่ 2 ได้ดำเนินการตามแนวทางที่ได้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) รับทราบ เมื่อวันที่ มิถุนายน 2550 โดย กพช. มีมติรับทราบตามมติคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ในการพิจารณาการขอปรับเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB แล้ว โดยมีมติรับทราบ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลัง ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ถึงสิ้นสุดสัญญาวันที่ 31 พฤษภาคม 2550 และ (2) ขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2550 ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ตามข้อ (1) ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานฯ มีข้อสังเกตที่สำคัญเกี่ยวกับการเปลี่ยนราคาและการขยายอายุสัญญารับซื้อ ไฟฟ้าจาก TNB ซึ่งเป็นการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่เป็นสาระสำคัญของสัญญา และมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จึงเห็นควรให้ กฟผ. นำผลการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่เสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ ลงนามในสัญญาต่อไป
4. คณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2551 ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากอัตราเดิม 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier ที่ราคาเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 19.90 ในปีแรกของสัญญา (2) เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ฉบับใหม่ และให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก TNB ฉบับใหม่ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในข้อ (1) และ (2) ต่อไป
5. สาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่ ยังคงหลักการในสัญญาฉบับเดิมคือ ซื้อขายแบบ Non-Firm (จะซื้อขายกันต่อเมื่อทั้งสองฝ่ายมีความพร้อมซื้อและพร้อมขาย) โดยมีการปรับปรุงเงื่อนไขด้านราคาและทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าเป็นรายปี ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในสัญญา หรืออัตราค่าไฟฟ้าที่จะตกลงกันใหม่ ต้องมีผลบังคับใช้แล้วอย่างน้อย 1 ปี โดยสรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาได้ดังนี้
5.1 สัญญามีอายุ 3 ปีนับจากวันลงนามในสัญญา
5.2 การซื้อขายพลังไฟฟ้ามีปริมาณซื้อขายสูงสุด 330 MW แยกเป็นระบบ HVDC = 300 MW และระบบ HVAC = 30 MW โดยซื้อขายในลักษณะ Non-Firm และปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 19.90
5.3 ชำระเป็นเงิน Malaysian Ringgit หรือ US Dollar ภายใน 30 วันหลังรับใบเรียกเก็บเงิน กรณีชำระเงินล่าช้าจะเสียดอกเบี้ย 1 % ต่อเดือน
5.4 Natural Gas Shortfall และ Generation Constraint(s) : กรณีเกิดเหตุขัดข้องในการจ่ายไฟฟ้า TNB จะต้องแจ้ง กฟผ. ล่วงหน้า พร้อมเสนอปริมาณพลังงานไฟฟ้าและราคามาใหม่ โดย กฟผ. มีสิทธิเลือกจะซื้อหรือไม่ซื้อก็ได้
5.5 การทบทวนราคารายปี คู่สัญญาสามารถเสนอขอปรับราคาได้ ภายใต้เงื่อนไขการทบทวนราคารายปี โดยต้องแจ้งล่วงหน้าอย่างน้อย 3 เดือนพร้อมรายละเอียดเหตุผลการขอปรับราคา และจะต้องคง ราคาที่ตกลงกันอย่างน้อย 1 ปี ถ้าการเจรจายังไม่ได้ข้อยุติภายใน 3 เดือน จะใช้ราคารับซื้อเดิมต่อไปอีก 1 เดือน หากยังตกลงราคากันไม่ได้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมก็จะถูกพักไว้ และการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างทั้งสองฝ่ายจะกลับไปใช้สัญญา HVDC SIA 2002 จนกระทั่งการเจรจาราคาใหม่แล้วเสร็จ
6. แนวทางการพิจารณาความเหมาะสมของการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น
6.1 จากสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงถ่านหินตามสัญญา (Contracted Price) ที่เพิ่มขึ้นจากระดับ 52 เหรียญสรอ. ต่อตัน ในปี 2550 เป็นประมาณ 80 เหรียญสรอ. ต่อตันในปี 2551 หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 54 เมื่อเปรียบเทียบกับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน BLCP ในกรณีที่มีการปรับราคาถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 54 เช่นกัน พบว่า TNB จะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 19.90
6.2 การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก TNB จะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB จะมีราคาต่ำกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้ายในช่วงที่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการ ใช้ไฟฟ้าสูง และกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินหรือโรงไฟฟ้าในภาคใต้ เช่น โรงไฟฟ้าขนอม และโรงไฟฟ้า จะนะ มีการหยุดซ่อมบำรุงจะทำให้ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ด้วยน้ำมันเตา ซึ่งมีต้นทุนการผลิตที่สูงมากในระดับ 5.34 บาท/หน่วย ทั้งนี้ กฟผ. จะพิจารณารับซื้อในกรณีที่ระบบมีความต้องการและราคารับซื้อถูกกว่าราคาที่ กฟผ. ผลิตได้เอง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Bulk Energy จาก TNB ประเทศมาเลเซีย ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากอัตราเดิม 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier ที่ราคาเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 19.90 ในปีแรกของสัญญา
2.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม Supplemental Agreement to The High Voltage Direct Current (HVDC) System Interconnection Agreement 2002 ฉบับใหม่ ระหว่าง TNB ประเทศมาเลเซียกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่เปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติใหม่
เรื่องที่ 8 รายงานผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในช่วงที่ผ่านมา
สรุปสาระสำคัญ
1. ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีพลโทหญิงพูนภิรมย์ ลิปตพัลลภ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินงานตามนโยบายต่างๆ ซึ่งมีผลการดำเนินงาน ดังนี้
1.1 นโยบายที่ 1 เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน โดยการจัดหาพลังงานให้เพียงพอต่อ การพัฒนาประเทศ ได้ดำเนินการส่งเสริมและกำกับดูแลให้มีการผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทใน ประเทศเพิ่มขึ้นเป็น 223,000 บาร์เรล/วัน เร่งผลิตและจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 343 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน พร้อมทั้งได้ลงนามในข้อตกลงร่วม HOA กับประเทศพม่าในการรับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง M9 ตลอดจน ได้เปิดเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะ จังหวัดสงขลา (ขนาด 710 เมกะวัตต์) ซึ่งเป็นครั้งแรกที่ได้นำก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า เป็นต้น
1.2 นโยบายที่ 2 ส่งเสริมให้มีการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้มีราคาพลังงานที่เหมาะสมเป็นธรรม และก่อให้เกิดการแข่งขันลงทุนในธุรกิจพลังงานมีมาตรฐานคุณภาพการบริการที่ดี และมีความปลอดภัย ได้ดำเนินการบรรเทาผลกระทบปัญหาราคาน้ำมันแพงโดยการปรับลดราคาน้ำมันดีเซลลง 0.90 บาท/ลิตร โดยใช้วิธีบริหารรายรับรายจ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานฯตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 จนถึงปัจจุบัน ขอความร่วมมือจาก 4 โรงกลั่นในเครือ ปตท.จัดสรรน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในปริมาณ 122 ล้านลิตรต่อเดือน เป็นเวลา 6 เดือน (มิ.ย. - พ.ย. 51) รวม 732 ล้านลิตร ที่มีราคาต่ำกว่าราคาดีเซลหมุนเร็วปกติ 3 บาทต่อลิตร รวมเป็นมูลค่า 2,196 ล้านบาท ลดภาษีสรรพสามิตลง 3 บาท/ลิตร จนถึงวันที่ 31 มกราคม 2552 ตามมาตรการ "6 มาตรการ 6 เดือน" และได้รักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซหุงต้ม LPG คงไว้ที่ 18.13 บาท/กก. เพื่อแก้ไขปัญหาราคาสินค้าอุปโภคบริโภคราคาสูง
นอกจากนี้ ได้ช่วยเหลือกลุ่มเรือประมงในโครงการน้ำมันม่วงและโครงการน้ำมันเขียวที่ จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่มีราคาถูกกว่าราคาน้ำมันบนบกปกติ รวมทั้งได้ผลักดันการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้ ดำเนินการด้านการคุ้มครองผู้บริโภค และกำกับดูแลให้ กฟผ. บริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพทำให้ลดค่า Ft ได้ 6.0 สตางค์/หน่วย ในรอบเดือนมิถุนายน-กันยายน 2551 เป็นต้น
1.3 นโยบายที่ 3 ส่งเสริมพัฒนาและวิจัยพลังงานทดแทนทุกรูปแบบเพื่อเป็นทางเลือกแก่ประชาชน โดยได้จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี หรือ Renewable Energy Development Plan (REDP) ขยายผลการใช้เอทานอลเพื่อใช้ทดแทนน้ำมันเบนซินโดยเฉพาะการขยายผลสู่ E85 ให้เป็นอีกทางเลือกหนึ่งของประเทศ ส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ที่ใช้แก๊สโซฮอล E20 นอกจากนี้ได้กำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มีราคาต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร และส่งเสริมการแก้ปัญหาการใช้ NGV โดยการเพิ่มอุปทานของก๊าซฯ ด้วยการขยายกำลังการผลิตของสถานีแม่ เพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซฯ และการบริหารจัดการแยกสถานีบริการ NGV รองรับรถขนาดใหญ่ แยกออกจากสถานีบริการขายปลีกทั่วไปที่รองรับรถขนาดเล็ก เป็นต้น
1.4 นโยบายที่ 4 ส่งเสริมการประหยัดพลังงานอย่างจริงจังและต่อเนื่อง โดยเมื่อเดือนเมษายน 2551 กระทรวงพลังงานได้ออกมาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน มีเป้าหมายประหยัดเงินกว่า 110,000 ล้านบาท/ปี ประกอบด้วย 11 มาตรการหลัก และต่อมาเมื่อเดือนพฤษภาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบมาตรการเร่งรัดประหยัดพลังงานเพิ่มเติมประกอบด้วย มาตรการการประหยัดในภาครัฐ มาตรการประหยัด ภาคประชาชน และมาตรการบังคับ
1.5 นโยบายที่ 5 ส่งเสริมการพัฒนา ผลิต และใช้พลังงานควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อม ส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เพื่อช่วยบรรเทาสภาวะโลกร้อน โดยผลักดันให้โรงกลั่นปรับปรุงระบบการผลิตเพื่อผลิตน้ำมันยูโร 4 และขยายผลโครงการ CDM ด้านพลังงาน 41 โครงการ ซึ่งสามารถลด CO2 ได้ 2.9 ล้านตัน/ปี
2. ผลงานในช่วงวิกฤตราคาน้ำมันแพง กระทรวงพลังงานได้ขอความร่วมมือจาก 4 โรงกลั่นในเครือ ปตท. เพื่อสนับสนุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีราคาถูกกว่าดีเซลปกติ 3 บาทต่อลิตร จำนวน 732 ล้านลิตร มูลค่า 2,196 ล้านบาท เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้เดือดร้อนกลุ่มต่างๆ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาจัดสรรน้ำมันดังกล่าว ให้แก่ รถโดยสารในเขต กทม.จำนวน 14,600 คัน (35.5 ล้านลิตร) ประมงชายฝั่งและเกษตรกรผู้เลี้ยงกุ้ง กรมขนส่งทางน้ำฯ กรมประมง ปริมาณ 60, 1.13, และ 0.108 ล้านลิตร ตามลำดับ และจัดสรรให้จังหวัดที่ประสบอุทกภัยจากภัยทางธรรมชาติ 5 จังหวัดๆ ละ 100,000 ลิตร ซึ่งมีน้ำมันดีเซลเหลืออีกประมาณ 628.13 ล้านลิตรเพื่อรอรับการจัดสรรต่อไป
3. การส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) โดยเพิ่มกำลังการผลิตและจ่ายก๊าซของสถานีแม่และสถานีที่อยู่แนวท่อส่งก๊าซ จาก 1,330 ตันต่อวันในเดือนมกราคม 2551 เพิ่มเป็น 2,900 ตันต่อวันในเดือนสิงหาคม 2551 และผลักดันให้มีสถานี NGV ขนาดใหญ่เพิ่มขึ้นเป็น 5 แห่ง ภายในสิ้นปี 2551 และได้ตั้งเป้าที่จะขยายจำนวนสถานีบริการ NGV ปกติให้ได้ 355 สถานี ภายในปี 2551 และเพิ่มเป็น 740 สถานี ในปี 2555 รวมทั้งผลักดันให้มีรถยนต์ NGV จากเดิม 55,000 คัน เพิ่มขึ้นกว่าเท่าตัวเป็น 110,000 คัน ในเดือนกันยายน 2551
4. มาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประกาศ 11 มาตรการ ประหยัดพลังงานเพื่อประชาชาน เพื่อเป็นการรณรงค์สร้างนิสัยการประหยัดพลังงานให้กับประชาชนอย่างจริงจัง พร้อมทั้งกำหนดกลไกสนับสนุนเพื่อสร้างแรงจูงใจ แบ่งเป็น
4.1 มาตรการด้านกฎหมายบังคับ ประกอบด้วย 4 มาตรการ ได้แก่ 1)มาตรการติดฉลากประหยัดไฟฟ้าไฟท์บังคับโดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2552 2) Standby Power 1 - watt รักษ์โลกโดยให้ผลิตอุปกรณ์ที่กินไฟขณะปิดเครื่องอยู่ให้กินไฟน้อยกว่า 1 Watt 3) มาตรการฐานอาคารก่อสร้างใหม่ "Building Energy Code" และ 4) การกำกับอนุรักษ์พลังงานในโรงงาน/อาคารควบคุม - ISO พลังงาน
4.2. มาตรการด้านการบริหาร ประกอบด้วย 3 มาตรการ ได้แก่ 1) สินเชื่อครัวเรือนโดยปล่อยสินเชื่อดอกเบี้ย 0% ให้ประชาชนกู้เพื่อซื้ออุปกรณ์ประหยัดพลังงาน รายละ 10,000 - 30,000 บาท วงเงินรวม 1,000 ล้านบาทโดยใช้เงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ 2) สินเชื่อพลังงานโดยร่วมกับสถาบันการเงินปล่อยสินเชื่อให้ภาคอุตสาหกรรมเพื่อ ปรับปรุงประสิทธิภาพเครื่องจักร โดยได้ปล่อยสินเชื่อแล้วรวม 19,162.5 ล้าน 3) จัดตั้งหน่วย "พลังงานเคลื่อนที่ หรือ คลินิกพลังงานเคลื่อนที่" เพื่อให้ความรู้ด้านการประหยัดพลังงาน และการพัฒนาพลังงานทดแทนให้ประชาชนในชนบท
4.3 มาตรการด้านสังคม ประกอบด้วย 4 มาตรการ ได้แก่ 1) โครงการ "วัด - มัสยิด ประหยัดไฟร่วมใจสมานฉันท์โดยให้วัดเปลี่ยนมาใช้หลอดประหยัดพลังงาน 2) โครงการ 555 โดยรณรงค์ให้ผู้บริโภคหันมาซื้ออุปกรณ์ไฟฟ้าเบอร์ 5 จำนวน 3 ชนิด ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ พัดลม และตู้เย็น 3) โครงการ "แอร์สะอาดเพิ่ม เงินบาทให้ครัวเรือน" โดยรณรงค์สร้างจิตสำนึกให้ประชาชนล้างทำความสะอาดเครื่องปรับอากาศอย่างน้อย ปีละ 2 ครั้ง และ 4) ปรับแต่งเครื่องยนต์ "Tune up" เพื่อลดการใช้พลังงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2551 รัฐบาลได้แถลงนโยบายต่อรัฐสภาโดยกำหนดนโยบายการบริหารราชการตามแนวทางปรัชญา ของเศรษฐกิจพอเพียงและบทบัญญัติของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ระยะ คือ ระยะเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรก (1 ข้อ) และระยะการบริหารราชการ 3 ปีของรัฐบาล (7 ข้อ)
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวนโยบายพลังงานของประเทศให้สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลที่มุ่งเน้น การแก้ไขปัญหาราคาพลังงานในระยะสั้น และการวางพื้นฐานเพื่อการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง และยั่งยืน สอดคล้องกับหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยแบ่งเป็น 5 ข้อดังนี้
2.1 นโยบายที่ 1 : เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้มีพลังงานใช้อย่างเพียงพอต่อการพัฒนา ประเทศและให้พึ่งพาตนเองทางพลังงานได้มากขึ้น เพื่อความอยู่ดีกินดีของประชาชน โดย : พึ่งพาแหล่งผลิตพลังงานภายในประเทศเพื่อเสถียรภาพด้านพลังงานของประเทศ ทั้งน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ และไฟฟ้า โดยตั้งเป้าหมายเร่งรัดการสำรวจและผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งใน ประเทศและพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เพิ่มเป็น 250,000 บาร์เรล/วัน ภายในปี 2554 และส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งเชื่อมโยงแหล่งพลังงานจากต่างประเทศ นอกจากนี้บริหารจัดการก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือ LPG โดยเฝ้าระวังและป้องกันการขาดแคลนและดูแลนโยบายด้านราคาให้เหมาะสมเกิด ดุลยภาพกับทุกฝ่าย พร้อมทั้งปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ศึกษาพลังงานนิวเคลียร์อย่างละเอียดเพื่อเป็นการสร้างทางเลือกพลังงาน และกระจายความเสี่ยงด้านพลังงาน โดยสร้างความหลากหลายของชนิดเชื้อเพลิงเพื่อลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใด ชนิดหนึ่งมากเกินไป
2.2 นโยบายที่ 2 : กำกับดูแลราคาพลังงานให้มีความเหมาะสม มีเสถียรภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์ เศรษฐกิจและการลงทุน โดยกำกับนโยบายราคาและโครงสร้างราคาน้ำมัน และราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้สะท้อนต้นทุนและประมาณการใช้ที่แท้จริง กำกับดูแลความปลอดภัยการใช้LPG และก๊าซธรรมชาติ ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง และครัวเรือน ส่งเสริมให้มีการจัดตั้งสำนักงานพลังงานจังหวัดให้ครบทุกจังหวัด และสนับสนุนการทำงานของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อให้เกิดประโยชน์ใน การคุ้มครอง และให้เกิดความเป็นธรรมต่อประชาชนผู้ใช้พลังงาน
2.3 นโยบายที่ 3 : ส่งเสริมและวิจัยพัฒนาพลังงานทดแทนทุกรูปแบบอย่างต่อเนื่อง โดยเร่งรัดพัฒนาและยกร่างแผนแม่บทพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี หรือ Renewable Energy Development Plan (REDP) เพื่อเสนอให้เป็นวาระแห่งชาติ รวมทั้งการส่งเสริมเอทานอล และไบโอดีเซล ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนระดับชุมชน
2.4 นโยบายที่ 4 : สร้างวินัยด้านการประหยัดพลังงานให้เป็นวัฒนธรรมของคนในชาติ โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานในระยะที่ 3 (2548-2554) ให้เกิดเป็นรูปธรรมโดยเร็ว และเร่งรัด 11 มาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน
2.5 นโยบายที่ 5 : ดูแลรักษาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากกิจการพลังงาน ทั้งจากกระบวนการผลิตและการใช้พร้อมทั้งส่งเสริมการลดภาวะโลกร้อน และสนับสนุนกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM-Clean Development Mechanism) โดยสนับสนุนโครงการ CDM ด้านพลังงาน การลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากด้านการผลิตและการใช้พลังงาน และส่งเสริมให้เกิดนวัตกรรมใหม่ที่เป็น Appropriate Technology ด้านพลังงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ระดับ 91.38 และ 98.03 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 8.19 และ 7.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนตัวลง และข่าวกลุ่มคนร้ายติดอาวุธได้ก่อเหตุลอบวางระเบิดท่อส่งน้ำมันในเขตซูแบร์ ทางตะวันตกของเมืองบาสรา ประเทศอิรัก ส่งผลให้ปริมาณการส่งออกน้ำมันจากภาคใต้ของอิรักลดลงอย่างรุนแรง เฉลี่ยไตรมาส 2 อยู่ที่ระดับ 116.91 และ 123.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน 25.53 และ 25.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวบริษัทเชฟรอนไนจีเรียประกาศหยุดส่งออกน้ำมันดิบ และประธานโอเปคแถลงจะไม่เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ เฉลี่ยไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 113.34 และ 117.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 3.56 และ 6.15 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากตลาดการเงินสหรัฐฯ ประสบปัญหาอย่างรุนแรง นอกจากนี้จีนได้ลดอัตราการกลั่นลงเนื่องจากปริมาณสำรองสูง และต่อมาในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 4 พ.ย. 51) เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 62.64 และ 71.92 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 50.70 และ 45.91 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว GDP ของประเทศสหรัฐฯ ในไตรมาส 3 ของปีนี้ปรับตัวลดลง ร้อยละ 0.3 รุนแรงที่สุดในรอบ 7 ปี และค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นเมื่อเทียบกับเงินสกุลยูโร รวมทั้งจากความกังวลเกี่ยวกับภาวะเศรษฐกิจถดถอยและความต้องการใช้น้ำมันที่ ลดลง
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ น้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ย ไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ระดับ 105.12, 104.29 และ 114.36 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก ไตรมาส 4 ปี 2550 9.33 , 9.79 และ 11.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ที่ปรับลดอัตราดอกเบี้ยลงร้อยละ 0.75 เฉลี่ยไตรมาส 2 อยู่ที่ระดับ 129.84 , 128.64 และ 154.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน 24.72 , 24.36 และ 40.11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในเวียดนาม จีน และอินโดนีเซีย รวมทั้งข่าวกระทรวงเศรษฐกิจการค้าและอุตสาหกรรมของประเทศญี่ปุ่นมีแผนนำเข้า น้ำมันสำเร็จรูปเพื่อเก็บเป็นปริมาณสำรองทางยุทธศาสตร์ เฉลี่ยไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 119.29 , 117.83 และ 139.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 10.55 , 10.81 และ 15.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการที่จีน เวียดนาม อินโดนีเซีย และชิลี ลดปริมาณการนำเข้า และต่อมาในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 4 พ.ย. 51) เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.23 , 67.74 และ 80.72 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 50.06, 50.09 และ 58.31 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลเกี่ยวกับภาวะอุปทานมีมากเกินความต้องการหลังจากโรงกลั่นต่างๆ ในภูมิภาคส่งออกน้ำมันเบนซินมากขึ้น
3. ราคาขายปลีก ในไตรมาส 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 อยู่ที่ระดับ 1.17 , 1.20, 1.00 , 1.00 ,1.07 และ 1.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับไตรมาส 2 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 39.96 , 38.76 , 35.39 , 33.62 , 34.59 , 38.37 และ 37.67 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 6.47 , 6.37 , 5.90 , 6.13 , 5.90 , 8.37 และ 8.33 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนไตรมาส 3 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 38.22 , 36.49, 28.99 , 27.69 , 28.19 , 33.91 และ 33.27 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 1.73 , 2.27 , 6.40 , 5.93 , 6.40 , 4.47 และ 4.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 5 พ.ย. 51) ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 31.59 , 28.19 , 22.99 , 21.69 , 22.19 , 22.84 และ 21.84 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 6.63 , 8.30 , 6.00 , 6.00 , 6.00 , 11.07 และ 11.43 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ไตรมาส 4 (พ.ย. 51) ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเฉลี่ยปรับตัวลดลง 226.33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 644 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและภาวะชะลอตัวทางเศรษฐกิจในสหรัฐฯ ที่ดำเนินอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ลดลง อย่างไรก็ตามประเทศไทยมีแผนการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนพฤศจิกายน 2551 เพิ่มขึ้นที่ปริมาณ 118,000 ตัน เนื่องจากความต้องการมีมาก ขณะที่อุปทานในประเทศตึงตัวจากโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นปิดซ่อมบำรุงประจำปี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น อยู่ในระดับ 10.9960 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.3033 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 48.95 ล้านบาท/เดือน ทั้งนี้ ในเดือนตุลาคมประเทศไทยได้นำเข้าก๊าซ LPG ปริมาณ 112,625.24 ตัน โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ระดับ 29.2060 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 18.2100 บาท/กิโลกรัม คิดเป็นประมาณ 2,050.91 ล้านบาท
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมี ผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 11 ราย มีกำลังการผลิตรวม 1.57 ล้านลิตร/วัน แต่ผลิตเอทานอลเพียง 9 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 0.85 ล้านลิตร/วัน และจากการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลของภาครัฐ ทำให้ยอดจำหน่ายแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งในไตรมาส 3 ปี 2551 มียอดจำหน่าย 9.49 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 0.97 ล้านลิตร/วัน และไตรมาส 4 (ตุลาคม 2551) มียอดจำหน่าย 9.69 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 1.00 ล้านลิตร/วัน ส่วนสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล มีบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 15 บริษัท มีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 4,132 แห่ง และราคาเอทานอลไตรมาส 3 อยู่ที่ 18.01 บาท/ลิตร และไตรมาส 4 อยู่ที่ 22.11 บาท/ลิตร
6. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซล จำนวน 10 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.90 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ยอดจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในไตรมาส 3 ปี 2551 อยู่ที่ 30.98 และ 11.92 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล (B100) จำนวน 1.16 ล้านลิตร/วัน และในไตรมาส 4 (ตุลาคม 2551) จำนวน 31.60 และ 13.19 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล 1.29 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 จำนวน 2,432 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศ ปี 2551 ไตรมาส 3 เฉลี่ยอยู่ที่ 36.14 บาท/ลิตร และ ไตรมาส 4 เฉลี่ยอยู่ที่ 25.30 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 ตุลาคม 2551 มีเงินสดในบัญชี 12,941 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 8,526 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 8,200 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการ ซึ่งได้อนุมัติแล้ว 326 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 4,415 ล้านบาท นอกจากนี้ ยังมีหนี้นำเข้า LPG จาก ปตท. ประมาณ 7,422 ล้านบาท ซึ่งทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 3,007 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 การรักษาเสถียรภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้มีการพิจารณาเรื่อง ความก้าวหน้า 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน และได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสริมสร้างให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเสถียรภาพพอที่จะรองรับกับกำหนด การ สิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ซึ่งจะกลับมาใช้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันตามเดิม ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 โดยกองทุนน้ำมันฯ จะบริหารจัดการเพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไม่ปรับตัวสูงขึ้นทันที
2. ปัญหาโครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบัน พบว่า (1) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในปัจจุบันสูงมากกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม (2) โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันยังไม่เอื้อต่อการส่งเสริมพลังงานทดแทนทั้งเอ ทานอลและไบโอดีเซล โดยที่หลักการการจัดโครงสร้างราคาน้ำมันเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนควรเป็น การจูงใจผู้จำหน่าย โดยค่าการตลาดของน้ำมันที่เป็นพลังงานทดแทนต้องสูงกว่าน้ำมันปกติ และน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนมากต้องมีค่าการตลาดสูงกว่าน้ำมันที่ มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนน้อย นอกจากนี้การจูงใจผู้ใช้เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนควรมีหลักการ โดยราคาขายปลีกของน้ำมันที่เป็นพลังงานทดแทนต้องต่ำกว่าน้ำมันปกติ และน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนมาก ต้องมีราคาขายปลีกต่ำกว่าน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนน้อย
3. เพื่อแก้ไขปัญหาปริมาณปาล์มน้ำมันที่มีมากกว่าความต้องการในปัจจุบัน จำเป็นต้องส่งเสริมให้มีผู้ใช้ไบโอดีเซลมากขึ้น โดยการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ให้มากขึ้นกว่าปัจจุบันที่อยู่ในระดับ 0.70 บาท/ลิตร ซึ่งหลังจากสิ้นสุดมาตรการดังกล่าว ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศจะปรับตัวสูงขึ้นทันที
4. เพื่อแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันที่ยังไม่เอื้อต่อการส่งเสริม พลังงานทดแทน และปัญหาปริมาณปาล์มน้ำมันที่มีมากกว่าความต้องการในปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2551 ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 ในอัตรา 1.00, 0.90 และ 0.50 บาท/ลิตร ตามลำดับ และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ลงอีก 0.15 บาท/ลิตร โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป พร้อมทั้งมอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป ทั้งนี้กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2551 เพื่อทราบแล้ว
5. จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสุทธิเพิ่มขึ้น 24.32 ล้านบาท/วัน จากระดับปัจจุบัน 80.60 ล้านบาท/วัน เป็น 104.92 ล้านบาท/วัน หรือเพิ่มขึ้น 729.58 ล้านบาท/เดือน จากระดับปัจจุบัน 2,417.90 ล้านบาท/เดือน เป็น 3,147.48 ล้านบาท/เดือน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีทุนสำรองเพิ่มขึ้น เพื่อรองรับราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศที่จะปรับตัวสูงขึ้นเมื่อสิ้นสุด มาตรการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
1.1 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบหลักการแนวทางออกประกาศ เชิญชวนรับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี 2555-2557 จำนวนประมาณ 3,200 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน (คณะอนุกรรมการฯ) ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ซึ่ง สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกเสร็จแล้ว ต่อมา ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 แล้ว
1.2 เนื่องจากพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 ซึ่งตามความในมาตรา 11 (4) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการกำกับฯ) มีหน้าที่ "กำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อ ไฟฟ้า รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย" เพื่อให้การดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ภายหลังจากที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้และคณะกรรมการกำกับฯ ได้รับการแต่งตั้งแล้ว เป็นไปอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ให้คณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาดำเนินการต่อไปจนแล้วเสร็จ และให้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานให้กระทรวงพลังงานทราบ
1.3 ปัจจุบันมีโครงการ IPP ที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 3 โครงการ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด กำลังการผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เพาเวอร์ เจนเนอร์เรชั่นซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.1 กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ฉบับ พ.ศ. 2550 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ประกอบด้วย (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ (3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
2.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP ได้มีการส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ดังนี้
เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) |
เป้าหมาย ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ (MW) |
ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) | หมายเหตุ |
ขยะชุมชน | 2.50 | 100 | 7 | อัตราคงที่ |
พลังงานลม | 3.50 | 115 | 10 | |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 15 | 10 | |
พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ | 0.30 | 300 | 7 | เปิดประมูล |
รวม | 530 |
ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนให้ SPP ชีวมวล ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2550 มีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กพลังงานหมุนเวียนได้รับการคัดเลือกจำนวน 7 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ กำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี พ.ศ. 2555 ในส่วนของโครงการพลังงานลม มีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวน 8 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 616 เมกะวัตต์ ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 1 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 60 เมกะวัตต์
สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก และขยะชุมชน และให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษเพิ่มเติม จำนวน 1 ราย คือ บริษัท กัลฟ์ ยะลากรีน จำกัด ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 20.20 เมกะวัตต์ โดยใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิง
2.3 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก ซึ่ง ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 ให้ กฟผ. ปิดรับการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ซึ่งภายหลังการปิดการยื่นข้อเสนอ มี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ กฟผ. สามารถรับซื้อได้เพียง 9 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 760 เมกะวัตต์
ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 รับทราบผลการพิจารณารับซื้อดังกล่าว และให้ขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากโครงการ SPP ระบบ Cogeneration ได้เกินกว่า 500 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ ปริมาณการรับซื้อรวมจากโครงการ SPP ทั้งหมดจะต้องไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งกระทรวงพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ร่วมกันพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มีโครงการที่สามารถรับซื้อได้รวมทั้งสิ้น 19 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,584 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณากำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป
2.4 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนกันยายน 2551 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 90 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 4,203.0 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 60 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,285.5 เมกะวัตต์ จำแนกตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า มีโครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ จำนวน 40 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 382.3 เมกะวัตต์ พลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration จำนวน 46 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,670.2 เมกะวัตต์ และพลังงานผสม (พลังงานนอกรูปแบบ/พลังงานเชิงพาณิชย์) จำนวน 4 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 233.0 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
3.1 ในปี 2545 รัฐบาลได้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าโครงการพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ซึ่งมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมากที่ อยู่ในพื้นที่ห่างไกลให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เมื่อเดือนธันวาคม 2549
3.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP รัฐให้การส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และกำหนดให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟภ. และ กฟน. ภายในปี พ.ศ. 2551 ดังนี้
เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) | ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) |
ชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ | 0.30 | 7 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 kW) | 0.40 | 7 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (<50 kW) | 0.80 | 7 |
ขยะชุมชน | 2.50 | 7 |
พลังงานลม | 3.50 | 10 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 10 |
3.3 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนกันยายน 2551 มี VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 322 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,165.5 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 108 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 225.6 เมกะวัตต์ จำแนกตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
ประเภทเชื้อเพลิง | VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า | VSPP ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว | ||||||
กฟน | กฟภ. | กฟน | กฟภ. | |||||
จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | |
พลังงานนอกรูปแบบ | 53 | 13.57 | 262 | 1,118.53 | 33 | 1.16 | 73 | 218.46 |
พลังงานเชิงพาณิชย์ | 1 | 6.40 | 6 | 27.00 | - | - | 2 | 6.00 |
รวม | 54 | 19.97 | 268 | 1,145.53 | 33 | 1.08 | 75 | 224.46 |
รวมทั้งสิ้น | 322 ราย | 1,165.50 MW | 108 ราย | 225.62 MW |
3.4 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และส่งเสริมการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า มีผลทำให้มี VSPP ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจาก 16.8 เมกะวัตต์ ในปี 2549 เป็น 1,165.5 เมกะวัตต์ มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่เพิ่มขึ้นเท่ากับ 1,148.6 เมกะวัตต์ และมี VSPP ขายไฟฟ้าเข้าระบบเพิ่มขึ้นจาก 12.0 เมกะวัตต์ ในปี 2549 เป็น 225.6 เมกะวัตต์ โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เพิ่มขึ้นเท่ากับ 213.6 เมกะวัตต์ ที่สำคัญมี VSPP ที่เข้าร่วมโครงการตามประเภทเชื้อเพลิงหลากหลายมากขึ้น เช่น ขยะชุมชน ไบโอดีเซล พลังน้ำ พลังลม และพลังงานแสงอาทิตย์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 การทบทวนการกำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอ รายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมตามมติคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม (13 กันยายน 2537)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2537 กำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อมในพื้นที่ป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม และในการประชุมคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ครั้งที่ 1/2551 เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2551กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้เสนอให้มีการทบทวน "การกำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอ EIA ตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติมที่กำหนดให้โครงการไฟฟ้า พลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อน กักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ต้องจัดทำ EIA" เป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กที่มีกำลังผลิตไม่เกิน 10 MW ไม่ต้องจัดทำ EIA เพื่อให้สอดคล้องกับการกำหนดขนาดของโครงการ VSPP
2. คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2551 ดังนี้
2.1 เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่ม เติม เกี่ยวกับประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่ง แวดล้อม
2.2 มอบหมายให้ พพ. และกรมชลประทานจัดทำรายละเอียดเหตุผลในการขอปรับปรุงมติ คณะรัฐมนตรี ส่งให้กระทรวงพลังงานเพื่อรวบรวมเสนอ สผ. ให้ความเห็นและนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบและให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม โดย สผ. เป็นผู้นำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีตามขั้นตอนต่อ ไป
3. ประเด็นการขอปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม มีดังนี้
3.1 โครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 1.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มี วงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำหรืออ่างเก็บน้ำหรือการชลประทานที่มีปริมาตรเก็บกักตั้งแต่ 30 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำตั้งแต่ 3,500 ไร่ขึ้นไป ทั้งนี้ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" และ 2) มติ ครม. ข้อ 1.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำที่มีกำลังผลิตตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป"
3.2 โครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมเบื้องต้น (IEE) โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 2.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 50 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 200 ล้านบาท หรือมีระยะเวลาก่อสร้างเกิน 1 ปี" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีปริมาตร เก็บกักตั้งแต่ 10 ล้านลูกบาศก์เมตร แต่ไม่เกิน 30 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำตั้งแต่ 2,000 ไร่ แต่ไม่เกิน 3,500 ไร่ ทั้ง นี้ ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" 2) มติ ครม. ข้อ 2.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 50 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีกำลังผลิตตั้งแต่ 200 กิโลวัตต์ แต่ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์" และ 3) มติ ครม. ข้อ 2.6 โครงการฝายน้ำล้นเพื่อการเกษตร ขอตัดออก
3.3 โครงการที่ต้องจัดทำรายการข้อมูลทางด้านสิ่งแวดล้อมโดยจัดทำตามแบบฟอร์มที่ กำหนด โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 3.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีวงเงินค่าก่อสร้างไม่เกิน 50 ล้านบาท หรือมีระยะเวลาก่อสร้างไม่เกิน 1 ปี" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีปริมาตรเก็บกักต่ำกว่า 10 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำน้อยกว่า 2,000 ไร่ ทั้งนี้ ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" และ 2) มติ ครม. ข้อ 3.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างไม่เกิน 50 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำที่มีกำลังผลิตต่ำกว่า 200 กิโลวัตต์" และ 3) เพิ่มข้อ 3.9 เป็น "โครงการฝายน้ำล้นเพื่อการเกษตร"
4. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 เห็นชอบในหลักการการทบทวนการกำหนดประเภท ขนาด โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโครงการเขื่อนกักเก็บน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่ต้องจัดทำ EIA ตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติมและมอบหมายให้กระทรวง พลังงานนำผลการพิจารณาของ กบง. ให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวด ล้อมแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีพิจารณาตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการทบทวนฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากรัฐบาลโดยกระทรวงพลังงานได้มีนโยบายและมาตรการเร่งด่วนให้มีการ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่ง เพื่อช่วยรักษาดุลการค้าของประเทศ ตามนโยบายประหยัดพลังงานและลดการใช้จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง แต่โดยที่การวางท่อก๊าซธรรมชาติไปยังโรงงานอุตสาหกรรมหรือสถานีบริการก๊าซ ธรรมชาติ ผู้ประกอบการจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) ที่ต้องใช้เวลาในการดำเนินการนาน ซึ่งจะเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวม ทำให้ไม่สามารถลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศได้ตามเป้าหมาย การประชุมการดำเนินโครงการด้านพลังงานที่มีผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2549 จึงได้มีการพิจารณาปัญหาในการส่งเสริมการใช้ NGV ของประเทศ และมีมติให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติงาน (Code of Practice) สำหรับโครงการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อเพื่อทดแทนการจัดทำรายงาน EIA โดยให้พิจารณาขนาดและความยาวท่อที่ไม่มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อสิ่งแวด ล้อม ซึ่งจะนำไปสู่การปรับปรุงประเภทและขนาดของท่อก๊าซธรรมชาติที่ควรทำรายงาน EIA และให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับการศึกษาเพื่อร่วมพิจารณาผลการศึกษาสำหรับเป็น ข้อมูลในการกำหนดนโยบายในอนาคต ต่อไป
2. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประสาน ปตท. จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา พร้อมทั้งมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำ ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (Code of Practice : COP) สำหรับโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
3. การประชุมคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2551 ที่ประชุมได้พิจารณาผลการศึกษาการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบกเพื่อทดแทน การจัดทำรายงาน EIA ที่จัดทำโดย ธพ. และมีมติดังนี้ 1) เห็นชอบให้ ธพ. เป็นหน่วยงานรับผิดชอบในการอนุมัติโครงการที่ใช้ COP และบังคับใช้ COP 2) มอบหมายให้ ธพ. ร่วมกับ สผ. นำเสนอคณะกรรมการกำกับการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติ งาน (Code of Practice) สำหรับโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ เพื่อพิจารณาทบทวนลักษณะของโครงการและพื้นที่ที่สามารถใช้ COP แทนการจัดทำ EIA ให้ได้ข้อยุติ
4. คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2551 เห็นชอบในหลักการการใช้ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบก และเห็นชอบการแก้ไขกฎหมาย/กฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยขอให้ปรับแก้รายละเอียดบางประการ พร้อมมอบหมายให้ สผ. นำเสนอร่าง COP ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วต่อคณะกรรมการผู้ชำนาญการ (คชก.) พิจารณาให้ความเห็น ก่อนส่งให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบและให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ โดย สผ. เป็นผู้นำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายและ สามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในปี 2551 ต่อไป
5. สรุปผลการศึกษา COP มีดังนี้
5.1 ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบก ประกอบด้วย หลักการปฏิบัติงานในการป้องกันแก้ไข ลด และติดตามตรวจสอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และหลักการปฏิบัติงานในการลดผลกระทบด้านวิศวกรรม
5.2 ลักษณะโครงการและพื้นที่ที่สามารถนำ COP ไปใช้แทนการจัดทำรายงาน EIA จะต้องเป็นโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบก ที่มีความดันใช้งานสูงสุดน้อยกว่าหรือเท่ากับ 20 บาร์ และมีขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางน้อยกว่าหรือเท่ากับ16 นิ้ว โดยใช้กับทุกพื้นที่ ยกเว้นพื้นที่ที่มีมติคณะรัฐมนตรีหรือกฎหมายกำหนดไว้เป็นอย่างอื่น และต้องเป็นโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบกที่มีความดันใช้งานสูง สุดมากกว่า 20 บาร์ และมีขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางมากกว่า 16 นิ้ว เฉพาะในเขตนิคมอุตสาหกรรมตามกฎหมายว่าด้วยนิคมอุตสาหกรรม
5.3 ขั้นตอนการดำเนินการใช้ COP แทน EIA สำหรับโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติ สามารถใช้ COP เพื่อจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) แทนการจัดทำรายงาน EIA ของโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อได้ โดยเจ้าของโครงการจะต้องให้นิติบุคคลที่ได้ขึ้นทะเบียนไว้กับ ธพ. เป็นผู้จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) เสนอขอความเห็นชอบจาก ธพ. เมื่อได้รับความเห็นชอบแล้วจึงจะสามารถดำเนินการขออนุญาตเพื่อก่อสร้างท่อ ส่งก๊าซธรรมชาติได้
5.4 การจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) จะต้องแสดงรายละเอียดข้อมูลของโครงการอย่างน้อย ประกอบด้วย ผลการศึกษาแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ข้อมูลการออกแบบ แผนการก่อสร้างและดำเนินโครงการ โครงข่ายระบบที่อยู่ระหว่างดำเนินการและที่มีอยู่เดิมในบริเวณใกล้เคียง ตำแหน่งที่ตั้ง และแนวระบบท่อ รวมทั้งต้องระบุพื้นที่ที่ไวต่อผลกระทบสิ่งแวดล้อม ข้างละ 100 เมตรจากกึ่งกลางแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ การประกันภัยรวมทำการชดเชยกรณีเกิดอุบัติเหตุ เป็นต้น
5.5 การจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการ (Monitoring Report ; MR) เจ้าของโครงการจะต้องให้ผู้มีสิทธิจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการ ซึ่งเป็นนิติบุคคลที่ได้ขึ้นทะเบียนไว้กับ ธพ. (แต่ต้องไม่เป็นนิติบุคคลเดียวกับที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม) จัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการเสนอต่อ ธพ. เพื่อจัดส่งให้หน่วยงานผู้ให้อนุญาต นับจากวันที่เปิดใช้งานไม่เกิน 1 เดือน โดยรายงานต้องสรุปผลการปฏิบัติ 3 ด้าน ประกอบด้วย มาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม รายละเอียดของการปฏิบัติ และปัญหา อุปสรรค และการแก้ไข
5.6 การเปลี่ยนแปลงทบทวน COP ทุก 3 ปี โดยสามารถเปลี่ยนแปลงทบทวน COP ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยี มาตรฐานด้านความปลอดภัย ข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สะดวกและมีประสิทธิภาพในการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมใน 3 ประเด็น คือ ประเภทและขนาดโครงการ ประสิทธิภาพและมาตรการป้องกันแก้ไขและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการติดตาม ตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม และผู้มีสิทธิ์จัดทำรายงานที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งองค์ประกอบของรายงาน
6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 เห็นชอบในหลักการต่อรายละเอียด COP เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อบนบก พร้อมทั้งมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำส่งผลการพิจารณาของ กบง. ให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวด ล้อมแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายและสามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในปี 2551 ต่อไป ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการพิจารณา COP ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบ ต่อไป
7. กระทรวงพลังงานได้ส่งเรื่องให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเมื่อ วันที่ 14 ตุลาคม 2551 เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติพิจารณาใน 2 ประเด็น คือ 1) ขอความเห็นชอบการใช้ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบ สิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบกแทนการจัดทำรายงานการ วิเคราะห์ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และ 2) ขอความเห็นชอบการแก้ไขกฎหมาย/กฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง และมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายเพื่อให้สามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในต้นปี 2552 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 15 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือที่ใช้ในการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมี ประสิทธิภาพ ส่งเสริมการผลิตและจำหน่ายเครื่องจักร วัสดุ และอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจในการร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน โดยร่วมกันพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐาน
2. กระทรวงพลังงานได้ออก พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2551 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดที่เกี่ยวข้องกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดย ได้ประกาศลงในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 180 วัน หลังประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งตามมาตรา 23 ของ พ.ร.บ.ฯ ฉบับใหม่ กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจในการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนด มาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์
3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ หรือร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมของอุปกรณ์เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ 1) หลอดมีบัลลาสต์ในตัวสำหรับการให้แสงสว่างทั่วไป 2) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส 3) เตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว 4) พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ (ประกอบด้วยพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ 4 ชนิด คือ ชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง ชนิดตั้งพื้น ชนิดแขวนเพดาน และชนิดส่ายรอบตัว) 5) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ และ 6) หลอดฟลูออเรสเซนต์ ขั้วคู่ โดยคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานได้มีมติเห็นชอบร่างมาตรฐาน ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ สำหรับผลิตภัณฑ์ที่ 1) - 4) เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2551 และผลิตภัณฑ์ที่ 5) - 6) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2551 และ พพ. ได้นำส่งร่างมาตรฐานฯ ผลิตภัณฑ์ที่ 1) - 4) และผลิตภัณฑ์ที่ 5) - 6) ให้สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2551 และวันที่ 5 กันยายน 2551 ตามลำดับ เพื่อพิจารณากำหนดเป็นมาตรฐานบังคับต่อไป
4. สาระสำคัญในร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ทั้ง 6 ผลิตภัณฑ์ มีดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) บทนิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐาน 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ
5. ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการของ 6 ผลิตภัณฑ์ เป็นดังนี้
5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดมีบัลลาสต์ในตัวสำหรับการให้แสงสว่าง ทั่วไป เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน มีข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพ ดังนี้
เกณฑ์กำหนดด้านประสิทธิภาพพลังงานต่ำสุด
หลอดแต่ละหลอดต้องมีค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (F100) ไม่น้อยกว่าที่กำหนดในตารางดังนี้
ตารางแสดงประสิทธิภาพพลังงานต่ำสุด
พิสัยกำลังไฟฟ้าที่กำหนด (W) |
อุณหภูมิสีน้อยกว่า หรือเท่ากับ 4 400 K (Lm/W) |
อุณหภูมิสี มากกว่า 4 400 K (Lm/W) |
5 ถึง 8 | 45 | 45 |
9 ถึง 14 | 48 | 48 |
15 ถึง 24 | 55 | 51 |
25 ถึง 60 | 60 | 57 |
การทดสอบให้เป็นไปตาม มอก. 2233 มาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดมีบัลลาสต์ ในตัวสำหรับการให้แสงสว่างทั่วไป
5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำ โดยวัดประสิทธิภาพของมอเตอร์ตามมาตรฐาน IEC 60034-2 ที่โหลดเต็มพิกัดหรือที่ร้อยละ 75 ของโหลดเต็มพิกัด ประสิทธิภาพของมอเตอร์ต้องไม่น้อยกว่าประสิทธิภาพขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ที่กำหนด
5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียม เหลวเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดคุณลักษณะที่ต้องการเป็นไปตามที่กำหนดในมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว มาตรฐานเลขที่ มอก. 2312 - 2549 ดังต่อไปนี้ (1) ประสิทธิภาพเชิงความร้อนขั้นต่ำต้องมีค่าประสิทธิภาพเชิง ความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 40 และ (2) ประสิทธิภาพเชิงความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (Nameplate)
5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน ประกอบด้วย พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ 4 ชนิด คือ 1) ชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง 2) ชนิดตั้งพื้น 3) ชนิดแขวนเพดาน และ 4) ชนิดส่ายรอบตัว โดยกำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการแยกตามชนิดพัดลม ขนาดใบพัด อัตราการระบายอากาศ และค่าใช้งานขั้นต่ำ
5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมบัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์เฉพาะ ด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำของบัลลาสต์ ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้ารวม แก้ค่าแล้วของหลอดแต่ละชนิดไม่มากกว่าที่กำหนด คือระหว่าง 24 - 41 วัตต์
5.6 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำของหลอด ต้องมีค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงานทุกค่าไม่น้อยกว่าที่กำหนด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 16 การส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
ผู้อำนวยการศูนย์การอุตสาหกรรมป้องกันประเทศและพลังงานทหาร (พลเอก พงศ์ทัศน์ เศวตเศรนี) ได้แจ้งต่อที่ประชุม เรื่อง ขอความร่วมมือในการเร่งรัด ผลักดัน และส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV โดยได้ขอความร่วมมือในการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยเฉพาะจังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี และจังหวัดนราธิวาส เพิ่มเติมจากที่ได้จัดตั้งสถานีบริการในจังหวัดสงขลาซึ่งอยู่ห่างไกลไม่ครอบ คลุมพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ เป็นการพัฒนาการลงทุนในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อสร้างความเชื่อมั่นในด้านเศรษฐกิจและความมั่นคงให้กับผู้ประกอบการ รวมทั้งเป็นการเพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงานทดแทนให้กับประชนในพื้นที่
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ชี้แจงว่ากระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการติดตาม เร่งรัด การขยายการใช้และสถานีบริการ NGV โดยการจัดทำแผนการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ได้คำนึงถึงพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้แล้ว ทั้งนี้แผนการขยายสถานีบริการ NGV ได้กำหนดให้มีสถานีบริการ NGV อย่างน้อย 1 สถานีในทุกจังหวัด (76 จังหวัด) ทั่วประเทศภายในปี 2552
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 121 - วันพุธที่ 12 มีนาคม 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2551 (ครั้งที่ 121)
วันพุธที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2551 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
2.นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม - 7 มีนาคม 2551)
5.แนวทางการแก้ไขผลกระทบราคาน้ำมันแพง
6.แนวทางการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ (Natural Gas for Vehicle หรือ NGV)
7.แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
8.แนวทางการส่งเสริมและพัฒนาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ
9.การปรับสถานภาพของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
นายสหัส บัณฑิตกุล รองนายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่าการประชุมในครั้งนี้เป็นการประชุม กพช. ครั้งแรกของ รัฐบาลชุดปัจจุบัน ซึ่งมีวาระสำคัญที่จำเป็นต้องพิจารณาในหลายเรื่อง โดยเฉพาะเรื่องการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันแพง เพื่อให้มีผลกระทบต่อประชาชนให้น้อยที่สุด โดยการนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมาใช้เพื่อพยุงราคาน้ำมันดีเซลภาย ในประเทศไม่ให้ปรับตัวสูงขึ้นมาก ตามการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันในตลาดโลก ซึ่งจะทำให้สามารถบรรเทาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับภาคการขนส่งและอุตสาหกรรม ต่างๆ ได้ส่วนหนึ่ง ทั้งนี้ โดยจะพิจารณาช่วยเหลือภายใต้ขอบข่ายอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ
เรื่องที่ 1 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2535 ซึ่งสาระสำคัญคือ กำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทำหน้าที่พิจารณาเสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของ ประเทศต่อคณะรัฐมนตรี รวมทั้งกำกับดูแลประสานงาน และประเมินผลการปฏิบัติงานด้านพลังงานของหน่วยงานต่างๆ โดยมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) หรือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในปัจจุบัน ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของ กพช. ต่อมาในปี 2545 มีการปฏิรูประบบราชการ ทำให้มีการจัดตั้งกระทรวงพลังงานขึ้น ส่งผลให้องค์ประกอบของ กพช. ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอแก้ไขเพิ่มเติม พ.ร.บ. กพช. พ.ศ. 2535 เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2550 พ.ร.บ. กพช. (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 17 ตุลาคม 2550 เป็นต้นไป โดยสาระสำคัญในการแก้ไข พ.ร.บ. ฉบับนี้ ประกอบด้วย 1) แก้ไขเพิ่มเติมองค์ประกอบ กพช. ในมาตรา 5 โดยเปลี่ยนแปลงกรรมการจากปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็นปลัดกระทรวงพลังงาน รวมทั้งเพิ่มเติมรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีเป็นกรรมการ กพช. และ 2) แก้ไขปรับปรุงข้อความในมาตรา 13 โดย (1) มาตรา 13 วรรคแรก ตัดคำว่า "ขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี" ออก และเพิ่มข้อความท้ายวรรคแรก "โดยมีรองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นผู้ช่วยสั่งและปฏิบัติ ราชการ" และ (2) ตัดข้อความในมาตรา 13 วรรคสอง และวรรคสามออก
3. พ.ร.บ. กพช. (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2551 ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2551 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 มีนาคม 2551 เป็นต้นไป โดยมีสาระสำคัญในการแก้ไขเกี่ยวกับการกำหนดลักษณะต้องห้ามของผู้ที่มาดำรง ตำแหน่งกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้ 1) ไม่เป็นผู้ถือหุ้นหรือรู้เห็นเป็นใจหรือยินยอมให้คู่สมรสของตนถือหุ้นใน นิติบุคคลที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับการผลิต การส่ง หรือจำหน่ายพลังงานสิ้นเปลืองหรือไฟฟ้า หรือ 2) ไม่เป็นผู้ดำรงตำแหน่งใดในนิติบุคคลที่ดำเนินธุรกิจต่างๆ เกี่ยวกับพลังงาน เว้นแต่กรรมการฯ นั้นเป็นข้าราชการประจำซึ่งทางราชการหรือ คณะกรรมการรัฐวิสาหกิจนั้น มอบหมายให้ดำรงตำแหน่งกรรมการหรือดำรงตำแหน่งอื่นในรัฐวิสาหกิจที่ดำเนิน ธุรกิจเกี่ยวกับพลังงานหรือในนิติบุคคลที่รัฐวิสาหกิจนั้นเป็นผู้ถือหุ้น ทั้งนี้ ให้กรรมการฯ ดำเนินการภายใน 60 วัน นับตั้งแต่วันที่เข้ามาดำรงตำแหน่ง (มาตรา 3 เพิ่มเป็นมาตรา 5/1) และ 3) กำหนดให้กรรมการฯ ที่มิได้เข้าข้อยกเว้นตามมาตรา 5/1 และดำรงตำแหน่งอยู่ในวันที่ พ.ร.บ.ฯ นี้ใช้บังคับ ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามมาตรา 5/1 แห่ง พ.ร.บ.ฯ นี้ ภายใน 60 วันนับแต่วันที่ พ.ร.บ.ฯ นี้ใช้บังคับ (มาตรา 4)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
นายกรัฐมนตรี (นายสมัคร สุนทรเวช) ได้แถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อรัฐสภา เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2551 โดยกำหนดนโยบายการบริหารราชการแผ่นดิน แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะเร่งด่วน ที่ต้องเริ่มดำเนินการในปีแรก และระยะการบริหารราชการ 4 ปี ของรัฐบาล ทั้งนี้ นโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรก ประกอบด้วย 19 ข้อ และนโยบายที่จะดำเนินการในช่วง 4 ปี ได้กำหนดนโยบายทางด้านพลังงาน ไว้ 5 ข้อ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้แปลงเป็นกลยุทธ์เพื่อดำเนินการ โดยกำหนดเป้าหมายและหน่วยงานรับผิดชอบในด้านต่างๆ ดังนี้
1. นโยบายที่ 1 เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน ด้วยการจัดหาพลังงานให้เพียงพอต่อการพัฒนาประเทศ โดยเร่งรัดให้มีการลงทุนสำรวจและพัฒนาพลังงานทั้งจากในประเทศ เขตพื้นที่พัฒนาร่วม และจากประเทศเพื่อนบ้านให้เพิ่มมากขึ้น รวมทั้งส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานกับต่างประเทศ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้กำหนดกลยุทธ์ไว้ 8 ข้อ ได้แก่ การจัดหาน้ำมัน โดยกำหนดเป้าหมายให้เพิ่มการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวที่เป็นสัด ส่วนภายในประเทศ เป็นวันละ 250,000 บาร์เรล หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 35 ภายใน 4 ปี และการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้มีเป้าหมายให้รักษาปริมาณแหล่ง 2P ให้ได้ 30 ปีตลอดเวลา รวมทั้งจัดหาไฟฟ้าโดยกำหนดให้มีสัดส่วนกำลังการผลิตภาครัฐ (กฟผ.) ให้มากกว่าร้อยละ 50 ของความต้องการใช้ในประเทศ และให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 พร้อมทั้งให้การสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้ง SPP และ VSPP ที่ใช้พลังงานทดแทนเป็นเชื้อเพลิง นอกจากนี้ สนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์โดยให้มีการศึกษารายละเอียดในการจัดตั้ง โรงไฟฟ้านิวเคลียร์และสร้างความรู้ความเข้าใจให้เกิดขึ้นจนเป็นที่ยอมรับของ ประชาชนก่อนดำเนินการตัดสินใจ เป็นต้น
2. นโยบายที่ 2 ส่งเสริมให้มีการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้มีราคาพลังงานที่เหมาะสม เป็นธรรม และก่อให้เกิดการแข่งขันลงทุนในธุรกิจพลังงาน โดยมีมาตรฐานคุณภาพการให้บริการและความปลอดภัยที่ดี กระทรวงพลังงานได้กำหนดกลยุทธ์ประกอบด้วย การกำกับนโยบายด้านราคาพลังงานที่มีเป้าหมายที่จะดำเนินการให้ราคาพลังงาน ของประเทศเป็นราคาที่เป็นธรรมและเหมาะสมกับภาวะเศรษฐกิจและสังคม โดยไม่มีต้นทุนที่แพงกว่าประเทศเพื่อนบ้าน และการสร้างการแข่งขันในภาคธุรกิจพลังงานให้เป็นไปอย่างโปร่งใสและเป็น มาตรฐานสากล ตลอดจนให้มีการคุ้มครองผู้บริโภคโดยการให้ข้อมูลข่าวสารที่ถูกต้องด้านความ ปลอดภัยเกี่ยวกับการใช้พลังงานทุกชนิด โดยกำหนดให้มีการจัดตั้งสำนักงานพลังงานจังหวัดครบทุกจังหวัดภายใน 4 ปี รวมทั้งสนับสนุนบทบาทคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulator)
3. นโยบายที่ 3 พัฒนาและวิจัยพลังงานทดแทนทุกรูปแบบ เพื่อเป็นทางเลือกแก่ประชาชนตามหลักปรัชญาของเศรษฐกิจพอเพียงและการพัฒนา อย่างยั่งยืน รวมทั้งศึกษาเพื่อเตรียมความพร้อมในการตัดสินใจพัฒนา พลังงานทางเลือกอื่นๆ ที่ใช้เทคโนโลยีชั้นสูงและพลังงานที่สอดคล้องกับท้องถิ่น โดยกำหนดกลยุทธ์ 4 ด้าน ได้แก่ 1) การส่งเสริมการผลิตเอทานอล โดยผลักดันให้มีการใช้แก๊สโซฮอล วันละ 12 ล้านลิตร ในต้นปี 2552 2) การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยการจัดทำแผนแก้ไขปัญหาน้ำมันปาล์ม อย่างบูรณาการ 3) การส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) โดยให้มีการจัดทำแผน Consolidated Action Plan เพื่อให้มีการใช้ NGV ทดแทนการใช้น้ำมันให้ได้ร้อยละ 20 และ 4) พลังงานเพียงพอด้วยพลังงานพอเพียง โดยการจัดทำแผนแม่บทการพัฒนาพลังงานทดแทน (Renewable Energy Development Plan: RED) ระยะ 15 ปี
4. นโยบายที่ 4 ส่งเสริมการอนุรักษ์และประหยัดพลังงานอย่างจริงจังและต่อเนื่อง รวมทั้งสนับสนุนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพทั้งในภาคการผลิต ภาคบริการและภาคประชาชน โดยมีมาตรการจูงใจที่เหมาะสม กระทรวงพลังงานได้กำหนดกลยุทธ์ของนโยบาย 6 ข้อ ดังนี้ 1) ปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงาน (2551-2554) ใหม่ โดยกำหนดเป้าหมายให้เกิดการประหยัดพลังงานร้อยละ 20 ภายในปี 2554 2) ส่งเสริมภาคอุตสาหกรรมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยตั้งเป้าหมายให้ ค่า Energy Intensity ของภาคอุตสาหกรรมลดลงเหลือร้อยละ 20 ในปี 2554 3) สนับสนุนมาตรการประหยัดพลังงานในอาคารโดยกำหนดให้มีการกำกับใช้ Building Energy Code และ 4) สนับสนุนมาตรการสร้างแรงจูงใจการประหยัดพลังงานของภาคประชาชน ด้วยเป้าหมายให้มีการประหยัดพลังงานของประชาชนเพิ่มขึ้น ร้อยละ 10
5. นโยบายที่ 5 ส่งเสริมการพัฒนา ผลิต และใช้พลังงานควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อม ส่ง เสริมกลไกการพัฒนาพลังงานที่สะอาด รวมทั้ง ให้ความสำคัญกับการจัดการก๊าซเรือนกระจกเพื่อช่วยบรรเทาสภาวะโลกร้อน โดยมีกลยุทธ์คือ การป้องกันและลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) และก๊าซเรือนกระจกจากสาขาเศรษฐกิจต่างๆ ซึ่งมีเป้าหมายให้ลดอัตราการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อ 1 หน่วยพลังงานที่ใช้ในภาคขนส่งลดลงร้อยละ 15 - 20 และในโรงกลั่นน้ำมันลดลงร้อยละ 20 รวมทั้งสนับสนุนให้มีการเผยแพร่ความรู้เพื่อผลักดันให้โครงการพลังงานเป็น โครงการกลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism : CDM) โดยมีเป้าหมายประเทศไทยต้องส่งโครงการด้านพลังงานเข้ารับรองตามกลไกการพัฒนา สะอาดปริมาณรวม 1 ล้านตัน CO2ต่อปี และประเทศไทยจะเป็นผู้นำในการส่งออกคาร์บอนเครดิตในภูมิภาคเอเชีย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 สถานการณ์พลังงานปี 2550
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงานปี 2550 มีอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจอยู่ที่ ระดับร้อยละ 4.8 เนื่องจากการส่งออกของไทยขยายตัวในระดับสูงมาก อัตราดอกเบี้ยที่ต่ำลงช่วงครึ่งแรกของปี และความเชื่อมั่นของผู้บริโภคและภาคธุรกิจที่เริ่มดีขึ้นในช่วงปลายปี ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 1,602 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.6 โดยการนำเข้าพลังงาน มีจำนวน 998 เทียบเท่า พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.0 มีมูลค่ารวม 874,612 ล้านบาท ขณะที่การส่งออกพลังงานมีมูลค่า 206,999 ล้านบาท
2. ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกพุ่งสูงขึ้นเป็นประวัติการณ์ โดยในช่วงเมษายน - สิงหาคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับ 64 - 69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเพิ่มสูงขึ้นกว่า 91 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในช่วงเดือนธันวาคม 2550 ส่งผลให้ไทยลดการนำเข้าลง โดยปริมาณการนำเข้าลดลงร้อยละ 3.6 และมูลค่าลดลงร้อยละ 5.7
3. การใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 704 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 0.1 เนื่องจากราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงจากการปล่อยลอยตัว ประกอบกับมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ซึ่งส่งผลให้การใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลชะลอตัวลง อีกทั้ง กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาลงถึงร้อยละ 27.8 จึงทำให้ภาพรวมการใช้น้ำมันลดลง
การใช้น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1.6 เนื่องจากระดับราคาสูงจากการประกาศลอยตัวราคาน้ำมันเบนซินตั้งแต่ปลายปี 2547 เป็นต้นมา ทำให้ประชาชนส่วนหนึ่งหันไปใช้เชื้อเพลิงทางเลือกอื่นๆ เพื่อทดแทนน้ำมัน ได้แก่ LPG และ NGV ส่งผลให้การใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 24.7 และ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 118.2 การใช้แก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 37.0 เป็นผลจากนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลของกระทรวงพลังงาน โดยลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันแก๊สโซฮอลให้ต่ำกว่าน้ำมันเบนซินมีผลทำ ให้ราคาแก๊สโซฮอลต่ำกว่าเบนซิน
การใช้ดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เนื่องจาราคาทรงตัวอยู่ในระดับสูง การใช้ไบโอดีเซล เพิ่มขึ้นมากจาก 0.7 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 10.8 พันบาร์เรลต่อวัน ในปีนี้ เนื่องจากรัฐบาลต้องการส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล บี 5 จึงได้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในปี 2550 เท่ากับ 0.59 บาท/ลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร นอกจากนี้กระทรวงพลังงานกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องผสมไบโอดีเซลร้อยละ 2 โดยปริมาตร (บี 2) โดยจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 เป็นต้นไป
LPG การใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 13.7 (ไม่รวมการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี) โดยปีนี้มี การใช้ LPG ในรถยนต์ขยายตัวเพิ่มสูงถึงร้อยละ 24.7 เนื่องจากระดับราคาน้ำมันเบนซินสูงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ส่วนหนึ่งหันมาใช้ LPG ทดแทน การใช้ในครัวเรือนเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.5 และการใช้ในอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 17.8
4. การใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ระดับ 3,201 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.0 เนื่องจากปีนี้สามารถผลิตก๊าซฯ จากแหล่งภูฮ่อมได้ตลอดปีในระดับ 85 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ประกอบกับการเพิ่มการนำเข้าจากแหล่งพม่า
5. การใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน อยู่ที่ระดับ 32 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อน ร้อยละ 11.4 ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 14 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรม ในช่วงปี 2549 และ 2550 การใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้นสูงเฉลี่ยร้อยละ 64 ต่อปี เนื่องจากบริษัทผลิตไฟฟ้า BLCP ซึ่งเป็น IPP ที่ใช้ถ่านหินรายแรกของไทย เริ่มผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบในเดือนเมษายน 2549 เป็นต้นมา
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าปี 2550 อยู่ที่ 28,530 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันที่ 24 เมษายน 2550 ที่ระดับ 22,586 เมกะวัตต์ สูงขึ้นกว่าปีก่อน 1,522 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 74.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 20.4
การผลิตไฟฟ้า ในปี 2550 มีจำนวน 147,026 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 3.6 โดยมีสัดส่วนการผลิตจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 67 ลิกไนต์/ถ่านหินร้อยละ 21 จากพลังน้ำร้อยละ 5 การนำเข้าร้อยละ 5 และน้ำมันร้อยละ 2 ในปีนี้มีการลดค่าเอฟที 4 ครั้ง รวมเป็นจำนวนเงินลดลง 19.33 สตางค์/หน่วย และในปี 2551 มีการปรับเอฟทีครั้งแรกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2551 โดยเพิ่มขึ้น 2.75 สตางค์/หน่วย
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2551 คาดว่าในปี 2551 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 4.5-5.5 สนพ. จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,673 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ ต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2550 ร้อยละ 4.2 โดยความต้องการน้ำมันยังคงลดลงเล็กน้อย ขณะที่ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.4 และลิกไนต์/ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม - 7 มีนาคม 2551)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนมกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 87.37 และ 92.03 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 1.79 และ 0.78 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จากกลุ่มโอเปคจะยังไม่พิจารณาเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันในการประชุมวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 เนื่องจากอุปทานน้ำมันยังคงเพียงพอต่อความต้องการในตลาด และข่าวความไม่สงบในประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันที่ยังเกิดขึ้นอย่างต่อ เนื่อง สำหรับเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 90.02 และ 94.73 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จาก Meteorlogix คาดการณ์อุณหภูมิบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาจะลดลงต่ำกว่า ปกติ และข่าวบริษัทน้ำมัน Lukoil ของรัสเซียหยุดการส่งน้ำมันดิบทางท่อส่งน้ำมันปริมาณ 520,000 ตัน ไปยังประเทศเยอรมนี และต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 7 มีนาคม 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 94.87 และ 100.56 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรลจากข่าวค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ อ่อนตัวลงสู่ระดับต่ำสุดอีกครั้งและข่าวโอเปคมีมติคงปริมาณการผลิตในการ ประชุมวันที่ 5 มีนาคม 2551
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนมกราคม 2551 อยู่ที่ระดับ 100.51, 99.56 และ 105.70 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 2.13, 2.47 และ 0.01 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ที่ปรับลดอัตราดอกเบี้ยลงร้อยละ 0.75 รวมทั้งจีนมีแผนลดปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินเพื่อสำรองไว้ใช้ในระหว่างฤดูกาล แข่งขันกีฬาโอลิมปิคฤดูร้อน สำหรับเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 105.07, 104.13 และ 111.20 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ และในช่วงวันที่ 1 - 7 มีนาคม 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 108.42 , 107.90 และ 119.77 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล จากข่าวจีนและเกาหลีใต้ ชะลอการส่งออกน้ำมันเบนซินเนื่องจากปริมาณการผลิตน้ำมันภายในประเทศลดลงและ ข่าวเกาหลีใต้มีแผนลดการส่งออกน้ำมันดีเซล ลงประมาณ 225,000 - 450,000 บาร์เรล ในเดือนเมษายน 2551
3. ราคาขายปลีกเดือนมกราคม ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 , แก๊สโซฮอล 95 (E10) , (E20) , แก๊สโซฮอล 91 ลดลง 0.10 บาท/ลิตร ปรับลดราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร และปรับเพิ่มราคาน้ำมันเบนซิน 91 0.20 บาท/ลิตร สำหรับเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล เพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 2 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 แก๊สโซฮอล 95 (E10), (E20), 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2551 อยู่ที่ระดับ 33.59, 32.49, 29.59, 27.59, 28.79, 29.94 และ 29.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงวันที่ 1 - 7 มีนาคม 2551 ผู้ค้าน้ำมันทุกรายไม่มีการเปลี่ยนแปลงราคาขายปลีก ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 , 91 แก๊สโซฮอล 95 (E10), (E20), 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 7 มีนาคม 2551 อยู่ที่ระดับ 33.59, 32.49, 29.59, 27.59, 28.79, 29.94 และ 29.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนมีนาคม 2551 คาดว่าราคาน้ำมันจะทรงตัวใน ระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 90 - 100 และ 95 - 105 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลเกี่ยวกับ Supply Disruption และค่าเงินดอลลาร์ที่อ่อนตัวทำให้ Traders & Hedge Funds เข้าซื้อขายเพื่อเก็งกำไรในตลาดซื้อขายล่วงหน้า สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในตลาดจรสิงคโปร์อยู่ที่ระดับ 100 - 110 และ 110 - 120 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นของประเทศสหรัฐฯ และจีน
5. สำหรับสถานการณ์ LPG ช่วงเดือนมีนาคม 2551 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมีนาคม 2551 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 20เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 822 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน เนื่องจากความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นและจากธุรกิจปิโตรเคมี ส่งผลให้ปริมาณอุปทานในภูมิภาคตึงตัว ภาครัฐกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น อยู่ในระดับ 10.9960 บาท/กก. ราคาขายส่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.6863 ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กก. แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนเมษายน 2551 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 800 - 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 มีนาคม 2551 มีเงินสดในบัญชี 14,119 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 10,134 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 946 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 3,986 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการแก้ไขผลกระทบราคาน้ำมันแพง
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากนักลงทุนและ Hedge Funds เข้าซื้อขายน้ำมันเพื่อทำกำไรและปัญหาค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนตัวลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับการประชุมของกลุ่มโอเปกเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2551 มีมติตรึงเพดานปริมาณการผลิต ทำให้ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตาม ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วของไทยปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 33.59, 32.49, 29.59, 28.79 และ 29.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันภายในประเทศเกิดความผันผวนและแกว่งตัวขึ้นลงในระดับสูง ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อทุกภาคเศรษฐกิจของประเทศ โดยเฉพาะภาคขนส่ง ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้น้ำมันดีเซล จะได้รับผลกระทบต่อต้นทุนในการขนส่งสินค้าและบริการ รวมทั้งค่าครองชีพ ซึ่งมีทางเลือกการใช้ NGV ส่วนกลุ่มผู้ใช้น้ำมันเบนซิน จะได้รับผลกระทบต่อค่าใช้จ่ายระดับครัวเรือนเป็นหลัก ซึ่งมีน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ถูกกว่าน้ำมันเบนซินเป็นทางเลือก และกลุ่มเรือประมงชายฝั่ง จะได้รับผลกระทบต่อต้นทุนการทำประมงโดยตรง โดยมีโครงการน้ำมันม่วงเป็นทางเลือก
3. โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันมีการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯชนิดต่างๆ ในอัตราที่แตกต่างกัน โดยราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล 95 (E10) และ (E20) ต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน 95 ลิตรละ 4.00 และ 6.00 บาท ตามลำดับ แก๊สโซฮอล 91 ต่ำกว่าเบนซิน 91 ลิตรละ 3.70 บาท และ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วลิตรละ 0.50 บาท ซึ่งส่งผลให้มีเงินไหลเข้ากองทุนน้ำมันฯ จำนวน 33.0 ล้านบาท/วัน และมีเงินไหลเข้ากองทุนอนุรักษ์สำหรับงานบริหารและโครงการระบบขนส่งรางคู่ จำนวน 18.5 และ 23.9 ล้านบาท/วัน ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 10 มีนาคม 2551 มีเงินสดจำนวน 14,020 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 10,135 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 947 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 3,884 ล้านบาท และฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2551 มีเงินคงเหลือ 3,807 ล้านบาท โดยมีรายรับประมาณเดือนละ 1,508 ล้านบาท และรายจ่ายผูกพัน 259 ล้านบาท/เดือน รายจ่ายหมุนเวียน 490 ล้านบาท/เดือน และ รายจ่ายประจำปี 2551 จำนวน 758 ล้านบาท/เดือน
5. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาสถานการณ์ราคาน้ำมัน และผลกระทบจากราคาน้ำมันแพงข้างต้น พบว่าราคาน้ำมันยังคงอยู่ในระดับสูงอย่างต่อเนื่อง เพื่อเป็นการบรรเทาความเดือดร้อนในค่าครองชีพของประชาชนและลดผลกระทบต่อระบบ เศรษฐกิจของประเทศ จึงเห็นควรมีการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมัน ดังนี้
5.1 มาตรการระยะสั้น ด้านราคาโดยจะพยายามรักษาระดับราคาไม่ให้ปรับสูงขึ้นไปอีกเท่าที่สามารถทำ ได้ โดยเฉพาะราคาน้ำมันดีเซลที่ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจของประเทศสูง โดยการเก็บเงินเข้ากองทุนและจ่ายชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ ด้วยการบริหารจัดการดังนี้
5.1.1 เนื่องจากปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงกว่ารายจ่ายอยู่ในระดับ 33 ล้านบาทต่อวัน เพื่อใช้ส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล และไบโอดีเซล ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีการขยายตัวมากนัก สามารถจะนำรายได้จากกองทุนน้ำมันฯดังกล่าวมาใช้บริหารราคาน้ำมันเป็นการชั่ว คราวในช่วงระยะเวลา 6 เดือนได้ โดยที่รายรับของกองทุนน้ำมันฯ วันละ 33 ล้านบาท จะสามารถชะลอการขึ้นราคาน้ำมันดีเซลได้ 0.40 บาท/ลิตร
5.1.2 สำหรับกองทุนอนุรักษ์ฯ ซึ่งมีอัตราเก็บกองทุนฯ ในระดับ 0.50 บาท/ลิตร ที่เตรียมสำหรับโครงการระบบขนส่งรางคู่ ซึ่งการนำเงินกองทุนไปใช้ยังไม่สามารถทำได้จนกว่าโครงการนี้จะได้มีการเริ่ม ก่อสร้าง ซึ่งต้องใช้เวลาไม่น้อยกว่า 3 - 4 ปี ดังนั้นเงินเก็บเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ที่รวมอยู่ในราคาน้ำมันดีเซลในปัจจุบัน จึงสามารถปรับลดอัตรานี้ลงได้ เพื่อนำไปชะลอการขึ้นราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้สูงสุดถึง 0.50 บาท/ลิตร
5.1.3 จากการดำเนินการแก้ไขปัญหาระยะสั้นตามข้อ 5.1.1 และ 5.1.2 จะเห็นได้ว่าสามารถนำเงินของทั้ง 2 กองทุนมาชะลอการปรับราคาของน้ำมันดีเซลได้สูงสุดถึง 0.90 บาท/ลิตร และหากปรับลดลง 0.90 บาท/ลิตร และราคาน้ำมันยังปรับตัวสูงขึ้นอีกจะปล่อยให้ราคาน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาด โลก
5.2 มาตรการระยะยาว กระทรวงพลังงานเห็นควรเร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็นร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายภายใน 4 ปีข้างหน้าจะมีรถยนต์ทั่วไปใช้ NGV จำนวน 210,860 คัน รถบรรทุกโดยสารอีก 56,940 คัน และสถานีบริการ NGV จำนวน 580 แห่ง ซึ่ง ปตท. จะต้องลงทุนเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 52,805 ล้านบาท ณ สิ้นปี 2555 คาดว่าจะมีรถยนต์ทั่วไปและรถบรรทุกโดยสารที่ใช้ NGV รวมจำนวน 240,000 และ 88,000 คัน ตามลำดับ และมีจำนวนสถานีบริการรวม 725 แห่ง ทั่วประเทศ โดยกระทรวงพลังงานจะต้องดำเนินการดังนี้
5.2.1 เพิ่มขีดความสามารถในการให้บริการ โดยเพิ่มวงเงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ ในโครงการทุนหมุนเวียนสำหรับยานยนต์จาก 2,000 ล้านบาท เป็น 4,000 ล้านบาท ซึ่งวงเงินเดิมของโครงการทุนหมุนเวียนจะเป็นลงทุนดำเนินการของ ปตท. จำนวน 5,000 ล้านบาท และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จำนวน 2,000 ล้านบาท ซึ่ง สนพ. จะเพิ่มวงเงินเป็น 4,000 ล้านบาท โดยคิดดอกเบี้ยต่ำเพียงร้อยละ 0.5 ต่อปี รวมเป็นเงิน 9,000 ล้านบาท เพื่อให้เกิดอู่ติดตั้งถัง NGV และสถานีบริการ NGV มากขึ้นทันตามกำหนดเวลา
5.2.2 ลดข้อจำกัดทางด้านกฎหมาย โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเร่งหาข้อยุติเรื่องต่างๆ ดังนี้
-กรุงเทพมหานคร โดยเร่งดำเนินการแก้ไขกฎกระทรวงให้สามารถใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2549 เพื่อสามารถจัดตั้งสถานี NGV บนถนนสาธารณะที่มีขนาดเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร แต่ไม่ต่ำกว่า 10 เมตร ให้แล้วเสร็จ
-กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ทำความตกลงร่วมกับกระทรวงพลังงานเกี่ยวกับการใช้หลักการ Code of Practice (COP) กับท่อที่มีความดันต่ำของโครงการที่สนับสนุน City Gas และภาคขนส่งการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ของโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อลดขั้นตอนและระยะเวลาแทนการผ่านขบวน การ EIA ทั้งหมด
-กระทรวงการคลัง โดยขอให้ขยายระยะเวลาการยกเว้นอากรขาเข้าถังบรรจุ ก๊าซธรรมชาติอัดและอุปกรณ์ควบคุมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (Conversion Kit) ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 และขอขยายเวลาปรับลดอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสาร NGV ในลักษณะแชสซีส์ที่มีเครื่องยนต์ติดตั้งจากร้อยละ 30 ลงเหลือร้อยละ 0 ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 และให้ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก รวมทั้งให้ปรับลดอากรขาเข้าส่วนประกอบและอุปกรณ์ประกอบซึ่งนำเข้ามาในลักษณะ ชิ้นส่วนสมบูรณ์ (CKD) เพื่อประกอบและผลิตในประเทศ จากร้อยละ 10 ลงเหลือร้อยละ 0 ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก
5.3 แนวทางการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้โดยเฉพาะเจาะจง โดยจำแนกเป็นกลุ่มต่างๆ ดังนี้
5.3.1 กลุ่มเรือประมง ได้แก่ กลุ่มเรือประมงชายฝั่งโดยในระยะสั้น ให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อลดราคาน้ำมันม่วงให้ต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบนบก และในระยะยาว โดยการส่งเสริมการใช้ LNG (Liquefied Natural Gas) สำหรับกลุ่มเรือประมงเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยการสร้างระบบการผลิตเพิ่มขึ้นที่สงขลาจากที่มีอยู่ในปัจจุบันที่จังหวัด ระยอง และกลุ่มเรือประมงน้ำลึก โดยให้การสนับสนุนการจำหน่ายน้ำมันเขียวด้วยราคาที่ถูกกว่าน้ำมันดีเซลบนบก สำหรับเรือประมงขนาดกลางถึงขนาดใหญ่ในบริเวณเขตต่อเนื่องซึ่งห่างจากฝั่ง 12-24 ไมล์ทะเลทั้งฝั่งอ่าวไทยและอันดามัน ทั้งนี้น้ำมันเขียวซึ่งได้รับการยกเว้นภาษีอากร และไม่เก็บเงินเข้ากองทุนต่างๆ ทำให้ราคาน้ำมันเขียวถูกกว่าน้ำมันเบนซินบนบกประมาณ 6-7 บาท/ลิตร
5.3.2 กลุ่มธุรกิจการขนส่ง ได้แก่ รถกระบะและรถตู้ที่ไม่สามารถดัดแปลงหรือปรับแต่งเครื่องยนต์ให้เปลี่ยนไปใช้ NGV ได้ จะสามารถหันไปเลือกใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ที่มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร
5.3.3 กลุ่มเกษตรกร โดยส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ที่มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร ให้มีการจำหน่ายอย่างทั่วถึงทั้งสถานีบริการของ ปตท. และ บางจาก รวมทั้งส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซลชุมชนสำหรับเครื่องจักรกลการเกษตร ในพื้นที่ชนบททั่วไป
5.4 สำหรับแนวทางการสร้างกระแสการประหยัดพลังงานภาคประชาชน เพื่อให้ประชาชนเข้าใจและยอมรับแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันระยะสั้นตาม ข้อ 5.1 และแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันในระยะยาว ตามข้อ 5.2 จึงจำเป็นต้องรณรงค์สร้างกระแสสังคมให้สำนึกถึงสถานการณ์ของราคาน้ำมันที่ อยู่ในระดับสูงไม่เป็นปกติจะส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและค่าครองชีพอย่างต่อ เนื่อง ขณะที่การดำเนินนโยบายและมาตรการในภาวะปกติจะไม่สามารถแก้ไขปัญหาที่เกิดได้ ภาครัฐจึงจำเป็นต้องเข้ามาบริหารและจัดการราคาน้ำมันโดยให้กระทบต่อกลไกการ ตลาดอย่างน้อยที่สุดเป็นการชั่วคราว และต้องรณรงค์ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนเกิดการประหยัดและใช้น้ำมันอย่างมี ประสิทธิภาพ และเร่งดำเนินส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ NGV อย่างจริงจังและต่อเนื่อง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบมาตรการระยะสั้นในการแก้ไขผลกระทบจากราคาน้ำมันแพง โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป ดังนี้
1.1 เนื่องจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในปัจจุบันมีรายรับสูงกว่ารายจ่ายประมาณ 33 ล้านบาท/วัน ซึ่งในส่วนนี้เตรียมไว้เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลและไบโอดีเซล โดยสามารถนำรายได้จากกองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวมาใช้เพื่อบริหาร ซึ่งสามารถชะลอการขึ้นราคาน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราวได้ 0.40 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ อยู่ในอำนาจของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานที่จะดำเนินการได้
1.2 ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมัน ดีเซลในส่วนที่เก็บไว้สำหรับโครงการระบบขนส่งรางคู่ลง 0.50 บาทต่อลิตร เป็นการชั่วคราวจนถึงประมาณสิ้นเดือนกรกฎาคม 2551 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาทบทวนการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันดีเซล แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งต่อไป
จากการดำเนินการแก้ไขปัญหาระยะสั้นตามข้อ 1.1 และ 1.2 จะสามารถนำเงินทั้ง 2 กองทุนมาชะลอการปรับราคาของน้ำมันดีเซลได้ 0.90 บาท/ลิตร และหากราคาน้ำมันยังปรับตัวสูงขึ้นอีก ก็จะปล่อยให้ราคาน้ำมันนั้นเป็นไปตามกลไกตลาดโลก
2.มาตรการในระยะยาว เห็นควรให้เร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายให้มีรถยนต์ที่ใช้ NGV เพิ่มขึ้นเป็น 240,000 คัน รถบรรทุกโดยสาร 88,000 คัน และมีจำนวนสถานีบริการเพิ่มเป็น 725 แห่งทั่วประเทศ
3.เห็นชอบแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้น้ำมันโดยเฉพาะเจาะจง และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการดังนี้
3.1 กลุ่มเรือประมง
(1) กลุ่มเรือประมงชายฝั่ง
- ระยะสั้นใช้น้ำมันม่วง : โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อลดราคาน้ำมันม่วงให้ต่ำว่าดีเซลหมุนเร็วบนบกประมาณ 2 บาท/ลิตร
- ระยะยาวใช้ LNG (Liquified Natural Gas) : ส่งเสริมการใช้ LNG เพื่อลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยสร้างระบบการผลิต LNG เพิ่มที่สงขลาจากที่มีอยู่ในปัจจุบันที่ระยอง
(2) กลุ่มเรือประมงน้ำลึก
กระทรวงพลังงานให้การสนับสนุนการจำหน่ายน้ำมันเขียว โดยจะจำหน่ายในราคาที่ถูกกว่าน้ำมันดีเซลบนบกสำหรับเรือประมงขนาดกลางและ ขนาดใหญ่ในบริเวณเขตต่อเนื่อง ซึ่งห่างจากฝั่ง 12-24 ไมล์ทะเล ทั้งฝั่งอ่าวไทยและอันดามัน ทั้งนี้น้ำมันเขียวได้รับการยกเว้นภาษีอากร และไม่เก็บเงินเข้ากองทุนต่างๆ ทำให้ราคาน้ำมันเขียวถูกกว่าน้ำมันเบนซินบนบกประมาณ 5-6 บาท/ลิตร
3.2 กลุ่มธุรกิจการขนส่ง : รถกระบะและรถตู้ที่ไม่สามารถดัดแปลงหรือปรับแต่งเครื่องยนต์ให้เปลี่ยนไปใช้ NGV ได้ ยังสามารถหันไปเลือกใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ซึ่งจะใช้การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร
3.3 กลุ่มเกษตรกร : ส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ซึ่งถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร ให้มีการจำหน่ายทั่วถึงในสถานีบริการของ ปตท. และ บางจาก รวมทั้ง ส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซลชุมชนสำหรับเครื่องจักรกลการเกษตรใน พื้นที่ชนบททั่วไป
4.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการรณรงค์ ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนเกิดความเข้าใจและยอมรับแนวทางการแก้ไขปัญหาราคา น้ำมันระยะสั้นและระยะยาว ในสถานการณ์ของราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับสูงไม่เป็นปกติ ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและ ค่าครองชีพ รวมทั้งเร่งรณรงค์ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนเกิดการประหยัดและการใช้น้ำมัน อย่างมีประสิทธิภาพอย่างจริงจังและต่อเนื่อง
(อนึ่ง มติของที่ประชุมในวาระนี้ ได้รับการรับรองมติแล้วเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2551)
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ (Natural Gas for Vehicle หรือ NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 เห็นชอบมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคการขนส่งในช่วงปี 2546-2551 ในเรื่องของการกำหนดราคาจำหน่าย NGV ได้กำหนดเงื่อนไขไว้ ดังนี้ 1) ปี 2546-2549 (1 ม.ค. 46 - 31 ธ.ค. 49) กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 50 ของราคาน้ำมันดีเซล 2) ปี 2550 (1 ม.ค. 50 - 31 ธ.ค. 50) กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 55 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 3) ปี 2551 (1 ม.ค. 51 - 31 ธ.ค. 51) กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 60 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 และ 4) ปี 2552 เป็นต้นไป กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 65 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 ทั้งนี้ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10 บาทต่อลิตรเทียบเท่าเบนซิน 91 (หรือ 10.34 บาท/กิโลกรัม ของ NGV)
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบมาตรการส่งเสริมใช้พลังงานทดแทนน้ำมันและการใช้พลังงานอย่าง มีประสิทธิภาพในภาคขนส่ง ทั้งนี้ให้มีการลดการใช้น้ำมันรวมทั้งประเทศลงร้อยละ 25 ภายในปี 2552 โดยในส่วนของ NGV ได้กำหนดการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลร้อยละ 10 ในปี 2551
3. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน โดยให้ใช้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ณ ราคาก๊าซเฉลี่ย POOL 2 บวกด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ซึ่งรวมค่าการตลาดแล้ว) และ สนพ. นำเสนอในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการอีกครั้ง
4. ต่อมา เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ ธรรมชาติ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และได้มอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการ ส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงการคำนวณ ทั้งนี้ เพื่อมิให้การปรับราคา NGV ส่งผลกระทบต่อแผนการขยายการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมัน
5. ณ วันที่ 2 มีนาคม 2551 มีจำนวนรถ NGV รวม 65,349 คัน จำแนกเป็น รถเบนซิน 55,320 คัน รถดีเซล 7,618 คัน รถ NGV (OEM) 2,411 คัน และจำนวนสถานีบริการ (จำนวนสะสมรวม) 175 สถานี ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพ/ปริมณฑล 146 สถานี และต่างจังหวัด 29 สถานี
6. มาตรการสนับสนุนการใช้รถ NGV ที่ได้ดำเนินการแล้ว ประกอบด้วย
6.1 มาตรการด้านภาษี
รายละเอียดที่ได้รับการสนับสนุน | การยกเว้น/อัตราลดหย่อน | ระยะเวลาสิ้นสุด |
1. การยกเว้นและลดหย่อนอากรจากการนำเข้า | ||
1.1 ถังและอุปกรณ์ควบคุมการใช้ NGV | ยกเว้นอากรขาเข้า | 31 ธ.ค. 51 |
1.2 อุปกรณ์ NGV สำหรับสถานีบริการ | ลดหย่อนเหลือ 1-3% | ไม่มีกำหนด |
1.3 เครื่องยนต์ NGV (เก่า) | ยกเว้นอากรขาเข้า | 31 พ.ค. 51 |
เครื่องยนต์ NGV (ใหม่) | ยกเว้นอากรขาเข้า | ไม่มีกำหนด |
1.4 รถขนส่งบุคคล 10 คนขึ้นไป | ยกเว้นอากรขาเข้า | ไม่มีกำหนด |
- ส่วนประกอบที่นำเข้ามาในลักษณะชิ้นส่วนสมบูรณ์ - แชสซีส์ที่มีเครื่องยนต์ติดตั้ง |
(จาก 10% เป็น 0%) (จาก 30% เป็น 0%) |
31 ธ.ค. 51 |
1.6 รถโดยสารตู้สาธารณะ NGV | ลดหย่อนจาก 40%เหลือ 22% | 31 ธ.ค. 51 |
1.7 ส่วนประกอบและอุปกรณ์ประกอบ (CKD) สำหรับรถตู้ | ยกเว้นอากรขาเข้า | 31 ธ.ค. 55 |
2. การยกเว้นและลดหย่อนภาษี สรรพสามิต | ||
2.1 รถยนต์นั่ง/โดยสาร NGV ที่ผลิตจากโรงงาน | ลดหย่อนจาก 30% เหลือ 20% | ไม่มีกำหนด |
2.2 รถยนต์ที่ติดตั้งระบบ NGV Retrofit | ยกเว้นภาษีเท่าค่าใช้จ่ายจริงและไม่เกิน 50,000 บาท | 31 ธ.ค. 51 |
3. ภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ประจำปี | ||
3.1 รถยนต์ที่ใช้ NGV เป็นเชื้อเพลิงอย่างเดียว | ลดหย่อนเหลือ 50% ของอัตราปกติ | ไม่มีกำหนด |
3.2 รถยนต์ที่ใช้ NGV เป็นเชื้อเพลิงร่วม | ลดหย่อนเหลือ 25% ของอัตราปกติ | ไม่มีกำหนด |
6.2 มาตรการด้านกฎหมายเพื่อขยายจำนวนรถและสถานีบริการ NGV
(1) กระทรวงคมนาคมได้ออกกฎกระทรวงว่าด้วยรถยนต์รับจ้างบรรทุกคนโดยสาร ไม่เกินเจ็ดคน (Taxi-Meter) ที่จดทะเบียนในเขตกรุงเทพมหานคร โดยกำหนดให้ Taxi ใหม่ต้องเป็นรถ NGV มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป
(2) คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2550 เห็นชอบให้กรุงเทพมหานครแก้ไขกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหา นคร พ.ศ. 2549 เพื่อให้สามารถจัดตั้งสถานีบริการ NGV บนถนนสาธารณะที่มีขอบเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร แต่ไม่ต่ำกว่า 10 เมตร ในเขตกรุงเทพมหานครได้
6.3 การรับรองมาตรฐานศูนย์ติดตั้ง NGV กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติด ตั้งอุปกรณ์ NGV ขึ้น เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2550 และปัจจุบันมีอู่ที่ได้รับการรับรองมาตรฐานการติดตั้งอุปกรณ์ NGV จำนวน 21 แห่ง
6.4 มาตรการด้านราคา คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน แต่เพื่อไม่ให้ส่งผลต่อแผนการขยายการใช้ NGV จึงขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV .ในปี 2550 - 2551 เท่ากับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับราคาได้ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับราคาได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป จึงปรับราคา NGV ตามต้นทุนที่แท้จริง
6.5 มาตรการด้านการเงิน ปตท. ได้ร่วมกับ สนพ. จัดตั้งเงินกองทุนหมุนเวียนสำหรับยานยนต์ NGV จำนวน 7,000 ล้านบาท (ปตท. 5,000 ล้านบาท และ สนพ. 2,000 ล้านบาท) ให้ผู้ประกอบการยืม โดยเงินสนับสนุนจาก สนพ. จำนวน 2,000 ล้านบาท ได้ถูกจัดสรรให้ผู้ประกอบการรถโดยสารร่วม ขสมก. กู้ยืม ซึ่งปัจจุบันได้อนุมัติแล้วจำนวน 511 ล้านบาท และอยู่ระหว่างการพิจารณาจำนวน 1,470 ล้านบาท
7. ปตท. ได้ปรับเป้าหมายการขยายจำนวนรถ NGV และสถานีใหม่ จากเดิมได้กำหนดให้มีการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมันในอัตรา 15 เป็นร้อยละ 20 ในปี 2555 ซึ่งหมายถึงในปี 2555 จะมีจำนวนรถ NGV สะสมทั้งหมด 328,000 คัน และมีจำนวนสถานีบริการทั้งหมด 725 สถานี
8. ปัญหาและอุปสรรคสำคัญที่เกิดขึ้น ประกอบด้วย ต้นทุนการดัดแปลงเครื่องยนต์โดยเฉพาะรถดีเซลขนาดใหญ่หันมาใช้ NGV สูงขึ้น และการแก้ไขกฎกระทรวงใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2549 ยังไม่แล้วเสร็จ รวมทั้งการขออนุญาตวางท่อส่งก๊าซฯ เข้าสถานีแม่ และ Conventional Station ยังมีความล่าช้า เนื่องจากต้องผ่านหลักการ EIA และมาตรการภาษีที่ภาครัฐเคยให้การสนับสนุนในด้านต่างๆ จะสิ้นสุดลงในปี 2551
มติของที่ประชุม
1. เร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายให้ภายใน 4 ปี จะมีรถยนต์ทั่วไปใช้ NGV ถึง 210,860 คัน รถบรรทุกโดยสาร 56,940 คัน และมีสถานีบริการ NGV 580 แห่ง ซึ่ง ปตท. จะต้องลงทุนเพิ่มอีกประมาณ 52,805 ล้านบาท และ ณ สิ้นปี 2555 จำนวนรถยนต์ที่ใช้ NGV จะเพิ่มเป็น 240,000 คัน รถบรรทุกโดยสาร 88,000 คัน และจำนวนสถานีบริการเพิ่มเป็น 725 แห่ง ทั่วประเทศ
2. เพิ่มขีดความสามารถในการให้บริการ โดยพิจารณาเพิ่มวงเงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ ในโครงการทุนหมุนเวียนสำหรับยานยนต์จาก 2,000 ล้านบาท เป็น 4,000 ล้านบาท โดยคิดดอกเบี้ยขั้นต่ำ เพียงร้อยละ 0.5 ต่อปี และกำหนดให้มีการผ่อนคืนภายในระยะเวลา 5 ปีนับจากวันที่กู้ และรวมกับงบประมาณของ ปตท. ที่ได้ลงทุนดำเนินการอีก 5,000 ล้านบาท รวมเป็นทั้งสิ้น 9,000 ล้านบาท ทั้งนี้ เพื่อสนับสนุนผู้ประกอบการรถโดยสารประจำทางในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล และรถโดยสารระหว่างเมืองในการเปลี่ยนมาใช้ NGV
3. ลดข้อจำกัดทางด้านกฎหมาย โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งหาข้อยุติในเรื่องต่างๆ ดังนี้
3.1 กระทรวงมหาดไทยเร่งดำเนินการแก้ไขกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพ มหานคร พ.ศ.2549 เพื่อให้สามารถจัดตั้งสถานี NGV บนถนนสาธารณะที่มีขนาดเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร แต่ ไม่ต่ำกว่า 10 เมตร ให้แล้วเสร็จ
3.2 กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ทำความตกลงร่วมกับกระทรวงพลังงานเกี่ยวกับการใช้หลักการ Code of Practice (COP) กับท่อที่มีความดันต่ำ ของโครงการที่สนับสนุน City Gas และภาคขนส่งในการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ของโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อลดขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาแทน การผ่านขบวนการ EIA ทั้งหมด
3.3 ที่ประชุมมอบหมายให้กระทรวงการคลังรับไปพิจารณา
- ขยายระยะเวลาการยกเว้นอากรขาเข้าถังบรรจุก๊าซธรรมชาติอัดและอุปกรณ์ควบคุม การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (Conversion Kit) ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
- ขอขยายเวลาปรับลดอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสาร NGV ในลักษณะแชสซีส์ ที่มีเครื่องยนต์ติดตั้งจากร้อยละ 30 ลงเหลือร้อยละ 0 ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 และให้ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก
- ปรับลดอากรขาเข้าส่วนประกอบและอุปกรณ์ประกอบซึ่งนำเข้ามาในลักษณะชิ้นส่วน สมบูรณ์ (CKD) เพื่อประกอบและผลิตในประเทศ จากร้อยละ 10 ลงเหลือร้อยละ 0 และให้ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก
- ยกเว้นภาษีเงินได้สำหรับเงินได้ที่จ่ายเป็นค่าใช้จ่ายเพื่อการได้มาซึ่ง ทรัพย์สินประเภทเครื่องจักร อุปกรณ์หรือวัสดุ NGV โดยรวมค่าติดตั้งเป็นจำนวนร้อยละ 25 ของค่าใช้จ่าย ให้แก่บุคคลธรรมดาเฉพาะส่วนที่เป็นเงินได้พึงประเมินตามมาตรา 40(5) (6) (7) หรือ (8) และบริษัทหรือห้างหุ้นส่วนนิติบุคคล ทั้งนี้ ทรัพย์สินจะต้องได้มาและพร้อมใช้งานได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553
เรื่องที่ 7 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และได้มีมติเห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่ง โดยให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาคและเห็นชอบหลัก เกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับ จริง คือ 60 ต่อ 40 รวมทั้งได้มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1.20 บาท/กิโลกรัม จากราคา 16.81 บาท เป็น 18.01 บาท/กิโลกรัม วันที่ 4 มกราคม 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. ได้เห็นชอบการปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG เท่ากับ ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 7 มกราคม 2551 และเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เห็นชอบราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG ของเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้นกิโลกรัมละ 20 สตางค์ จากราคา 18.01 เป็น 18.21 บาท/กิโลกรัม ต่อมาในวันที่ 1 มีนาคม 2551 กบง. ได้เห็นชอบราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG ของเดือนมีนาคม 2551 ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวลดลงกิโลกรัมละ 8 สตางค์ จากราคา 18.21 เป็น 18.13 บาท/กิโลกรัม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2551
3. ประมาณการใช้ก๊าซ LPG ในช่วงเดือนมกราคม - เมษายน 2551 อยู่ที่ระดับ 11.87 ล้านกิโลกรัม/วัน เพิ่มจากปีก่อน 1.81 ล้านกิโลกรัม/วัน ขณะที่ประมาณการผลิตอยู่ที่ระดับ 11.20 ล้านกิโลกรัม/วัน ลดลงจากปีก่อน 0.26 ล้านกิโลกรัม/วัน เนื่องจากผู้ผลิตมีแผนปิดซ่อมบำรุงประจำปี ประกอบกับโรงกลั่นได้ปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตโดยใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงแทนน้ำมันเตา เนื่องจากจำหน่ายในประเทศได้ในราคาต่ำ ทั้งนี้ คาดว่าปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จะไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ จำเป็นต้องมีการนำเข้าเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ โดยคาดว่าในช่วง 4 เดือนแรกของปี 2551 ต้องนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 81 ล้านกิโลกรัม
4. การแก้ไขปัญหาโดยมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 มีดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายเวลาการดำเนินการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 โดยให้คงราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG เท่ากับ ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้ จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 หลังจากนั้น ให้มีการพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์ (2) เห็นชอบให้รักษาระดับราคาก๊าซ LPG โดยให้คงราคาก๊าชหุงต้มไว้ ณ ระดับราคาตามราคาอิงตลาดโลกในข้อ 1) แต่สำหรับก๊าช LPG ที่นำไปใช้ในทางอื่นๆ ทั้งหมด ให้ปรับเพิ่มขึ้น ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปชำระหนี้ เงินชดเชยการนำเข้าก๊าช LPG จากต่างประเทศ และลดความต้องการใช้ก๊าช LPG โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับไปดำเนินการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติต่อไป (3) เห็นชอบให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณสัดส่วนที่ขาด ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป (4) มอบหมายให้ ธพ. และสถาบันบริหารกองทุนพลังงานร่วมกันจัดระบบการจ่ายเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาใช้ในประเทศ รวมทั้งการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการใช้ก๊าซ LPG ที่มิใช่การใช้ในภาคครัวเรือน โดยให้ ธพ. เป็นผู้รับผิดชอบตรวจสอบปริมาณการนำเข้าและปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ให้ สบพ. เป็นผู้รับผิดชอบ ด้านการจ่ายเงินชดเชย (5) มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อัตราเงินชดเชยและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิต จำหน่ายและนำเข้ามาใช้ในประเทศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป (6) มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทน กบง. ตามข้อ 1 ข้อ 2 และข้อ 3 ได้ตามความเหมาะสม และ (7) มอบหมายให้ ธพ. รับไปจัดทำข้อเสนอตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการนำก๊าซหุงต้มไป จำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวเพื่อนำเสนอ กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 ดังนี้
(1) เห็นชอบให้ขยายเวลาการดำเนินการตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 โดยให้คงราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG เท่ากับ ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้ จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551หลังจากนั้น ให้มีการพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์
(2) เห็นชอบให้รักษาระดับราคาก๊าซ LPG โดยให้คงราคาก๊าชหุงต้มไว้ ณ ระดับราคาตามราคาอิงตลาดโลกในข้อ (1) แต่สำหรับก๊าช LPG ที่นำไปใช้ในทางอื่นๆ ทั้งหมด ให้ปรับเพิ่มขึ้นตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปชำระหนี้เงิน ชดเชยการนำเข้าก๊าช LPG จากต่างประเทศ และลดความต้องการใช้ก๊าช LPG โดยให้กรมธุรกิจพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์วิธีการ ปฏิบัติต่อไป
(3) เห็นชอบให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณสัดส่วนที่ขาด ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป
(4) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ร่วมกันจัดระบบการจ่ายเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาใช้ในประเทศ รวมทั้งการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จากการใช้ก๊าซ LPG ที่มิใช่การใช้ในภาคครัวเรือน โดยให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบตรวจสอบปริมาณการนำเข้าและปริมาณการ ใช้ก๊าซ LPG ที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบด้านการจ่ายเงินชดเชย
(5) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง อัตราเงินชดเชยและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิต จำหน่ายและนำเข้ามาใช้ในประเทศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
(6) มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณา ให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทนคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ตามข้อ (1) ข้อ (2) และข้อ (3) ได้ตามความเหมาะสม
(7) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานรับไปจัดทำข้อเสนอตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและ ตรวจสอบการนำก๊าซหุงต้มไปจำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการค้าปิโตรเลียมเหลว และคณะกรรมการติดตามตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศ เพื่อนบ้าน
เรื่องที่ 8 แนวทางการส่งเสริมและพัฒนาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปี 2547 รัฐบาลได้กำหนดให้ยกเลิกการใช้ MTBE และให้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล โดยในปัจจุบันกำหนดเป้าหมายใช้เอทานอลให้ได้ 2.4 ล้านลิตร/วัน ภายในปี 2554 และได้มีมาตรการส่งเสริม การผลิตเอทานอล ประกอบด้วย การยกเว้นอากรขาเข้าเครื่องจักรและภาษีเงินได้นิติบุคคล 8 ปี การยกเว้นภาษีสรรพสามิตและภาษีเทศบาลสำหรับเอทานอลที่ผสมในแก๊สโซฮอล การเปิดเสรีการผลิตเอทานอล ส่งผลให้มีโรงงานได้รับอนุญาต 45 ราย กำลังผลิตรวม 12 ล้านลิตร/วัน ปัจจุบันมีการผลิต 9 ราย มีกำลังผลิต 1.25 ล้านลิตร/วัน ซึ่งสูงกว่าความต้องการเฉลี่ย 0.73 ล้านลิตร/วัน และการส่งออกตั้งแต่เมษายน 2550 - มกราคม 2551 จำนวน 22.35 ล้านลิตร โดยตลาดการส่งออก ได้แก่ สิงค์โปร์ ยุโรป และออสเตรเลีย เป็นต้น
2. เดือนกุมภาพันธ์ 2551 มีสถานีบริการแก๊สโซฮอล 3,926 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายเฉลี่ย 7.3 ล้านลิตร/วัน เป็นแก๊สโซฮอล 91, 95 และ E20 จำนวน 1.63, 5.65 และ 0.002 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ โดยยอดจำหน่ายเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ร้อยละ 8.63 ส่วนด้านการใช้แก๊สโซฮอลในรถยนต์ที่ผลิตหลังปี 1995 ทุกยี่ห้อยืนยันว่าใช้แก๊สโซฮอลได้ สำหรับรถยนต์ที่ใช้แก๊สโซฮอล E20 คาดว่าจะมีจำหน่ายประมาณ 100,000 คัน ในปี 2551
3. ปัญหาด้านวัตถุดิบที่ใช้ผลิตเอทานอลขั้นต่ำตามความต้องการใช้น้ำมันเบนซิน คาดว่าปริมาณกากน้ำตาลและมันสำปะหลังจะมีเพียงพอในปี 2554 แต่หากผู้ผลิตต้องการผลิตเพื่อส่งออก ปริมาณกากน้ำตาลจะไม่เพียงพอในอนาคต ขณะที่มันสำปะหลังยังมีปริมาณเพียงพอ อย่างไรก็ตามแนวโน้มราคา มันสำปะหลังสูงขึ้นและปริมาณการส่งออกมันเส้นมากขึ้นอาจส่งผลให้เกิดการขาด แคลนในอนาคตได้ ซึ่งแนวทางการแก้ไขปัญหาดังกล่าว กระทรวงพลังงานได้ร่วมหารือกับกระทรวงเกษตรฯ เพื่อจัดทำแผน การจัดหาวัตถุดิบโดยมุ่งเน้นการจัดทำ Zoning ที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง ส่วนปัญหาเอทานอลล้นตลาด เนื่องจากการส่งออกเอทานอลยังทำได้ไม่กว้างขวาง คลังเก็บเอทานอลเพื่อรอการส่งออกมีจำกัด และหาตลาดรับซื้อในต่างประเทศยาก กรมธุรกิจ พลังงาน (ธพ.) ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมสรรพสามิตเพื่อหารือการกำหนดมาตรการให้ผู้ค้าทั่วไปส่งออกได้นอกเหนือจาก ผู้ผลิต การสนับสนุนให้ผู้ผลิตเช่าคลังเก็บเอทานอลรอการส่งออก และพิจารณาความเหมาะสมในการเปิดตลาดกับประเทศ ในภูมิภาค รวมทั้งได้ร่วมกับ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และ สนพ. ประสานผู้ผลิตเอทานอลพิจารณานโยบายสร้างเสถียรภาพราคาและปริมาณเอทานอลใน อนาคต
4. ปัญหาด้านการผลิต การจำหน่ายเอทานอล เนื่องจากโรงกลั่นมีข้อจำกัดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานในเรื่ององค์ ประกอบไม่สมดุล, สถานีบริการมีถังและหัวจ่ายจำกัด และประชาชนบางส่วนยังขาดความเชื่อมั่นในการใช้แก๊สโซฮอล ซึ่ง ธพ. ได้ประสานผู้ค้าน้ำมันประเมินศักยภาพการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และเร่งขยายสถานีแก๊สโซฮอล 91 ตลอดจนสร้างความรู้ความเข้าใจผู้ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง สนพ. ได้รณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้แก๊สโซฮอล เพื่อส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลให้เพิ่มขึ้น
5. รัฐบาลส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลตั้งแต่ปี 2548 และบังคับใช้ B2 ทั่วประเทศตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 โดยกำหนดจะใช้ B5 ทั่วประเทศในปี 2554 ความก้าวหน้าการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซล ได้แก่ การให้สิทธิประโยชน์การลงทุน สนับสนุนเงินทุนหมุนเวียนเพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน ส่งผลให้มีผู้ผลิตที่ขึ้นทะเบียนกับ ธพ. 9 ราย กำลังผลิตรวม 2.18 ล้านลิตร/วัน และอยู่ระหว่างก่อสร้างอีก 13 ราย กำลังการผลิตรวม 2.6 ล้านลิตร/วัน และจากมาตรการสนับสนุนด้านราคาและคุณภาพ ส่งผลให้มีสถานีบริการ 1,054 แห่ง มีการจำหน่าย B5 และ B2 จำนวน 152.6 และ 1,368.8 ล้านลิตร หรือเฉลี่ย 5.26 และ 47.2 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ รวมต้องการ B100 ในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 จำนวน 1.2 ล้านลิตร/วัน ส่วนความก้าวหน้าของไบโอดีเซลชุมชน โดย พพ. ให้การสนับสนุนการดำเนินการปี 2548 - 2549 จำนวน 72 ชุมชน อยู่ระหว่างการแก้ไขปัญหาการขาดวัตถุดิบในการผลิต ขณะที่แผนการส่งเสริมปี 2550-2551 จำนวน 400 ชุมชน อยู่ระหว่างพิจารณาความพร้อมในการจัดหาวัตถุดิบของแต่ละชุมชน
6. ปัญหาด้านวัตถุดิบ จากการพิจารณาความต้องการน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ตามยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงานที่กำหนดใช้ CPO เพื่อผลิตไบโอดีเซลสำหรับผสมร้อยละ 2 ทั้งหมด และผสมร้อยละ 5 บางส่วน ในปี 2551-2553 ขณะที่ปี 2554 จะบังคับผสมร้อยละ 5 ทั้งหมด ผลการประเมินในกรณีที่ยอมให้มีการส่งออก CPO พบว่า หากผู้ค้าน้ำมันเริ่มส่งเสริมใช้ B5 จะส่งผลให้ขาดแคลน CPO ในปลายปี 2551 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ประสานกระทรวงเกษตรฯ และกระทรวงพาณิชย์ จัดตั้งกลไกการบริหารจัดการ และการจัดหาวัตถุดิบเพื่อผลิตไบโอดีเซลให้เพียงพอต่อการผลิตในราคาที่เหมาะ สม และเร่งกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหาการขาดแคลน CPO และผลกระทบต่อราคาน้ำมันบริโภคที่อาจจะเกิดขึ้นภายในปลายปี 2551
7. ด้านการผลิตไบโอดีเซล (B100) เพื่อลดต้นทุนการผลิต ปตท. จะศึกษาการใช้ Ethanol แทน Methanol ในการผลิต Methyl ester และ ธพ. จะประสานบริษัทรถยนต์และผู้เกี่ยวข้องทดสอบการใช้งานเพื่อศึกษาผลกระทบต่อไป ส่วนด้านการจำหน่ายไบโอดีเซล เพื่อสร้างความมั่นใจให้บริษัทรถยนต์และประชาชน ธพ. จะประสานบริษัทรถยนต์กำหนดแนวทางประชาสัมพันธ์การใช้ B2/B5 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้กับผู้ใช้รถยนต์ โดยให้ผู้บริหารบริษัทรถยนต์ออกมารับประกันการใช้
8. ในปี 2548 กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ที่มี รองนายกรัฐมนตรีเป็นประธาน เพื่อเสนอแนะนโยบายและแผนการพัฒนาด้านเชื้อเพลิงชีวภาพ แต่ในปี 2549 กพช. ได้มีมติให้ยกเลิกคณะกรรมการฯ ดังกล่าว โดยให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเอทานอล และคณะอนุกรรมการไบโอดีเซลขึ้นภายใต้ กบง. แต่เนื่องจากปัญหาและอุปสรรคในการส่งเสริมแก๊สโซฮอลและไบโอดีเซลส่วนใหญ่ เป็นเรื่องที่จำเป็นต้องมีการสนับสนุนเชิงนโยบายและปรับปรุงแก้ไขกฎระเบียบ ต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานภายนอกกระทรวงพลังงานเป็นหลัก ซึ่งคณะอนุกรรมการทั้ง 2 คณะดังกล่าว อาจไม่มีอำนาจเพียงพอในการแก้ปัญหา จึงควรจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพขึ้นใหม่ โดยปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน เพื่อให้การกำหนดนโยบายร่วมระหว่างกระทรวงในการแก้ไขปัญหาและส่งเสริมการ พัฒนาเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพสามารถดำเนินการร่วมกันได้ อย่างเป็นระบบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางในการดำเนินการแก้ไขปัญหาสำหรับการพัฒนาส่งเสริม และพัฒนาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไป ดังนี้
1.1 การส่งเสริมและพัฒนาเอทานอล
(1) ด้านวัตถุดิบ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานได้ประสานกระทรวงเกษตรและสหกรณ์จัดทำแผนการจัดหา วัตถุดิบโดยมุ่งเน้นการจัดทำ Zoning ที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง
(2) ด้านการผลิตเอทานอล มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อสนับสนุนการส่ง ออกเอทานอล แลมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานผู้ผลิตเอทานอลพิจารณานโยบายสร้างเสถียรภาพราคาและปริมาณเอทานอลใน อนาคต
(3) ด้านการผลิตและจำหน่ายแก๊สโซฮอล มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานผู้ค้าน้ำมันประเมินศักยภาพการผลิตน้ำมัน เบนซินพื้นฐาน และเร่งขยายสถานีแก๊สโซฮอล 91 ตลอดจนสร้างความรู้ความเข้าใจผู้ที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ช่างซ่อมรถยนต์ ตัวแทนจำหน่ายรถยนต์ และ สนพ. รณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้แก๊สโซฮอล เพื่อส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลให้เพิ่มขึ้น
1.2 การส่งเสริมและพัฒนาไบโอดีเซล
(1) ด้านวัตถุดิบ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงพาณิชย์ในการพิจารณาการจัดตั้งกลไกการบริหารจัดการ และการจัดหาวัตถุดิบเพื่อผลิต ไบโอดีเซลให้เพียงพอต่อการผลิตในราคาที่เหมาะสม และเร่งกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันปาล์มดิบและผลกระทบต่อราคา น้ำมันบริโภคที่อาจจะเกิดขึ้นภายในปลายปี 2551
(2) ด้านการผลิตไบโอดีเซล (B100) มอบหมายให้ ปตท. ศึกษาการใช้ Ethanol แทน Methanol ในการผลิต Methyl ester และกรมธุรกิจพลังงานประสานบริษัทรถยนต์และผู้เกี่ยวข้องทดสอบการใช้งานเพื่อ ศึกษาผลกระทบ ต่อไป
(3) ด้านการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานบริษัทรถยนต์กำหนดแนวทางประชาสัมพันธ์การ ใช้ B2/B5 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นใจให้กับผู้ใช้รถยนต์ โดยเห็นควรให้ผู้บริหารบริษัทรถยนต์ออกมารับประกันการใช้
2. เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ โดยให้เพิ่มอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ เกี่ยวกับการศึกษาวิจัยพืชพลังงานด้วย
เรื่องที่ 9 การปรับสถานภาพของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) โดยสาระสำคัญของแผน PDP 2007 คือ การกำหนดทางเลือกให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563 และอีก 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2564
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติ 1)เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น 2) เห็นชอบให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน 3) เห็นชอบในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยจัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน 4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) 5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ และการดำเนินงานตามแผนฯ โดยให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป 6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน ปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพลางก่อน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
3. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ 1) แผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์ 2) การจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และรองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้ง ตามขั้นตอนต่อไป 3) ให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุม และประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานฯ แล้ว เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2550
4. คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้อนุมัติเงินสนับสนุนการดำเนินการตามแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ จำนวนเงิน 250 ล้านบาท ต่อปี รวม 3 ปี เป็นเงิน 750 ล้านบาท และ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนฯ และรับทราบประมาณการรายจ่ายสำหรับกิจกรรมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก ซึ่งคาดว่าจะใช้จ่ายเงินประมาณ 450 ล้านบาท/ปี หรือจำนวนรวม 1,345 ล้านบาท
5. เนื่องจากสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 ได้กำหนดให้เป็นสำนักงานอยู่ภายใต้กระทรวงพลังงาน แต่สำนักงานไม่ได้เป็นนิติบุคคล ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน พ.ศ. 2534 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ดังนั้นสำนักงานฯ จึงไม่สามารถทำนิติกรรมสัญญาได้ และสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานไม่สามารถทำนิติกรรมสัญญาแทนได้ด้วย
6. เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาดังกล่าว จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการดังนี้
6.1 เห็นควรให้ปรับสถานภาพของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ภายใต้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานไปพลางก่อนจนกว่าจะมีการตรากฎหมายจัดตั้ง สำนักงานฯ
6.2 เห็นควรให้สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์มีอำนาจหน้าที่ และมีการแบ่งส่วนราชการในสำนักฯ ดังนี้
(1) มีอำนาจหน้าที่ในการจัดทำโครงการ แผนงาน มาตรการ และดำเนินการประสานและบริหารแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ และทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้ง โครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์
(2) ให้แบ่งส่วนราชการในสำนักฯ เป็น ส่วนประสานความร่วมมือการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ส่วนประสานความร่วมมือการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ส่วนสื่อสารและการยอมรับสาธารณะ และส่วนบริหารงานกลาง
(3) ให้มีผู้อำนวยการสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ มีอำนาจหน้าที่รับผิดชอบในการบริหารการปฏิบัติราชการภายในสำนักพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
ทั้งนี้ โดยเห็นควรมอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแต่งตั้งและ มอบอำนาจตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหา ตามข้อ 6 และมอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแต่งตั้ง และมอบอำนาจตามขั้นตอนต่อไป
กพช. ครั้งที่ 120 - วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2551 (ครั้งที่ 120)
วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม พ.ศ. 2551 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป โดยตามความในบทเฉพาะกาล มาตรา 142 และ 143 ของพระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดว่า ในวาระเริ่มแรกให้ดำเนินการคัดเลือกคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการฯ ) ให้แล้วเสร็จภายใน 120 วัน นับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการไปพลางก่อนจนกว่าพระมหากษัตริย์ทรงแต่งตั้งคณะ กรรมการตามพระราชบัญญัตินี้ และให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ. สนพ.) ปฏิบัติหน้าที่ของเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (เลขาธิการ) และให้ สนพ. ปฏิบัติหน้าที่ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน) จนกว่าจะได้มีการแต่งตั้งเลขาธิการและจัดตั้งสำนักงานตามพระราชบัญญัตินี้
2. การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
2.1 ในวาระเริ่มแรกซึ่งยังไม่มีคณะกรรมการฯ ตามความในมาตรา 154 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ประกอบกิจการอยู่ก่อนวันที่พระราช บัญญัติฯ ใช้บังคับ และเข้าข่ายเป็นผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ต้องขออนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ นอกจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และหน่วยงานของรัฐแห่งอื่น ประกอบกิจการต่อไปได้
ทั้งนี้ การประกอบกิจการพลังงานของผู้ประกอบกิจการพลังงานจะต้องปฏิบัติตามการอนุญาต ใดๆ ที่ได้ให้ไว้ตามประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58 (ปว. 58) ลงวันที่ 26 มกราคม 2515 กฎหมาย ว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กฎหมาย ว่าด้วยโรงงาน หรือกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการพลังงาน จนกว่าจะได้รับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัตินี้
2.2 เมื่อมีการแต่งตั้งคณะกรรมการฯ แล้ว ในบทบัญญัติกฎหมายได้กำหนดให้ดำเนินการ ดังนี้
2.2.1 ตามความในมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้คณะกรรมการประกาศกำหนดประเภท อายุใบอนุญาต ให้สอดคล้องกับขนาดและลักษณะของกิจการพลังงานประเภทต่างๆ โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ สังคม และการลงทุน รวมถึงลักษณะการแข่งขันของกิจการแต่ละประเภท และอาจกำหนดเงื่อนไขเป็นการเฉพาะรายด้วยก็ได้ ทั้งนี้ การกำหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตให้ตราเป็นพระราช กฤษฎีกา
2.2.2 ตามความในมาตรา 48 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้การปลูกสร้างอาคาร หรือการตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงานต้องปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยโรง งาน กฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร กฎหมายว่าด้วยการผังเมือง หรือกฎหมายว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ให้การอนุญาตตามกฎหมายว่าด้วยการนั้นเป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ ตามพระราชบัญญัติฯ โดยคณะกรรมการฯ ต้องขอความเห็นจากหน่วยงานที่มีอำนาจตามกฎหมายต่างๆ ดังกล่าว และหน่วยงานดังกล่าวต้องแจ้งความเห็นพร้อมทั้งจำนวนค่าธรรมเนียมที่เรียก เก็บตามกฎหมายนั้นๆ ให้คณะกรรมการฯ ทราบด้วย
2.2.3 ตามความในมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ คณะกรรมการฯ จะกำหนดคุณสมบัติของผู้รับใบอนุญาต หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาต รวมทั้งอัตราค่าธรรมเนียมใบอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมการประกอบกิจการ พลังงาน โดยออกประกาศระเบียบคณะกรรมการ
2.3 ผู้ประกอบการตามข้อ 2.1 ต้องมายื่นคำขอรับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ ภายใน 60 วัน นับแต่วันที่ระเบียบคณะกรรมการตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ โดยในการออกใบอนุญาตดังกล่าว ให้คณะกรรมการฯ คำนึงถึงสิทธิและข้อผูกพันที่มีอยู่เดิม ประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานที่ได้รับบริการอยู่เดิม รวมทั้งการพัฒนาเพื่อให้มีการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพด้วย
2.4 ก่อนพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าจะดำเนินการตาม ปว. 58 โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าจะต้องดำเนินการ ดังนี้
2.4.1 ช่วงก่อนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้ง เกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลัง การผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า จากกรมธุรกิจพลังงาน โดยยื่นเอกสารคำขอที่พลังงานจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ ทั้งนี้ ในการพิจารณาให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ผู้ประกอบการจะต้องได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) หรือการอนุญาตอื่นตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม แห่งชาติแล้ว
2.4.2 ผู้ประกอบการที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ดำเนินการขอใบอนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นๆ ตามที่กฎหมายกำหนด ได้แก่ ใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุม จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน จากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ใบอนุญาตก่อสร้างอาคาร ที่จะต้องขอจากหน่วยงานในระดับท้องถิ่น เป็นต้น โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามนโยบายการส่ง เสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะต้องมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าด้วย
2.4.3 หลังการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและดำเนินการขอใบอนุญาตอื่นๆ ครบถ้วนแล้ว ก่อนจะจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า หรือจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียง จะต้องขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน
2.5 การให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว. พน.) เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต สำหรับการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต
2.6 เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้แล้ว การให้สัมปทานหรืออนุญาตตาม ปว. 58 สิ้นสุดการบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เนื่องจากตามความในข้อ 6 ของประกาศดังกล่าว กำหนดว่า "ในกรณีที่มีกฎหมายเฉพาะว่าด้วยกิจการตามที่ระบุไว้ในประกาศ การประกอบกิจการดังกล่าวให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยกิจการนั้น"
3. การยื่นคำขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่าน สามารถแบ่งออกเป็น (1) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 ก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 24 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาต ขอรับสัมปทาน ขอขยายเขตสัมปทาน ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขอต่ออายุใบอนุญาต และขอเพิ่มกำลังการผลิต โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 7 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 17 ราย และ (2) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 หลังวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 6 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาตและขอรับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 5 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 1 ราย
นอกจากนี้ ยังมีผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว แต่ยังไม่ได้ยื่นคำขอ ซึ่งมีความจำเป็นต้องยื่นคำขอตามเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้าในระหว่าง นี้ไปจนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ ได้แก่ ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขออนุญาตเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้า ขอขยายพื้นที่ประกอบกิจการ ขอให้ตรวจสอบความเที่ยงตรงของมาตรวัดพลังงานไฟฟ้า ขอต่ออายุสัมปทานหรือใบอนุญาต เป็นต้น
4. เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว สามารถดำเนินการขอใบอนุญาตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนดในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า และให้การออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า สามารถดำเนินการต่อไปได้ โดยไม่หยุดชะงัก ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้
4.1 คำขออนุญาตส่วนใหญ่ได้ผ่านการพิจารณาของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและมีเอกสาร แนบครบถ้วนพร้อมที่จะออกใบอนุญาตได้ จึงควรออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เป็นการชั่วคราว เพื่อใช้ในการพิจารณาออกใบอนุญาตให้แก่ผู้ยื่น คำขอในกลุ่มนี้เป็นการเฉพาะ โดยนำหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตาม ปว. 58 มาใช้บังคับในการอนุญาตโดยอนุโลม จนกว่าคณะกรรมการฯ จะเปลี่ยนแปลง และกำหนดอายุใบอนุญาตไว้เพียง 1 ปี
4.2 นอกจากผู้ยื่นคำขอตามข้อ 4.1 แล้ว อาจมีคำขอที่จำเป็นเพิ่มเติมในระหว่างนี้จนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรให้ใช้ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... เป็นการชั่วคราว เช่นเดียวกับผู้ยื่นคำขอในข้อ 4.1 ด้วย
4.3 อาศัยความตามมาตรา 47 และ 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรยกร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินงานตามระเบียบดังกล่าว สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบอำนาจให้ รมว. พน. เป็นผู้มีอำนาจลงนามการออกใบอนุญาตตามระเบียบ ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ในส่วนของการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้ออกใบอนุญาต ซึ่งเป็นการดำเนินการตามแนวทางปฏิบัติของการให้อนุญาตตาม ปว. 58 ที่เป็นอยู่เดิม โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
4.4 ก่อนการออกระเบียบในข้อ 4.3 เห็นควรให้ความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
4.5 การกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมการออกใบอนุญาตให้ใช้อัตราตามประกาศ ปว. 58 ไปก่อน โดยให้ สนพ. เป็นผู้จัดเก็บค่าธรรมเนียม ทั้งนี้ ค่าธรรมเนียมที่เรียกเก็บให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงาน ตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าระเบียบด้านการเงินของสำนักงานในการใช้จ่ายเงินรายได้และทรัพย์สินตาม มาตรา 40 และมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา ดังนี้
5.1 ขอความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
5.2 อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.2.1 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
5.2.2 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
5.3 เห็นควรมอบหมายให้ ผอ. สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.3.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
5.3.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติฯ
5.4 ขอความเห็นชอบการออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เพื่อใช้กับผู้ขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่านในข้อ 3 จนกว่าคณะกรรมการฯ จะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก
5.5 ขอความเห็นชอบให้เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแนวทางการจัดเก็บค่า ธรรมเนียม โดยให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงานตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าแผนการดำเนินงาน งบประมาณรายจ่าย รวมทั้งแผนการกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปยกร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 สำหรับประเภทกิจการไฟฟ้า เพื่อใช้ในการให้สัมปทาน/ใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นการชั่วคราวไป ก่อน โดยให้กำหนดในลักษณะเดียวกับประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58
2.เห็นชอบในหลักการร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ เพื่อใช้เป็นการชั่วคราวสำหรับผู้ประกอบการที่ยื่นเรื่องขออนุญาตตามประกาศ คณะปฏิวัติฉบับที่ 58 ไว้ก่อนวันที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มีผลใช้บังคับ และผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตให้ประกอบกิจการไฟฟ้า ตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58 แล้วแต่ยังไม่ได้รับใบอนุญาตการจำหน่ายไฟฟ้า จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก
3.เห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
4.มอบหมายให้เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจร่างประกาศคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ก่อนการเสนอเพื่อลงนามให้มีผลบังคับใช้ตามกฎหมายต่อไป
5.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.1 ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1
5.2 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....ตามข้อ 2
5.3 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
6.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ ผอ.สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
6.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
6.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบ แผนการดำเนินงานฯในวาระเริ่มแรก เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ ซึ่งรวมถึงงบประมาณรายจ่าย ประมาณการรายได้ และแผนกำหนดอัตราค่าธรรมเนียม
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 85.58 และ 91.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.29 และ 1.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวรัฐมนตรีพลังงานของประเทศ Algeria คาดว่ากลุ่มโอเปคอาจทบทวนการปรับเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในการประชุม ครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 หากมีความต้องการใช้น้ำมันที่เพิ่มขึ้นและค่าเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ 1.438 เหรียญสหรัฐฯต่อยูโร และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 90.37 และ 95.49 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากภาวะอุปทานน้ำมันตึงตัวหลังปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันที่ยังคงเกิดขึ้น อย่างต่อเนื่อง รวมทั้งกลุ่มโอเปคยังไม่พิจารณาเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 98.38, 97.09 และ 105.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.91, 1.85 และ 1.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากข่าวอินโดนีเซียผู้ซื้อหลักของภูมิภาคจะลดการนำเข้า น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลในเดือนมกราคม 2551 เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศเสร็จสิ้นจากการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.17, 102.91 และ 106.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และโรงกลั่น Formosa ของไต้หวันจะปิดซ่อมบำรุงในเดือนมีนาคม 2551 นอกจากนี้ จีนวางแผนนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนมกราคม 2551 คิดเป็นปริมาณสูงถึง 700,000 ตัน
3. เดือนธันวาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลลดลง 1 ครั้ง0.40 บาทต่อลิตร และในช่วงวันที่ 1-11 มกราคม 2551 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง ๆ ละ 0.40 บาทต่อลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 14 มกราคม 2551 อยู่ที่ระดับ 33.69, 32.39, 29.69, 28.89, 29.74 และ 28.74 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันในช่วงครึ่งหลังของเดือนมกราคม 2551 คาดว่ายังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวขึ้นลงอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 83 - 88 และ 87 - 92เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ในระยะสั้นปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลง ได้แก่ ความกังวลเกี่ยวกับเศรษฐกิจของสหรัฐฯ ที่อาจถดถอยลงเนื่องจากปัญหา Sub-Prime ที่จะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมัน การเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 92 - 97 และ 100 - 105 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก เดื่อนมกราคม 2551 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 2 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
มาอยู่ที่ระดับ 872 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.8905 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.2950 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 40.28 ล้านบาทต่อเดือน แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2551 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 840 - 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนธันวาคม 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.66 ล้านลิตรต่อวัน และช่วงวันที่ 1 - 15 มกราคม 2551 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลจำนวน 7.04 ล้านลิตรต่อวัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,745 แห่ง เดือนธันวาคม 2550 การผลิตเอทานอลมีปริมาณ 1.03 ล้านลิตรต่อวัน จากผู้ประกอบการที่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง 7 ราย โดยราคา เอทานอลแปลงสภาพไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ลิตรละ 17.28 บาท นอกจากนั้นกระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลังส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ ที่สามารถใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 โดยบางจาก และ ปตท. เริ่มการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 โดย ณ ปัจจุบัน มีสถานีบริการรวม 15 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี10 และ อี20 อยู่ที่ 29.69 และ 27.69 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 4.00 และ 6.00 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนธันวาคม 2550 มีกำลังการผลิตรวม 2.185 ล้านลิตรต่อวัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 และเดือนมกราคม 2551 อยู่ที่ 36.32 และ 38.26 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนธันวาคม 2550 มีจำนวน 3.83 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 191,500 ลิตรต่อวัน และเดือนมกราคม 2551 จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 211,000 ลิตรต่อวัน ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.74 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาทต่อลิตร
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 มกราคม 2551 มีเงินสดสุทธิ 11,885 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,107 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 919 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 1,178 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 119 - วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 10/2550 (ครั้งที่ 119)
วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
3.การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
4.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ
5.การกำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ภายใต้นโยบายและหลักการที่ ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการหงสาลิกไนต์ในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้มีการลงนามแล้ว
ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์แล้ว
3. โครงการหงสาลิกไนต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับไทย ในขณะที่โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ผ่านมาเป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำทั้งหมด ดังนั้น เงื่อนไขด้านเทคนิคและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการนี้จึงมีความแตกต่าง จากโครงการที่ผ่านมา สรุปรายละเอียดโครงการได้ ดังนี้
3.1 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ :
(1) โรงไฟฟ้า ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 40%) ราชบุรี (ถือหุ้น 40%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)
(2) เหมือง ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 37.5%) ราชบุรี (ถือหุ้น 37.5%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 25%)
3.2 กำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด 1,878 (3 X 626) เมกะวัตต์ กำลังผลิตสุทธิ 1,653 (3 X 551) เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย ณ ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์
3.3 ระบบส่ง จะมีการก่อสร้างสายส่งขนาด 500 กิโลโวลต์ เพื่อไปรับซื้อไฟฟ้าจาก สฟ. แม่เมาะ ไปถึงชายแดน จ. น่าน เป็นระยะทางประมาณ 245 กิโลเมตร
3.4 กำหนดแล้วเสร็จสายส่งในฝั่งไทย คือ วันที่ 1 กันยายน 2555
3.5 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) : Unit 1 : 1 มีนาคม 2556; Unit 2 : 1 สิงหาคม 2556 และ Unit 3 : 1 ธันวาคม 2556
4. สาระสำคัญของร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์
ร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์ มีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้ผ่านการพิจารณาโดยสำนักงานอัยการสูงสุดและมีการลงนามแล้ว โดย MOU โครงการนี้จะมีความแตกต่างเฉพาะอัตราค่าไฟฟ้าและข้อมูลเทคนิคของโรงไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด
4.2 โครงการหงสาลิกไนต์เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป.ลาว
4.3 บริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
4.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว (or Standing Committee of National Assembly) เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้
-กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม
-บริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม
-MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบตามที่ระบุข้างต้น
4.6 โครงการมีกำลังผลิตสุทธิที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ โดยขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย 1,473 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การที่จะขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว จะต้องมีระบบป้องกันที่จะไม่กระทบอีกฝ่ายหนึ่ง
4.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) สรุปได้ดังนี้
-Availability Payment (AP) = 1.225 บาท/หน่วย
-Energy Payment (EP) = 0.825 บาท/หน่วย
-รวม AP + EP = 2.050 บาท/หน่วย
-Pre COD Energy Tariff = 0.6125+EP บาท/หน่วย
-Test Energy Tariff (ก่อนและหลัง COD) = 0.800 บาท/หน่วย
4.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) ของเครื่องที่จำหน่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำเทิน 1 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ยกเว้นการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและด้านเทคนิคจะมีการปรับใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โรงไฟฟ้าพลังความร้อนตามที่เป็นเอกสารส่วนหนึ่งของประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบ ใหม่ของไทยในปี 2550
4.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน
1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป
3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.11 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.12 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้
-Scheduled Financial Close Date (SFCD) : 31 ธันวาคม 2551
-Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 44 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง
-Unit 1: 50 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Unit 2: 55 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Unit 3 : 59 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.13 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
-วันลงนามสัญญาฯ : 21 Million USD
-วัน Financial Close Date : 53 Million USD
-วัน COD : 47 Million USD
-วันครบรอบ COD 13 ปี : 16 Million USD
4.14 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ใช้ร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสา ลิกไนต์ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้ อย่างเหมาะสมได้ เนื่องจากโครงการหงสาลิกไนต์เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ตั้งอยู่ใน ต่างประเทศ แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เดิมพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มีการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมันเท่านั้น สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติได้กำกับดูแลตามประกาศของคณะ ปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม พ.ศ. 2514 และตามพระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 ต่อมาได้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 โดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อให้น้ำมันมีความหมายรวมถึงก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ
2. กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546 แก้ไขเพิ่มเติมโดยกฎกระทรวงฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2547 ได้กำหนดการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมัน ดังนั้นเมื่อมีการเพิ่มเติมให้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ มาอยู่ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จึงจำเป็นต้องมีการปรับปรุงแก้ไขกฎกระทรวงดังกล่าว เพื่อให้สามารถกำกับดูแลครอบคลุมทั้งก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติด้วย
3. กรมธุรกิจพลังงาน ได้ยกร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับ การแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... เพื่อให้ครอบคลุมทั้งน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกฎกระทรวงดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาเห็นชอบจากคณะกรรมการควบคุมน้ำมัน เชื้อเพลิง และคณะกรรมการพัฒนากฎหมายกระทรวงพลังงานแล้วเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2550 และ 12 ธันวาคม 2550 ตามลำดับ
4. กฎกระทรวง มีสาระสำคัญ โดยสรุปได้ดังนี้ 1) กำหนดลักษณะของภาชนะบรรจุและลักษณะของสถานประกอบกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ 2) กำหนดประเภทและลักษณะกิจการควบคุมของสถานประกอบกิจการ แบ่งเป็น 3 ประเภท โดยกิจการควบคุมประเภทที่ 1 เป็นกิจการที่สามารถประกอบกิจการได้ทันที มี 2 กิจการ กิจการควบคุมประเภทที่ 2 เป็นกิจการที่เมื่อจะประกอบกิจการต้องแจ้งให้พนักงานเจ้าหน้าที่ทราบก่อน มี 7 กิจการ และกิจการควบคุมประเภทที่ 3 เป็นกิจการที่ต้องได้รับอนุญาตจากผู้อนุญาตก่อน จึงจะประกอบกิจการได้ มี 23 กิจการ 3) กำหนดหลักเกณฑ์วิธีการแจ้งและการอนุญาตให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) กำหนดอัตราค่าธรรมเนียม สำหรับกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งกำหนดบทเฉพาะกาล เพื่อรองรับกิจการก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติที่ประกอบกิจการก่อนกฎกระทรวงมีผลใช้บังคับให้สามารถประกอบ กิจการ ต่อไปได้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ตามข้อ 4
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 3 การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังการใช้หนี้หมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้แก่กองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียงพอแล้ว ก็ให้ เพิ่มการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศ กพช. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯและนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติ กพช. โดยให้กระทำในวันเดียวกันต่อไป
2. ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติดังนี้ (1) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.07 บาท/ลิตร เป็น 0.25 บาท/ลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง 0.18 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค 50 (2) ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
3. กบง. เมื่อวันที่ 3 ธ.ค. 50 ได้มีมติเห็นชอบปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. ดังนี้ (1) ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลง 0.1800, 0.1870, 0.1800 และ 0.1835 บาท/ลิตร ตามลำดับ (2)ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.50 บาท/ลิตร เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เป็นศูนย์ โดยมอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณากำหนดช่วงเวลาที่เหมาะสมในการดำเนินการ (3) ให้ปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลงอีก 0.20 บาท/ลิตร เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การปรับลดอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ (1) - (3) จะกระทำในวันเดียวกับการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ
4. เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกช่วงเดือนต.ค. - พ.ย. 50 ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาก ดังนั้น เพื่อ มิให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตาม ประธาน จึงได้นำอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เตรียมไว้สำหรับลดราคาขายปลีกน้ำมันตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 มาดำเนินการก่อน โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 91, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 3 ครั้ง ลดลงรวม 0.40, 0.60, 0.80 และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 11 ธ.ค. 50 มีเงินสดสุทธิ 14,572 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,465 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 893 ล้านบาท ประมาณการรายได้สุทธิอยู่ที่ระดับ 2,294 ล้านบาท/เดือน โดยคาดว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณวันที่ 23 ธ.ค. 50
6. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 การกำหนดให้มีการเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซินและ ดีเซล มีเจตนารมณ์ให้รวมถึงน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ด้วย โดยที่แก๊สโซฮอลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จัดอยู่ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและดีเซลตามลำดับ ดังนั้นเพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรนำเสนอ กพช. เพื่อขอทบทวนมติดังกล่าว โดยให้ระบุชนิดและประเภทของน้ำมันที่จะปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานให้ชัดเจน และกำหนดให้การปรับเพิ่มอัตรากองทุนอนุรักษ์ฯ ดำเนินการตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 เป็นต้นไปนั้น เนื่องจากตามขั้นตอนของการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กำหนดให้ต้องลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งการดำเนินการลงประกาศอาจล่าช้ากว่ากำหนดระยะเวลาบังคับดังกล่าวได้ ฉะนั้นเพื่อมิให้มีปัญหาในทางปฏิบัติจึงเห็นควรกำหนดเวลาบังคับใช้ให้สอด คล้องกับการลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา
7. จากการประเมินสถานะกองทุนน้ำมันฯ คาดว่า กองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกและสามารถโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งได้ประมาณวันที่ 23 ธ.ค 50 ดังนั้น เพื่อลดขั้นตอนในการออกประกาศ กพช. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรให้ดำเนินการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับแผนงานปกติและสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง ครั้งที่ 1 ไปพร้อมกัน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศใน ราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1.ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75, 0.25, 0.75 และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
2.ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95, 0.45, 0.95 และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป
3.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. ลงนามในประกาศฯ ต่อไป
เรื่องที่ 4 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือหนึ่งที่ใช้ในการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและ มีประสิทธิภาพ ซึ่งการกำหนดให้เป็นมาตรการบังคับ จะใช้กลไกการกำหนดมาตรฐานของพระราชบัญญัติมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจเพื่อร่วมมือในการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน ซึ่งในด้านมาตรฐานมีรายละเอียดกำหนดให้ทั้ง 2 หน่วยงานร่วมพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ออกพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดยจะมีผลบังคับใช้ในเดือนมิถุนายน 2551 ซึ่งนอกจากระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จะถูกกำหนดไว้ในมาตรา 23 ของพระราชบัญญัติดังกล่าวแล้ว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจในการออกกฎกระทรวง เพื่อกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ ที่ใช้ในการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ดังกล่าว
3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าจำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (เครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เครื่องปรับอากาศ และตู้เย็น และได้นำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ดังกล่าว เสนอต่อคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบ ให้ พพ. นำเสนอ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป
4. ร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าทั้ง 5 ผลิตภัณฑ์ มีสาระสำคัญดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) นิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐานฯ 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน โดยให้เป็นไปตามแผนการชักตัวอย่างที่กำหนด หรือแผนการชักตัวอย่างอื่นที่เทียบเท่ากับทางวิชาการกับแผนที่กำหนดไว้ และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ
5. กำหนดประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการ สำหรับอุปกรณ์ไฟฟ้า 5 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที ที่มีขนาดกำลังไฟฟ้า น้อยกว่า 4000 วัตต์, ตั้งแต่ 4000 ถึง 5500 วัตต์ และมากกว่า 5500 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 81 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำ น้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าวไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของหม้อหุงข้าวไฟฟ้า ที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าน้อยกว่า 400 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 72 และหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าตั้งแต่ 400 ถึง 600 วัตต์, มากกว่า 600 ถึง 800 วัตต์, และมากกว่า 800 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 76 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าว ไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า ขนาดความจุน้อยกว่า 2.4 , ตั้งแต่ 2.4 ถึง 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร, และมากกว่า 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) พิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับอากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) อัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องปรับอากาศแบบติดผนัง และแบบแยกส่วน ที่มีขีดความสามารถทำความเย็นไม่เกิน 8000 วัตต์ และขีดความสามารถทำความเย็น 8001 วัตต์ ถึง 12000 วัตต์ มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำไม่น้อยกว่า 2.82 2) ประสิทธิภาพพลังงาน ให้มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องที่ระบุ และพิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับ อากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปี สำหรับตู้เย็น 1 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งด้วยมือ ที่มี AV < 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 278 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 158 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง สำหรับตู้เย็น 2 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งอัตโนมัติ ที่มี AV < 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง 2) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีต้องไม่เกินร้อยละ 110 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) ปริมาตรภายในที่วัดได้ต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 97 ของค่าปริมาตรภายในที่กำหนดที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
6. เนื่องจากการดำเนินการเพื่อกำหนดระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ ไฟฟ้า โดยออกเป็นมาตรฐานตามกฎหมายมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมดังกล่าวต้องใช้ระยะ เวลา ดังนั้นเพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายอุปกรณ์ไฟฟ้าทำการผลิต หรือนำอุปกรณ์ที่ได้มาตรฐานมาจำหน่ายก่อน ควรใช้มาตรการอื่นภายใต้พระราชบัญญัติเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการไปพลางก่อน เช่น การให้การส่งเสริมช่วยเหลือ การกำหนดให้อุปกรณ์ต้องแสดงประสิทธิภาพพลังงาน เป็นต้น ซึ่งในการดำเนินการนี้จำเป็นต้องออกกฎกระทรวงพลังงาน เพื่อกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ของอุปกรณ์ไฟฟ้าเหล่านั้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามรายละเอียดข้อ 5
2.มอบหมายให้ พพ. นำร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เสนอ ต่อ สมอ. เพื่อดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ ให้ สมอ. เร่งดำเนินการกำหนดเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมให้มีผลบังคับใช้ต่อไปโดย เร็ว
3.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงาน โดย พพ. ไปดำเนินการยกร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของ อุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามขั้นตอนต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้เป็นกฎหมาย โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นมา ทั้งนี้ พระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดให้มีการแยกการกำหนดนโยบาย การกำกับดูแล และการปฏิบัติงานออกจากกันอย่างชัดเจน โดยให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขึ้นเพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติภายใต้ กรอบนโยบายของรัฐ ได้แก่ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการ กำกับดูแลมาตรฐานการให้บริการและการให้บริการอย่างทั่วถึง ให้ความคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการ พลังงาน การกำหนดมาตรฐานคุณภาพการบริการและความปลอดภัยในการประกอบกิจการพลังงาน การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ เป็นต้น
2. ตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าว ได้กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการออกประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ตลอดจนการจัดทำขอบเขตการกำหนดนโยบายและการกำกับดูแลกิจการพลังงานตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 118 - วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 9/2550 (ครั้งที่ 118)
วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด-นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2.แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
3.การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
5.ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
6.การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้มีมติ (1) เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว
3. ตามประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ IPP ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการฯ ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการ IPP และเสนอผลการประเมินคัดเลือกให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นประธาน มีผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ เป็นอนุกรรมการ และผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สรุปได้ดังนี้
4.1 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. และคณะอนุกรรมการฯ ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2550 โดยเปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 กำหนดรับซองข้อเสนอโครงการ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 กำหนดการประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและข้อเสนอทางด้านการเงินแล้วเสร็จ ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2550 และธันวาคม 2550 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดว่าจะลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2551 เพื่อให้โครงการจัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) ภายในเดือนมิถุนายน 2552 และเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในเดือนมิถุนายน 2552 ซึ่งจะทำให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) ได้ทันในปี 2555-2557 ทั้งนี้ ได้จัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 3,200 MW โดยมี COD ดังนี้ (1) ปี พ.ศ. 2555 (ธ.ค. 54-มี.ค. 55) จำนวน 800 เมกะวัตต์ (2) ปี พ.ศ. 2556 (ธ.ค.55-มี.ค. 56) 800 เมกะวัตต์ และ (3) ปี พ.ศ. 2557 (ธ.ค. 56-มี.ค. 57) 1,600 เมกะวัตต์
4.2 ณ วันที่ 27 กรกฎาคม 2550 ซึ่งเป็นวันปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวมจำนวน 60 ราย และเมื่อครบกำหนดการยื่นข้อเสนอเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2550 ปรากฏว่ามีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,407 เมกะวัตต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 14 ราย 13,807 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 6 ราย 3,600 เมกะวัตต์
4.3 คณะอนุกรรมการฯ ใช้คู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในราย ละเอียดที่สอดคล้องกับ RFP-Instructions เป็นแนวทางในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยแบ่งการประเมินเป็นการตรวจสอบความถูกต้องครบถ้วนของเอกสารการประมูลแข่ง ขัน (Compliance check) การประเมินทางด้านเทคนิค การเงิน และกฎหมาย นอกจากนี้ ในเอกสารเชิญชวนผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA) ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ภายในระยะเวลา 30 วัน หลังจากวันยื่นข้อเสนอโครงการ กล่าวคือ ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 และผู้ที่ผ่านการประเมินและคัดเลือกจะสามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อโครงการได้รับอนุมัติรายงาน EIA จากคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ภายในวันที่ 30 กันยายน 2551
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการแล้วเสร็จ และได้นำเสนอ รมว.พน. ซึ่งได้เห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกทางด้านเทคนิคและทางด้านการเงินของ โครงการฯ แล้ว สรุปสาระสำคัญของผลการประเมินและคัดเลือก ได้ดังนี้
5.1 ผลการประเมินและคัดเลือกด้านเทคนิค
5.1.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิค ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคแบบผ่านหรือไม่ผ่าน แบ่งเป็น 3 ด้าน คือ เทคนิค การเงิน และกฎหมาย ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) พิจารณาสถานที่ตั้งโครงการ การพัฒนาโครงการและกำหนดการพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง
(2) พิจารณาความน่าเชื่อถือและความสามารถของผู้ลงทุนที่สามารถจัดหาเงินกู้ โครงการได้ หากผู้ยื่นข้อเสนอมีหนังสือจากสถาบันการเงินว่าจะเป็นผู้สนับสนุนให้เงินกู้ ได้ ก็จะเป็นข้อได้เปรียบในการพิจารณา ตลอดจนประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้าที่ผ่านมาของผู้ลงทุน
(3) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจัดส่งเอกสารการถือครองที่ดินโครงการ โดยอาจเป็นที่ดินที่ซื้อมาหรือเช่าก็ได้
(4) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าได้หรือไม่ โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ยืนยันว่าโครงการสามารถเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ได้
(5) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติสามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. ได้หรือไม่ โดยให้ บมจ. ปตท. เป็นผู้ยืนยัน
(6) เจ้าของโครงการต้องยื่นรายงาน EIA ต่อ สผ. ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 โดย EIA จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สผ. ภายใน เดือนกันยายน 2551
(7) เทคโนโลยีและขนาดโรงไฟฟ้า
(8) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอหนังสือแสดงเจตจำนง (Letter of Intent) จากผู้จำหน่ายเชื้อเพลิงว่าสามารถที่จะจัดหาเชื้อเพลิงให้กับโครงการได้ รวมทั้งแผนการจัดหาเชื้อเพลิง
5.1.2 ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคจำนวน 17 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 15,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ รมว.พน ได้ให้ความเห็นชอบ และ สนพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคแล้ว เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 และ ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิค มีผู้ไม่ผ่านการประเมิน 3 ราย ซึ่ง สนพ. ได้แจ้งให้ผู้ที่ไม่ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคทราบแล้ว เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2550 ดังนี้
(1) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่งไม่ผ่านการคัดเลือกเนื่องจากมีสถานภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. ร้องเรียนขอความเป็นธรรม โดยชี้แจงว่าบริษัทฯ มีคุณสมบัติครบถ้วนตามเงื่อนไขของเอกสาร RFP Package และมิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ตามที่กำหนดไว้ในเอกสาร RFP Package ซึ่งได้มีการกำหนดให้ใช้นิยาม "รัฐวิสาหกิจ" ตาม พ.ร.บ. การบริหารหนี้สาธารณะ พ.ศ 2548 โดย รมว.พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในเรื่องดังกล่าว และ คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นควรให้นำเสนอกระทรวงพลังงานนำข้อร้องเรียนของบริษัทฯ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตีความ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตีความแล้ว
(2) บริษัท ไทย แนชั่นแนล เพาเวอร์ จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากผู้ลงทุนไม่ได้เสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ซึ่งเป็นสาระสำคัญใน RFP Package ที่กำหนดให้ผู้ลงทุนจะต้องเสนอในข้อเสนอด้านเทคนิค และเอกสารแนบท้ายร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ลงทุนได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการฯ เพื่อขอคืนหลักค้ำประกันแล้ว
(3) บริษัท แนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากเสนอ ข้อเสนอด้านราคาค่าไฟฟ้าเข้ามาในข้อเสนอทางด้านเทคนิคด้วย ซึ่งตามเงื่อนไขใน RFP โดยบริษัทฯ ได้มีหนังสือถึง รมว.พน เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 เพื่อชี้แจงและร้องเรียน ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เชิญผู้แทนบริษัทฯ มาเพื่อรับฟังการชี้แจงข้อร้องเรียนและดูข้อเสนอโครงการทางด้านเทคนิคที่มี Compact Disc ด้านการเงินรวมอยู่ด้วย ซึ่งบริษัทฯ ได้ยืนยันว่า Compact Disc มีข้อมูลด้านราคาของบริษัทฯ จริง
5.2 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านการเงิน
5.2.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านการเงิน ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งจะต้องเสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) อย่างน้อย 1 SCOD (Fixed SCOD) ในช่วงปี 2555-2557 และสามารถเสนอทางเลือก ได้อีก 2 SCODs ในปีที่ต่างกัน (Alternative SCODs) โดยระบุอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละ SCOD ที่เสนอด้วย
(2) การประเมินด้านราคาใช้แบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) ซึ่งจะพิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price:LUP ) ของแต่ละปี SCOD ที่ผู้ยื่นข้อเสนอได้เสนอมา
(3) ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
- APR1 (Availability Payment Receivable 1): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ดอกเบี้ยซึ่งรวมดอกเบี้ยระหว่างการก่อสร้าง และผลตอบแทนในส่วนของผู้ถือหุ้น
- APR2 (Availability Payment Receivable 2): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา ค่าอะไหล่ และค่าประกันภัย
- AFC (Added Facility Charge): เป็นค่าใช้จ่ายต้นทุนค่าระบบส่งจากโครงการถึงสถานีไฟฟ้าของ กฟผ. (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งรวมถึงค่าใช้จ่าย Right of Way ด้วย
- EP (Energy Payment: EP): เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริง ตามที่โรงไฟฟ้าใช้โดยขึ้นกับการรับประกันค่าความสิ้นเปลืองการใช้เชื้อเพลิง (Heat Rate) ตามที่ระบุในข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา
5.2.2 ในการเปิดข้อเสนอทางด้านราคาของโครงการที่ผ่านการประเมินข้อเสนอทางด้าน เทคนิคจำนวน 17 โครงการ พบว่ามีข้อเสนอราคารวม 36 ทางเลือก โดยได้มีการตรวจสอบแบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) และข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) ของผู้ยื่นข้อเสนอแต่ละโครงการ และตรวจสอบค่าไฟฟ้า เฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (LUP) เพื่อให้ได้ราคาที่ถูกต้องภายใต้สมมติฐานที่สอดคล้องกับ Financial Proposal
5.2.3 เมื่อคำนวณราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการแล้ว จะเรียงลำดับราคาตามข้อเสนอของผู้ยื่นข้อเสนอจากราคาต่ำสุดไปยังราคาสูงสุด และแสดงกำลังการผลิตในแต่ละปี เพื่อพิจารณาคัดเลือกต่อไป โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นและมติ ดังนี้
(1) พิจารณาคัดเลือกโครงการตามค่าไฟฟ้าเฉลี่ยฯ ที่ต่ำที่สุดในแต่ละปี พบว่า โครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2555 และ 2556 เป็นโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 1,200 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นร้อยละ 37.5 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล โดยที่โครงการด้านถ่านหินมีความไม่แน่นอนสูง จากการอาจไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชนในพื้นที่ ซึ่งทำให้การก่อสร้างเกิดความล่าช้า ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามเวลาที่กำหนด นอกจากนี้ หากโครงการไม่สามารถดำเนินการได้จะกระทบความมั่นคงด้านการจัดหาไฟฟ้า และจากข้อมูลการเปิดประมูลแข่งขันโครงการ IPP ครั้งที่ผ่านมาในปี 2537 พบว่าการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน ประสบผลสำเร็จเพียง 1 โครงการจาก 3 โครงการที่ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น ในการกระจายประเภทเชื้อเพลิงของโครงการจึงพิจารณาคัดเลือกกำลังการผลิตไฟฟ้า จากถ่านหินในระดับ 1 ใน 3 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล สำหรับโครงการที่มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่ำที่สุดถัดมาเป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ
เมื่อพิจารณาโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในลำดับถัดไปแล้ว คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นควรให้พิจารณาคัดเลือกโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงใน ช่วงปี 2555 และ 2556 ไว้ด้วย ซึ่งจะส่งผลให้กำลังการผลิตรวมเป็น 4,400 เมกะวัตต์ และจะทำให้กำลังการผลิตในปีแรกและปีที่ 2 สูงกว่าเป้าหมาย แต่มีข้อดีคือได้กำลังการผลิตกระจายครบทั้ง 3 ปี คือ 2555-2557 และสอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับการคัดเลือก
โครงการที่ | โรงไฟฟ้า | โครงสร้างผู้ถือหุ้น | เชื้อเพลิง | กำลังการผลิต (MW) |
กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) |
1 | GHECO-One | GLOW IPP2 = 65% Hemaraj = 35% |
Coal | 660 | ต.ค. 2554 |
2 | National Power supply (NPS) | NPS = 99.99% 6 Thai Individuals =0.01% |
Coal | 540 | พ.ย. 2555/ มี.ค. 2556 |
3 | Siam Energy | Gulf JP = 99.94% 6 Thai Individuals =0.06% |
Gas | 1,600 | มี.ค. 2555/ ก.ย. 2555 |
4 | Power Generation Supply | Gulf JP = 99.94% Individual Investors =0.06% |
Gas | 1,600 | ก.ย. 2556/ มี.ค. 2557 |
รวม | 4,400 |
(2) นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการของโครงการ IPP ที่ยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ กับราคาจากการประมูลแข่งขันเมื่อปี พ.ศ. 2537 แล้ว พบว่า ค่า AP ของโครงการถ่านหินจะสูงกว่าโครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2537 ในขณะที่ค่า AP สำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ จากการประมูลในครั้งนี้จะต่ำกว่าราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันในปี 2537 มาก ทั้งนี้ หากเปรียบเทียบจาก EP ณ ราคาก๊าซธรรมชาติเดียวกัน เช่น ณ ราคา 203 บาทต่อล้านบีทียู จะพบว่า ค่า EP มีค่าใกล้เคียงกันมาก ดังนั้น เมื่อพิจารณาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (AP+EP) แล้วพบว่า โครงการก๊าซธรรมชาติจากการประมูลในรอบนี้จะถูกกว่าการประมูลในปี 2537 ประมาณ 15 สตางค์ต่อหน่วย
การคัดเลือกโครงการตามข้อ (1) เป็นทางเลือกที่เหมาะสม สอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม จากกำลังการผลิตรวม 4,400 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ กำลังการผลิตที่รับซื้อที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ในการจัดหาไฟฟ้าได้ในราคาที่ต่ำ และทำให้ไม่ต้องมีการเปิดประมูลใหม่ในปี 2558 ด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. รับไปลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และหากจำเป็นให้สามารถเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อปรับวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามสัญญา (SCOD) เพื่อรักษากำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นที่ยอมรับของทั้งสองฝ่าย
3.เห็นชอบให้กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าว่าสัญญาจะมีผลบังคับใช้ (Condition Precedent) เมื่อผู้ลงทุนได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแล้ว
4.เห็นชอบให้การประมูลรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในครั้งต่อไป เป็นการประมูลสำหรับช่วงปี 2559 - 2561 แทนกำหนดการเดิมซึ่งจะเปิดประมูลในช่วงปี 2558-2560
5.เห็นควรให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รับความเห็นของที่ประชุมตามรายละเอียดในข้อ 3 ไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป (2) ให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน (3) ในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยให้จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน (4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป (5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป และ (6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกกำหนดให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2550 คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ และคณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ได้ประชุมร่วมกัน เพื่อพิจารณารายละเอียดของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ การจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ แนวทางการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) และที่ประชุมได้มีมติ 1) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ปรับปรุงร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ ให้เป็นฉบับสมบูรณ์เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป และ 2) เห็นชอบโครงสร้างบทบาทหน้าที่สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และมอบ หมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดต่อไป
3. คณะอนุกรรมการแผนงานด้านสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะได้จัดทำข้อเสนอการ จัดประชุมตามโครงการการมีส่วนร่วมแห่งชาติ (National Participation Program) โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เพื่อดำเนินการให้ข้อมูลด้านพลังงานนิวเคลียร์แก่ทุกส่วนที่เกี่ยวข้อง รับฟังความคิดเห็น และให้ประชาชนได้มีส่วนร่วม โดยจะจัดสัมมนาจำนวน 8 ครั้ง ในเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2551 ในวงเงินงบประมาณ จำนวน 5 ล้านบาท
4. สรุปสาระสำคัญของแผนการดำเนินงานและงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก พ.ศ. 2551 - 2553 ประกอบด้วย
(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ ซึ่งจะใช้งบประมาณดำเนินการในช่วง 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท (ปีละ 30 ล้านบาท) โดยมีกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ คือ 1) ศึกษาและปรับปรุงกฎหมายด้านความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ระดับสากล และพันธกรณีทางนิวเคลียร์ต่างๆ เปรียบเทียบกับกฎหมายไทยปัจจุบัน 2) จัดทำกฎกระทรวงหรือมาตรฐานหรือกฎระเบียบ หรือแนวทางปฏิบัติเกี่ยวกับความปลอดภัยและจัดตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 3) เสนอกฎกระทรวง เกณฑ์มาตรฐาน แนวปฏิบัติให้คณะกรรมการและผู้ทรงคุณวุฒิให้ความเห็นชอบ ประชาพิจารณ์ แนวทางกำกับดูแลความปลอดภัยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4) ทำการวิเคราะห์ และวิจัยด้านการกำกับดูแล และความปลอดภัยนิวเคลียร์ และ 5) บริหารองค์กรความรู้ด้านการกำกับดูแล และถ่ายทอดเทคโนโลยีด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์
(2) แผนงานด้านโครงสร้างอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ จะใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 10 ล้านบาท ระยะ 3 ปี เป็นเงินรวม 30 ล้านบาท โดยจะดำเนินกิจกรรม ได้แก่ 1) สำรวจข้อมูลอุตสาหกรรมและมาตรฐานอุตสาหกรรมเพื่อเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ 2) สัมมนาระดมความคิดเห็นในอุตสาหกรรมทั้ง 5 กลุ่ม และ 3) วิเคราะห์และประเมินผลและจัดทำรายงานสรุปผลการศึกษา
(3) แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ ใช้งบประมาณ 3 ปี เป็นเงินรวม 195 ล้านบาท (ปีละ 65 ล้านบาท) และจะดำเนินการพัฒนาบุคลากรต่างๆ ดังนี้ 1) กลุ่มนโยบายและแผน (กระทรวงพลังงาน, สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, สำนักพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) จำนวน 35 คน/ปี 2) กลุ่มพัฒนาเทคโนโลยี และถ่ายทอดเทคโนโลยี จำนวน 100 คน/ปี 3) กลุ่มกฎหมายและการกำกับดูแล จำนวน 100 คน/ปี 4) กลุ่มการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน 60 คน/ปี 5) กลุ่มพัฒนาสังคมและบริการสาธารณะ จำนวน 20 คน/ปี และ 6) ผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ เช่น IAEA, Japan, Korea, China, France, USA ฯ จำนวน 30 คน/ปี
(4) แผนงานด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม ใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 30 ล้านบาท ระยะ 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท ประกอบด้วย กิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) จัดทำแนวทางการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และการประเมินผลกระทบเชิงพื้นที่ 2) ปรับปรุงกฎหมายสิ่งแวดล้อมฯ จากการพัฒนาโครงการ และ 3) แผนในการป้องกันและบรรเทาสาธารณภัยและแผนฉุกเฉิน
(5) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการมีส่วนร่วมของประชาชน ใช้งบประมาณดำเนินการโดยเฉลี่ยประมาณปีละ 200 ล้านบาท รวม 3 ปี เป็นเงิน 625 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) โครงการสร้างความรู้ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน 2) งานสำรวจและวิจัยทัศนคติ 3) งานผลิตสื่อและการซื้อสื่อ 4) งานส่งเสริมและเผยแพร่ 5) งานกิจกรรมพิเศษ และ 6) งานอำนวยการ
(6) แผนงานด้านการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จะใช้งบประมาณดำเนินการปีละประมาณเฉลี่ย 80 ล้านบาท รวม 3 ปี 240 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ 1) การศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ (Feasibility Study) 2) การสำรวจและการเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า (Site Survey and Selection) 3) การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment, EIA) 4) การพัฒนาบุคลากร (Human Resource Development) และ 5) ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดการและเงินเดือนพนักงาน (Administration Cost and Wage)
(7) จัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) ซึ่งใช้ระยะเวลาดำเนินการ 3 ปี วงเงิน 75 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วย ค่างบบุคลากร งบดำเนินการ งบลงทุน และรายจ่ายอื่นๆ
5. คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 ได้มีมติรับทราบมติของ กพช. และให้คณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ดังที่กล่าวไว้แล้วในข้อ 4 ซึ่งคาดว่า จะใช้งบประมาณ 1,345 ล้านบาท ประกอบด้วย
แผนงาน | งบประมาณ (ล้านบาท) | ||
ปี 2551 | ปี 2552 | ปี 2553 | |
1. แผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
2. แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ | 10.0 | 10.0 | 10.0 |
3. แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ | 65.0 | 65.0 | 65.0 |
4. แผนงานด้านความปลอดภัย และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
5. แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน | 185.0 | 200.0 | 240.0 |
6. แผนงานด้านการการวางแผนการดำเนินการโครงการไฟฟ้านิวเคลียร์ | 70.0 | 90.0 | 80.0 |
7. การจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรายปี | 415.0 | 450.0 | 480.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรวม 3 ปี | 1,345.00 |
6. สำหรับงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแผนทั้งหมด ส่วนหนึ่งจะได้จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 750 ล้านบาท และจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จำนวน 595 ล้านบาท ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 โดยอนุมัติให้จัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. เพื่อเป็นเงินช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงิน 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท
7. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ ได้สรุปขั้นตอนสำคัญของแผนงานโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ตามแผนจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ (NPIEP) ตลอดระยะเวลา 15 ปีของแผนฯ คือ พ.ศ. 2550 - 2564 ไว้ ซึ่งแบ่งเป็น 5 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 0.1 เป็นการเตรียมการขั้นต้น (เตรียมการศึกษา) ระยะเวลา 1 ปี (ปี 2550) ระยะที่ 1 เป็นเตรียมเริ่มโครงการ (เตรียมการตัดสินใจ) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2551 - 2554) ระยะที่ 2 เป็นการจัดทำโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (เตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2554 - 2557) ระยะที่ 3 การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ระยะเวลา 6 ปี (ปี 2557 - 2563) และระยะที่ 4 เดินเครื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เริ่มในปี 2563
8. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้นำเสนอแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ฉบับสมบูรณ์ และการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดย
(1) ปรับโครงสร้างการบริหารจากระดับสำนักตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. ไปแล้วเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับสำนักงาน โดยเป็นหน่วยงานชั่วคราวในกระทรวงพลังงานและให้ยืมตัวข้าราชการในกระทรวง พลังงานมาปฏิบัติหน้าที่ตามความเหมาะสม โดยใช้ชื่อว่า "สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์" และมีชื่อย่อว่า "สพน." โดยมีโครงสร้างบริหารประกอบด้วย
(2) เห็นควรมอบหมายให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
9. เนื่องจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้หมดภาระหน้าที่ลง หลังจากที่ได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์เสร็จเรียบร้อยแล้ว ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และเพื่อให้การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เกิดผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมายของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ สนพ. จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมี นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 19 คน เป็นกรรมการ โดยคณะกรรมการมีหน้าที่กำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ร่วมกำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินการของคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์
เห็นชอบ "แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์" ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ได้ดำเนินการปรับปรุงแล้ว
2.เห็นชอบการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
3.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้าง พื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำเสนอประธาน กพช. ลงนามต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) แผนหลัก โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่ซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก โดยให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอ ต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติอนุมัติตามขั้นตอนต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป (2) เห็นชอบกรอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 โดยเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไปลงนามกับผู้ลงทุนต่อไป
4. การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) โดยนำโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ที่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานที่ชัดเจนระบุเป็นโครงการในแผน PDP 2007 ตลอดจน ปรับปรุงการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้สอดคล้องการดำเนินงานที่เกิดขึ้นจริง ดังนี้
4.1 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 6 โครงการ ดังนี้
(1) โครงการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและอยู่ระหว่าง เจรจาจัดทำสัญญา จำนวน 5 โครงการ ประกอบด้วย 1) เทิน-หินบุนส่วนขยาย กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2555 2) น้ำงึม 3 กำลังผลิต 440 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2556 3) น้ำเทิน 1 กำลังผลิต 523 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 4) น้ำเงี้ยบ กำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 และ 5) น้ำอู กำลังผลิตรวม 1,043 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย น้ำอู 1 กำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2557 และน้ำอู 2 กำลังผลิต 843 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2558
(2) โครงการที่อยู่ระหว่างเจรจาอัตราค่าไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตรวม 1,470 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) หงสา 1 กำลังผลิต 490 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2556 และ 2) หงสา 2-3 กำลังผลิตรวม 980 เมกะวัตต์ (2 x 490 เมกะวัตต์) เริ่มจ่ายไฟฟ้าได้ภายในปี 2557 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้ให้ความเห็นชอบค่าไฟฟ้าและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 และคาดว่าจะสามารถนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในการประชุมครั้งต่อไป
4.2 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ 1) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จากการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ ได้ข้อยุติการประเมินในเบื้องต้นแล้ว จึงเห็นควรนำกำลังการผลิตจากการประเมินโครงการ IPP เบื้องต้นดังกล่าวมาปรับปรุงในแผน PDP 2007 และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm จากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้จำนวน 1,030 เมกะวัตต์ โดยจากการประเมินและคัดเลือก SPP ในช่วงแรก พบว่า มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 1,095 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) ระบบ Cogeneration จำนวน 760 เมกะวัตต์ และ (2) พลังงานหมุนเวียน จำนวน 335 เมกะวัตต์ จึงเห็นควรปรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อในแต่ละปีให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ปัจจุบัน
4.3 โครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. โดย กฟผ. ได้พิจารณาปรับเลื่อนโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหินของ กฟผ. ให้สอดคล้องกับการดำเนินงานที่แท้จริงออกไปจากกำหนดการเดิมในปี 2557 อีก 1 ปี และเนื่องจากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของ บมจ.ปตท. ยังไม่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับแผน PDP 2007 แผนหลัก โดยพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
ทั้งนี้ แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่า ร้อยละ 21 ในบางปี คือปี 2556 -2557 ซึ่งเป็นระดับที่มีความเหมาะสมตามสถานการณ์ปัจจุบันที่ได้คำนึงถึงความไม่ แน่นอนของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศที่ยังอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้า และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของ IPP บางโครงการที่อาจได้รับการคัดค้านจากประชาชน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโครงการออกไปในระดับหนึ่งแล้ว นอกจากนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงปริมาณการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ดังกล่าว ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติ/LNG และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการต่างๆ ในปัจจุบัน โดยนำค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm มาคำนึงถึงในการประมาณการปริมาณการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวด้วยแล้ว
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) เป็นดังนี้
6. กำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2559-2564 ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งมีกำลังการผลิตใหม่จาก IPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จำนวน 1,400 และ 8,690 เมกะวัตต์ ตามลำดับ รวมจำนวน 10,090 เมกะวัตต์ ปัจจุบันยังไม่มีความชัดเจนจึงยังไม่สามารถระบุรายชื่อโครงการได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานมีความยืดหยุ่นในการปรับปรุงปริมาณการรับซื้อ จาก IPP และการ รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบกำลังการผลิต 10,090 เมกะวัตต์ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจะได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) ในรายละเอียดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.87 และ 92.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.75 และ 10.06 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอ่อนตัวลงมากและแผ่นดินไหวในประเทศอิหร่าน ประกอบกับ PIRA คาดว่าปริมาณการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในปลายเดือนพฤศจิกายนจะเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และญี่ปุ่นจะลดลงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 - 15 รวมทั้งปัญหาความไม่แน่นอนของสถานการณ์การเมืองในประเทศผู้ผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.29, 98.94 และ 106.97 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 11.58, 11.48 และ 11.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวจากโรงกลั่น Gonfreville (328,000 บาร์เรล/วัน) ประเทศฝรั่งเศสเลื่อนกำหนดการเริ่มเดินเครื่องใหม่ออกไปอีก 1 สัปดาห์ ประกอบกับ อุปทานในจีนยังคงตึงตัวเนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันของจีนลดกำลังการกลั่นจาก ปัญหาค่าการกลั่นติดลบ รวมทั้งโรงกลั่นของบริษัท Pak - Arab Refinery Ltd. ได้เลื่อนกำหนดการเดินเครื่องใหม่จากต้นเดือนธันวาคม 2550 เป็นปลายธันวาคม 2550 ถึงกลางเดือนมกราคม 2551 และโรงกลั่น Yokkaichi (175,000 บาร์เรล/วัน) ของญี่ปุ่นได้เลื่อนการเดินเครื่องใหม่หน่วยผลิต (13,500 บาร์เรล/วัน) ออกไปอย่างไม่มีกำหนด ซึ่งทำให้ราคาน้ำมันดีเซล 0.5%S ทำสถิติอยู่ในระดับสูงสุดอีกครั้งที่ 111.120 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
3. ราคาน้ำมันขายปลีก เดือนพฤศจิกายน 2550 รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลลง 0.40 บาท/ลิตร และได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซล อีก 2 ครั้งๆ ละ 0.20 บาท/ลิตร แม้รัฐจะปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ผู้ค้าน้ำมันต้องปรับราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 32.89 , 31.59 , 28.89 , 28.09 , 29.34 และ 28.34 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 0.40 บาท/ลิตร ในวันที่ 5 ธันวาคม 2550 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 5 ธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 32.49 , 31.19 , 28.49 , 27.69 , 28.94 และ 27.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันจะยังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นสำหรับฤดูหนาว รวมทั้งสภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอเมริกาที่อ่อนค่าลงอย่าง ต่อเนื่อง และความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาวและใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.9962 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.9263 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 276.07 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 7.1809 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 53.86 ล้านบาท/เดือน สำหรับเดือนธันวาคมราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 130 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 870 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และจากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่งและให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั้งประเทศ โดยเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ประกาศยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG และเก็บเงินส่งเข้ากองทุน 0.29 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีก LPG ปรับสูงขึ้น 1.20 บาท/กก. จาก 16.81 บาท/กก. เป็น 18.01 บาท/กก. โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.8964 บาท/กก. และราคาขายส่ง ณ คลังไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.5784 บาท/กก.
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในช่วงที่ผ่าน มา ดังนี้ 1) มาตรการรณรงค์ประชาสัมพันธ์ โดยบริษัทน้ำมันและบริษัทผลิตรถยนต์ได้ออกมารับประกันการซ่อมฟรีหากเกิดความ เสียหายกับเครื่องยนต์ 2) มาตรการจูงใจด้านผู้บริโภค โดยการส่งเสริมด้านราคาด้วยการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซินให้สูงกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ 91 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2546 เป็นต้นมาถึงจนปัจจุบัน และในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนพฤศจิกายน 2550 ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 3.50 บาท/ลิตร ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 28.89 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 ที่ 4.00 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ 28.09 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 3.50 บาท/ลิตร และ 3) มาตรการจูงใจด้านผู้จำหน่าย โดยปรับเพิ่มค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 50 สตางค์ เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 โดยได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล ลงอีกลิตรละ 0.20 บาท และต่อมาได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีก 0.40 บาท ตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ทำให้ในปัจจุบันค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 80 สตางค์
การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล จากปลายปี 2547 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 0.24 ล้านลิตร/วัน และปี 2550 อัตราการจำหน่ายได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้น จากผลสำเร็จของมาตรการส่งเสริมแก๊สโซฮอล จนถึงปัจจุบันเดือนพฤศจิกายน 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.03 ล้านลิตร/วัน และมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,743 แห่ง
7. กระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลัง ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายรถยนต์ที่สามารถใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป ซึ่งขณะนี้อยู่ในระหว่างนำลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยผู้ผลิตรถยนต์ได้ประมาณการว่าเมื่อสิ้นปี 2551 จะจำหน่ายรถยนต์ อี20 ได้ 60,000 คัน โดยจะมีรถยนต์ อี20 เพิ่มขึ้นประมาณ เดือนละ 5,000 คัน ซึ่งมีค่ายรถยนต์ ฮอนด้า และฟอร์ดได้เปิดตัวรถยนต์ อี20 แล้ว นอกจากนี้ ความต้องการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ในช่วงเดือนแรกจะมีรถยนต์ อี20 ออกมา 5,000 คัน จะใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ประมาณ 35,000 ลิตร/วัน โดยที่บริษัท บางจาก จะเริ่มจำหน่ายแก๊สโซฮอลตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 จะมีสถานีบริการ จำนวน 5 แห่ง และบริษัท ปตท. จะมีสถานีบริการใน กทม. จำนวน 5 - 10 แห่ง ในต้นปี 2551 และจะทยอยเปิดให้ครบ 20 แห่งภายในปี 2551
8. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณาเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันฯเพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ให้ไม่ต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน เช่นเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 รวมทั้งเห็นชอบให้ระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 ออกเทน 95 1.00 บาท/ลิตร และเมื่อถึงวันที่ 1 มกราคม 2551 จะมีน้ำมันแก๊สโซฮอล ออกมาจำหน่ายหลายชนิด ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ซึ่งเป็นชื่อที่ประกาศในมาตรฐานน้ำมัน และเพื่อไม่ทำให้ประชาชนเกิดความสับสน จึงเห็นควรเรียกชื่อน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้ 1) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 เป็น น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ควรใช้ชื่อเป็น น้ำมันอี20
อย่างไรก็ตาม การผลิตเอทานอล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพียง 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.03 ล้านลิตร/วัน และปริมาณจำหน่ายเอทานอล 0.72 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ราคาเอทานอล แปลงสภาพในไตรมาส 1, 2, 3, และ 4 ของปี 2550 มีราคาลิตรละ 19.33, 18.62, และ 15.29 บาท ตามลำดับ และ ราคาเอทานอลในไตรมาส 1 ปี 2551 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณลิตรละ 16.74 บาท
9. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพ จำนวน 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1,300,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคมและเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ 31.17 และ 35.03 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะเดียวกันการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนพฤศจิกายนมีจำนวน 2.85 ล้านลิตร/วัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 142,500 ลิตร/วัน โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก โดยมีสถานีบริการรวมทั้งสิ้นจำนวน 819 แห่ง แบ่งเป็น ปตท. 184 แห่ง และบางจาก 635 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.04 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย เท่ากับ 0.10 บาท/ลิตร
10. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 13,483 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,657 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,350 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 517 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 2,174 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความเป็นมา นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี และ กพช. ซึ่งศาลปกครองกลางได้รับคำฟ้องเป็นคดีหมายเลขดำที่ 231/2549 เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 โดยมีประเด็นคำฟ้องสรุปได้ ดังนี้ (1) ขอให้ยกเลิกเพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 และมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (2) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากล ที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย และ (3) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท
2. การดำเนินคดีทางปกครองแทน กพช. ประธาน กพช. (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการคดีแทน กพช. (ปัจจุบันคือ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค) โดยหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 ต่อมา ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้จัดทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้รับทราบความคืบหน้าการดำเนินคดีดังกล่าว โดยเห็นชอบตามที่ประธาน กพช. ดำเนินการแต่งตั้งพนักงานอัยการ และมอบหมายให้ประธาน กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี
3. ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
3.1 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่า ศาลได้ตรวจพิจารณาคำให้การเพิ่มเติมแล้วยังไม่มีรายละเอียดอย่างชัดแจ้ง จึงมีคำสั่งให้ ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสอง (ครม. และ กพช.) ทำคำให้การเพิ่มเติมอีกครั้ง โดยให้ผู้ถูกฟ้องคดีที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงทำคำให้การเพิ่มเติมใน แต่ละประเด็นที่ผู้ฟ้องคดีได้ทำคำคัดค้านคำให้การ ทั้งนี้ ให้ทำคำให้การเพิ่มเติมดังกล่าวในทุกประเด็น โดยมีรายละเอียดพร้อมพยานหลักฐานที่แสดงให้ศาลเห็นได้อย่างชัดแจ้ง ภายใน 15 วันนับแต่วันที่รับหมายนี้ (9 พฤศจิกายน 2550)
3.2 สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือถึง เลขาธิการ ครม. และ สนพ. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่าศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองจัดทำคำให้การอีก ครั้งยื่นต่อศาลปกครองกลาง ภายใน 15 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 23 พฤศจิกายน 2550 ซึ่งเลขาธิการ ครม. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 เพื่อมอบหมายให้ผู้ที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงจัดทำคำชี้แจงข้อเท็จ จริงเพิ่มเติม พร้อมพยานหลักฐาน ที่เกี่ยวข้องตามคำสั่งศาลส่งให้สำนักงานศาลปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุดต่อไป
3.3 สนพ. และกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 และวันที่ 21 พฤศจิกายน 2550 ตามลำดับ แจ้งว่าการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมแก้คำ คัดค้านคำให้การดังกล่าว จำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลายแห่ง จึงขอให้พิจารณาขอขยายระยะเวลาการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมออกไปจากกำหนดเวลา เดิมอีก 30 วัน
3.4 ศาลปกครองกลาง เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองขยายระยะเวลายื่นคำให้การเพิ่มเติม ออกไปถึงวันที่ 24 ธันวาคม 2550 ตามคำขอ ซึ่งขณะนี้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอยู่ระหว่างพิจารณาจัดทำเอกสารประกอบคำให้ การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
1. รัฐบาลได้มีนโยบายการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วมในกิจการ ผลิตไฟฟ้า โดยได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เมื่อปี 2535 เพื่อให้ กฟผ. สามารถ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานนอกรูปแบบและแหล่งพลังงานภายในประเทศให้ เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการลดการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
2. การดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผ่านมา การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ SPP โดยมี SPP 2 ราย คือ บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด และบริษัท น้ำตาลมิตรกาฬสินธุ์ จำกัด ที่ กฟภ. กำหนดให้ชำระค่าชดเชยการสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ให้กับ กฟภ. ขณะที่ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ได้กำหนดให้ SPP ต้องลงนามในสัญญาเพื่อจ่ายค่า Loss
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาและมีมติเรื่อง ผลกระทบของ SPP ต่อการสูญเสียพลังงานในระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss ยกเว้นในกรณี SPP จำนวน 2 ราย ที่ได้ทำสัญญาชดเชย Loss กับ กฟภ. แล้ว โดยให้ กฟภ. ปรับปรุงวิธีการคิดค่าชดเชย Loss และการคำนวณค่า Loss ที่เพิ่มขึ้นหรือลดลง ให้ใช้ Single Line Diagram และใช้ข้อมูลป้อนรายเดือน เป็นต้น ทั้งนี้ กรณี SPP ที่ได้ทำสัญญาชดเชยค่า Loss กับ กฟภ. แล้ว หากต้องการยกเลิกสัญญาต้องเป็นการยินยอมจากทั้ง 2 ฝ่าย หรืออาจตกลงกันว่าเมื่อค่า Loss มีค่าเป็นศูนย์ ให้ยุติ การคิดค่าชดเชย Loss
4. บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งให้ทราบว่า บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ กฟภ. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 และได้มีการจ่ายชดเชยค่า Loss ตั้งแต่เดือนกันยายน 2544 จนถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2549 และต่อมา กฟภ. ได้แจ้งบริษัทฯ ว่า เดือนมีนาคม - มิถุนายน 2549 ไม่มีหน่วยสูญเสีย บริษัทฯ จึงได้มีหนังสือถึง กฟภ. ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2549 เพื่อขอแก้ไขสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP โดยขอให้ กฟภ. พิจารณายกเลิกการเก็บค่าชดเชย Loss ซึ่ง กฟภ. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้คงข้อความตามสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP ของบริษัทฯ ไว้เหมือนเดิม
5.คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) โดยมีข้อคิดเห็น และมติของที่ประชุม ดังนี้
(1) ความเห็นและข้อเสนอแนะ 1) กระทรวงพลังงานยังคงนโยบายให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss เนื่องจากผลกระทบจากการเชื่อมโยงกับระบบของ SPP กับการไฟฟ้า จะขึ้นอยู่กับกำลังผลิตและตำแหน่งที่ตั้งของ SPP ซึ่งบางตำแหน่งอาจช่วยลด Loss ในระบบได้ โดยการไฟฟ้าสามารถกำหนดหลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบ และวิเคราะห์ตำแหน่งที่ตั้งและขนาดที่เหมาะสมของ SPP ก่อนอนุญาตให้เชื่อมโยงกับระบบได้อยู่แล้ว และ 2) ปัจจุบันได้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้น และมีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทำให้ในบางตำแหน่งอาจกระทบกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ ดังนั้น จึงเห็นควรพิจารณาทบทวน เรื่อง การเก็บค่าชดเชย Loss สำหรับ SPP และ VSPP โดยในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประสงค์ที่จะให้มีสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้องการคิดค่าชดเชย Loss ก็ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss บนหลักเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน กล่าวคือ ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss ในระบบที่เพิ่มขึ้นจาก SPP และ VSPP และมีการจ่ายค่าชดเชย Loss ในระบบของการไฟฟ้าที่ลดลงให้กับ SPP และ VSPP ด้วย
(2) มติของที่ประชุม โดย 1) เห็นชอบในหลักการให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss และ 2) เห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกการคิดค่าชดเชย Loss ตามสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของ SPP ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูญเสียมีค่าเป็นศูนย์แล้ว
6. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2547 ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้วินิจฉัยปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในประเด็นที่ไม่ใช่ปัญหาด้านนโยบาย เพื่อให้การแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติที่มีลักษณะดังกล่าวสามารถดำเนินการได้ อย่างคล่องตัวและรวดเร็ว และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบความเห็นและข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคต ของการไฟฟ้า ดังรายละเอียด ข้อ 5 (1) และเห็นชอบตามมติของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ดังรายละเอียดข้อ 5 (2) แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ