มติกพช. (131)
กพช. ครั้งที่ 113 - วันจันทร์ที่ 4 มิถุนายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2550 (ครั้งที่ 113)
วันจันทร์ที่ 4 มิถุนายน พ.ศ. 2550 เวลา 09.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564
3.แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
4.การออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
5.การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
6.แผนงานการสนับสนุนโครงการพลังงานใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
7.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 เมษายน - 28 พฤษภาคม 2550)
8.ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB)
9.การออกประกาศเชิญชวนให้ยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 20
นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายชวลิต พิชาลัย รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ได้เห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) โดยใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน และให้ใช้แผน B2 (กรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้) เป็นแผนหลักในการจัดทำแผน PDP 2007 และใช้แผน B3 (กรณีการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น) เป็นแผนทางเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาเชื้อเพลิง แผนการลงทุนในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้า และประมาณการฐานะการเงิน เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. กฟผ. ได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 สมมติฐานที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007
2.1.1 ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน และประมาณการราคาเชื้อเพลิง โดย บมจ.ปตท. และ กฟผ.
2.1.2 โรงไฟฟ้าที่นำมาคัดเลือกเข้าแผนฯ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน) 700 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ/LNG) 700 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส (ดีเซล) 230 เมกะวัตต์ และ (4) โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (นิวเคลียร์) 1,000 เมกะวัตต์ โดย โรงไฟฟ้าถ่านหินและนิวเคลียร์มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเร็วที่สุดในปี 2557 และ 2563 ตามลำดับ
2.1.3 มีการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบในช่วง 2550-2564 จำนวน 7,689 เมกะวัตต์
2.1.4 คำนึงถึงนโยบาย (1) การส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภท Firm เพิ่มขึ้นเป็น 4,000 เมกะวัตต์ (3) การเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าด้วยการติดตั้ง Combined Heat and Power (CHP) ที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. (4) การยกเลิกโครงการ Peak Cut และ (5) มาตรการประหยัดพลังงาน
2.1.5 กำหนดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าด้วยตัวชี้วัดโอกาสไฟฟ้าดับ (Loss of Load Probability: LOLP) ไม่เกิน 24 ชั่วโมงต่อปี และกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองประมาณร้อยละ 15
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน รัฐบาลไทยมีการพัฒนาความร่วมมือการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้
2.2.1 สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยมี (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2 โครงการ จำนวน 340 เมกะวัตต์ (2) โครงการ ที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 2 โครงการ จำนวน 1,535 เมกะวัตต์ (3) โครงการที่ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) หรือที่ กพช. อนุมัติ Tariff MOU แล้วและอยู่ระหว่างเจรจา PPA 3 โครงการ จำนวน 1,224 เมกะวัตต์ และ (4) โครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจาราคาซื้อขายไฟฟ้า 2 โครงการ จำนวน 1,870 เมกะวัตต์
2.2.2 สหภาพพม่า จำนวน 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 และตกลงร่วมกันที่จะพัฒนาโครงการบนลุ่มน้ำสาละวิน โดยสหภาพพม่าเสนอ 2 โครงการ จำนวน 8,200 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้าพลังน้ำ Hutgyi และ (2) โรงไฟฟ้าพลังน้ำ Tasang ขนาดกำลังผลิต 1,200 และ 7,000 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และมีการลงทุนพัฒนาโรงไฟฟ้าถ่านหินที่เมืองเชียงตุง ขนาด 270 เมกะวัตต์ ซึ่งจะจำหน่ายใน สหภาพพม่าบางส่วน และส่งกลับมาขายให้ประเทศไทยด้วย
2.2.3 สาธารณรัฐประชาชนจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 โดยพิจารณาจากโครงการที่มีศักยภาพและจีนจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการที่เหมาะสมเสนอแก่ไทย
2.3 สาระสำคัญของแผนหลัก PDP 2007 กำลังผลิตไฟฟ้าในช่วง 15 ปีข้างหน้า (ปี 2550-2564) เพิ่มขึ้นสุทธิ 30,532.6 เมกะวัตต์ เมื่อรวมกำลังผลิตติดตั้งในปัจจุบัน (สิ้นเดือนเมษายน 2550) ทำให้กำลังผลิตรวมทั้งหมดเป็น 58,321.1 เมกะวัตต์ โดยแผนการจัดหาแหล่งผลิตแบ่งออกเป็น 2 ช่วง ดังนี้
2.3.1 ปี 2550-2553: โรงไฟฟ้าอยู่ระหว่างการก่อสร้างในปัจจุบัน รวม 7,885.25 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างโดย กฟผ. 2,840 เมกะวัตต์ (2) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) 3,541.25 เมกะวัตต์ (3) SPP 147.3 เมกะวัตต์ (4) การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 920 เมกะวัตต์ (5) โครงการ CHP 355 เมกะวัตต์ และ (6) โครงการ RPS ที่ กฟผ. ผลิตเอง 81.7 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ มีการปลดโรงไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 1,482.6 เมกะวัตต์ รวมกำลังผลิตเพิ่มขึ้นสุทธิ 6,402.65 เมกะวัตต์
2.3.2 ปี 2554-2564: เป็นช่วงที่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพิ่มขึ้นจำนวน 31,791 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) กฟผ. จะสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ จำนวน 16 โรงไฟฟ้า รวม 12,400 เมกะวัตต์ (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 18 โรงไฟฟ้า รวม 12,600 เมกะวัตต์ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP 1,700 เมกะวัตต์ และ (4) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,091 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้บรรจุโครงการใน สปป.ลาว ที่ยังไม่ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแต่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผน ได้แก่ โครงการเทินหินบุนส่วนขยาย น้ำงึม 3 น้ำเทิน 1 และน้ำเงี๊ยบ รวมกำลังการผลิต 1,444 เมกะวัตต์
2.4 สาระสำคัญของแผนทางเลือก ในช่วงก่อนปี 2554 เหมือนแผนหลัก ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป พิจารณากรณีที่มีการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น จำนวน 31,791 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) กฟผ. จะสร้างโรงไฟฟ้า จำนวน 13 โรงไฟฟ้า รวม 10,300 เมกะวัตต์ (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 9 โรงไฟฟ้า รวม 6,300 เมกะวัตต์ (3) การรับซื้อ ไฟฟ้าจาก SPP 1,700 เมกะวัตต์ และ (4) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 13,491 เมกะวัตต์
2.5 สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เมื่อสิ้นปี 2564
2.5.1 แผนหลัก มีสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติ/LNG สูงถึงร้อยละ 62.8 รองลงมาคือ ถ่านหินนำเข้า พลังน้ำ (รวมซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ) และนิวเคลียร์ มีสัดส่วนร้อยละ 9.8 9.7 และ 9.0 ตามลำดับ
2.5.2 แผนทางเลือก มีสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติ/LNG ลดลงเหลือร้อยละ 43.6 ในขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ(รวมซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ) มีสัดส่วนเพิ่มขึ้นเป็น ร้อยละ 28.9
2.6 กำลังการผลิตสำรองต่ำสุด ในแต่ละปีทั้งแผนหลักและแผนทางเลือกจะสูงกว่าร้อยละ 15
2.7 แผนการลงทุนในแผน PDP 2007
2.7.1 แผนหลัก มีการลงทุนในแหล่งผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้ารวม 2,077,542 ล้านบาท จำแนกเป็น (1) การลงทุนของ กฟผ. จำนวน 1,366,528 ล้านบาท ประกอบด้วย ระบบผลิต 771,959 ล้านบาท และระบบส่ง 594,569 ล้านบาท (2) การลงทุนของ IPP SPP และต่างประเทศ รวม 711,014 ล้านบาท
2.7.2 แผนทางเลือก มีการลงทุนในแหล่งผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้ารวม 2,408,478 ล้านบาท จำแนกเป็น (1) การลงทุนของ กฟผ. จำนวน 1,406,395 ล้านบาท ประกอบด้วย ระบบผลิต 714,955 ล้านบาท และระบบส่ง 691,440 ล้านบาท (2) การลงทุนของ IPP SPP และ ต่างประเทศ รวม 1,002,082 ล้านบาท
2.8 ประมาณการฐานะการเงินของ กฟผ. จะมีฐานะการเงินที่ดีมาก ในช่วงปี 2549-2564 โดยมี (1) ROIC ร้อยละ 7.05-9.06 ในปี 2549-2551 และร้อยละ 8.39 ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป (2) อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self Financing Ratio: SFR) ร้อยละ 31.17-79.23 ต่อปี (3) อัตราส่วน รายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) 1.49-3.01 เท่าต่อปี และ (4) อัตราผลตอบแทนต่อเงินทุน (Return on Equity: ROE) ร้อยละ 8.87-14.18 ต่อปี นอกจากนี้ ยังมีเงินสด ณ วันสิ้นปี อยู่ในระดับที่เพิ่มสูงขึ้นมากจาก 17,194 ล้านบาท ในปี 2549 เป็น 69,456 ล้านบาท ในปี 2564
2.9 แผนการจัดหาถ่านหินรองรับโรงไฟฟ้าถ่านหิน 4 โรงของ กฟผ. อยู่ระหว่างติดต่อกับผู้ผลิตถ่านหินในประเทศอินโดนีเซีย เวียดนาม และออสเตรเลีย เพื่อจัดหาถ่านหินระยะยาวคุณภาพดีในปริมาณที่เพียงพอตลอดอายุโรงไฟฟ้า
2.10 ปริมาณการปล่อยก๊าซที่ก่อให้เกิดมลภาวะทางอากาศจากโรงไฟฟ้าที่ก่อให้เกิดมลภาวะทางอากาศ เมื่อเปรียบเทียบโรงไฟฟ้าตาม PDP 2007 แผนหลัก กับแผน PDP ที่ใช้ความต้องการไฟฟ้าฉบับเมษายน 2549 พบว่าปริมาณการปล่อยก๊าซที่ก่อให้เกิดมลภาวะทางอากาศจากโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ต่ำกว่าแผน PDP ที่ใช้ความต้องการไฟฟ้าฉบับเมษายน 2549 มาก โดยเฉพาะ CO2
2.11 โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เครื่องที่ 1-4
2.11.1 การกำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จำนวน 4,000 เมกะวัตต์ เป็นทางเลือกหนึ่งในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในลักษณะโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงาน ไฟฟ้าตามความต้องการพื้นฐาน (Base Load Plant) เพื่อ (1) สนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น (2) เพิ่มความมั่นคงในระบบไฟฟ้าและพลังงานของประเทศ (3) เพิ่มประสิทธิภาพและความน่าเชื่อถือในการผลิตไฟฟ้า (4) ลดความเสี่ยงด้านราคาเชื้อเพลิง และ (5) เพื่อสนองความต้องการใช้พลังงานที่สะอาด
2.11.2 กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น เพื่อจัดทำ และเสนอแนะแผนงาน มาตรการ แนวทางในการดำเนินงานการเตรียมความพร้อมด้านต่างๆ การสร้างความเข้าใจที่ถูกต้องและการยอมรับของประชาชน ฯลฯ ซึ่งปัจจุบัน กฟผ. กำลังดำเนินการศึกษาและคัดเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่เหมาะสมตาม มาตรฐานสากล โดยจะต้องมีความเหมาะสมทั้งในด้านวิศวกรรม ความปลอดภัย ด้านสิ่งแวดล้อม และด้านเศรษฐศาสตร์
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 ที่จัดทำโดย กฟผ. แล้ว มีความเห็น ดังนี้
3.1 แผน PDP 2007 แผนหลักที่ กฟผ. เสนอ เป็นแผนที่มีความเหมาะสมในการดำเนินการ อย่างไรก็ตาม ในแผน PDP 2007 กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าเอกชนโรงแรกจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2555 ซึ่งการดำเนินงานตามแผนดังกล่าวผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีเวลาในการเตรียมการก่อ สร้างประมาณ 4 ปีเท่านั้น ดังนั้น จึงเห็นควรเร่งรัดให้มีการเปิดประมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนโดยเร็ว เพื่อมิให้เกิดปัญหาต่อ ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในช่วงปี 2555
3.2 ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นในเดือนเมษายน 2550 เท่ากับ 22,586 เมกะวัตต์ มีค่าใกล้เคียงกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนมีนาคม 2550 ที่ได้พยากรณ์ความต้องการ พลังไฟฟ้าในกรณีฐาน และกรณีสูงสำหรับปี 2550 ไว้เท่ากับ 22,513 และ 22,562 เมกะวัตต์ ตามลำดับ โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นมีค่าสูงกว่าค่าพยากรณ์ฯ กรณีฐาน และกรณีสูงเล็กน้อย เท่ากับ 73 และ 24 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
3.3 แผน PDP 2007 ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มขึ้น แทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนถ่านหินตามแผน PDP ที่ใช้ค่าความต้องการไฟฟ้าฉบับเมษายน 2549 ส่งผลให้การปล่อยมลภาวะทางอากาศลดลงมาก โดยเฉพาะ CO2 เนื่องจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใช้ยูเรเนียมเป็นเชื้อเพลิง จึงไม่ปล่อยก๊าซที่เป็นมลพิษ เช่น NOx SOx และ CO2 ตลอดจน ไม่ก่อเกิดปรากฏการณ์เรือนกระจกและปัญหาภาวะโลกร้อน (Global Warming) ดังนั้น จึงเห็นควรให้เร่งดำเนินการ ให้ความรู้และสร้างความเข้าใจกับประชาชนในเรื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โดยเร็ว เพื่อให้การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์สามารถก่อสร้างได้ตามแผนที่วางไว้ เพื่อลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในระยะยาว
3.4 การจัดทำประมาณการฐานะการเงินของ กฟผ. ได้กำหนดโดยใช้สมมติฐาน ROIC ในอัตราคงที่เท่ากับร้อยละ 8.39 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนดขึ้นภายใต้สมมติฐานที่ กฟผ. จะดำเนินการแปลงสภาพเป็น บมจ.กฟผ. ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการศึกษาทบทวน เพื่อให้สอดคล้องกับ สถานภาพปัจจุบันของ กฟผ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แผนหลัก ในปี พ.ศ. 2550-2564 โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่จะซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของภาคเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ในช่วงปี 2550-2564 ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก สำหรับการอนุมัติโครงการของ กฟผ. นั้น ให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติตามขั้นตอนต่อไป
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และ กฟผ. รับไปประสานงานกับสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และกระทรวงการคลังร่วมกันพิจารณาแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุน เครื่องจักรและอุปกรณ์สำหรับการประกอบกิจการไฟฟ้าที่ผลิตในประเทศ เพื่อเพิ่มสัดส่วนอุตสาหกรรมของไทยให้มากขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 ปี 2544-2554 (ปรับปรุง) ซึ่งเป็นแผนการลงทุนเพิ่มเติมเพื่อขยายและปรับปรุงระบบท่อส่งก๊าซฯ จำนวน 11 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 157,102 ล้านบาท รวมทั้งเห็นชอบในหลักการการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ต่อมาเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) และเห็นชอบในหลักการแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามแผนความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าตาม PDP 2007 โดยมอบให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย ประกอบด้วย
2.1 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้น คาดว่าความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นจากระดับ 3,100 ล้าน ลบ.ฟุต/วัน ณ ปัจจุบัน เป็น 4,860 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2554 และในระยะยาว ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป คาดว่าความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นถึงระดับ 7,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2564 และแผนทางเลือกความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นเป็นระดับ 6,200 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2564 การจัดหาก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้น ปี 2550-2554 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับประมาณ 1,700-1,850 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยตั้งแต่ปี 2554 ปตท. มีแผนการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี โดยมีปริมาณเริ่มต้น 5 ล้านตันต่อปี จากสัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 1-2 ล้านตันต่อปี ในช่วงปี 2554-2555 ซึ่ง ปตท. อยู่ระหว่างการเจรจากับกลุ่มผู้ผลิตโดยตรงและกลุ่มผู้ค้า (Traders) ส่วนสัญญาระยะยาวในปริมาณ 3-5 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2556-2560 โดยจะมีการจัดหาจากประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน และแหล่งอื่นๆ เช่น ประเทศออสเตรเลีย อินโดนีเซีย มาเลเซีย รัสเซีย แอฟริกา และการ์ต้า เป็นต้น
2.2 แผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้น
(1) การจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมที่ได้เจรจาแล้ว ดังนี้
- ในประเทศ ประกอบด้วย แหล่งเจดีเอ แปลง A18 ซึ่งจะเริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาในปริมาณ 200 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ภายในเดือนเมษายน 2550 และจะเพิ่มเป็น 400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ภายในเดือนเมษายน 2551, แหล่งเจดีเอ แปลง B17&C19 และ B17-01 เริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาภายในเดือนพฤศจิกายน 2551 ในช่วง 10 ปีแรก และลดเหลือ 250 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในช่วงปีที่ 11 ถึงปีที่ 16 ทั้งนี้ถ้ามีปริมาณสำรองก๊าซฯ เพิ่มขึ้นปริมาณซื้อขายจะเพิ่มอีกไม่เกิน 200 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน, แหล่งอาทิตย์ มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 330 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาภายในเดือนพฤษภาคม 2550, และแหล่งภูฮ่อม มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 80 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน และจะปรับเพิ่มขึ้นเป็นระยะๆ จนถึงปริมาณสูงสุดที่ 108 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาภายในเดือนพฤศจิกายน 2549
- ต่างประเทศ ปตท. ได้เจรจาปรับเพิ่มปริมาณซื้อก๊าซฯ ในสัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งยาดานาจากสหภาพพม่าในปริมาณ 40 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน จากปริมาณตามสัญญา 525 เป็น 565 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยมีผลตั้งแต่เดือนกันยายน 2549
(2) การจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมที่อยู่ระหว่างการเจรจา
- ในประเทศ ประกอบด้วย แหล่งอาทิตย์เหนือส่วนเพิ่ม ซึ่งมีปริมาณซื้อขายเริ่มต้นที่ 60 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2551 และจะเพิ่มขึ้นเป็น 120 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2551 เป็นระยะเวลา 1,050 วัน, แหล่งบงกชใต้ (ส่วนเพิ่มจากแหล่งบงกช) มีปริมาณซื้อขาย 200-350 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในช่วง 12 เดือนแรก คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซฯ ได้ภายในปี 2554, และแหล่งเชฟรอน (ส่วนเพิ่มแหล่งยูโนแคล 123 เดิม) มีปริมาณซื้อขาย 170-500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน คาดว่าในส่วนของปริมาณซื้อขายจำนวน 170 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวันจะสามารถเริ่มส่งได้ภายในปี 2550
- ต่างประเทศ ประกอบด้วย แหล่ง M9 จากสหภาพพม่า มีปริมาณซื้อขาย 300-500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซฯ ได้ภายในปี 2554-2555 และแหล่งนาทูน่าจากอินโดนีเซีย มีปริมาณซื้อขายประมาณ 500-1,000 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติภายในปี 2560-2561
2.3 แผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ปตท. สามารถบรรลุการเจรจาซื้อขายกับบริษัท Pars LNG Limited (Pars LNG) โดยได้ลงนามในหลักการข้อตกลง (Head of Agreements หรือ HOA) เพื่อ นำเข้า LNG ปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี (หรือเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติประมาณ 420 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยทั้งสองฝ่ายอยู่ระหว่างเจรจาจัดทำสัญญาซื้อขาย LNG (SPA) เพื่อลงนามต่อไป
2.4 การดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal จะตั้งอยู่บนโครงการท่าเรืออุตสาหกรรม มาบตาพุดระยะที่ 2 ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามในสัญญาอนุญาตให้ใช้พื้นที่โครงการท่าเรือ ระยะ 2 จำนวนประมาณ 800 ไร่ โดยแบ่งขอบเขตของโครงการ ได้เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือขนาดรับเรือ LNG สูงสุด 264,000 ลบ. เมตร 1 ท่าและถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร จำนวน 2 ถัง รวมทั้งหน่วยเปลี่ยนสถานะของเหลวเป็นก๊าซฯ 1 หน่วย กำลังผลิต 5 ล้านตันต่อปี และระยะที่ 2 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือ LNG อีก 1 ท่า ขนาดเท่ากับท่าเทียบเรือที่ 1 และท่าเทียบเรือที่ 3 เพื่อรองรับและส่งออกเรือ LNG ขนาดสูงสุด 2,000 ลบ.เมตร และรองรับและส่งออกเรือ LPG ขนาดสูงสุด 3,000 ลบ.เมตร และถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร เพิ่มอีกจำนวน 1 ถัง รวมทั้งหน่วยเปลี่ยนสถานะของเหลวเป็นก๊าซฯ เพิ่มอีก 1 หน่วย กำลังผลิต 5 ล้านตันต่อปี สำหรับโครงการระยะที่ 1 มีเงินลงทุนเท่ากับ 33,440 ล้านบาท โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาสที่ 2 ปี 2554 และระยะที่ 2 มีเงินลงทุนเท่ากับ 15,660 ล้านบาท โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินงานได้ในปี 2557/2558 สำหรับค่าบริการสถานีและผลตอบแทนการลงทุนบริษัทนั้น PTTLNG จะเรียกเก็บค่าดำเนินการในรูปค่าบริการสถานี LNG จาก ปตท. โดยค่าบริการสถานีอยู่ระหว่าง 0.48-0.61 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียูเฉลี่ยตลอดโครงการ
3. ปตท. ได้ขอให้ทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง) ที่ ครม. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 เพื่อให้สอดคล้องกับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผน PDP 2007 รวมถึงเพื่อให้สอดคล้องกับสภาวะตลาดการก่อสร้างโครงการในปัจจุบันที่มีต้น ทุนเหล็กและค่าก่อสร้างที่ปรับเพิ่มขึ้น โดยได้ขอปรับปรุงเพิ่มเติม ดังนี้
- ระยะที่ 1 : เปลี่ยนแนววางท่อส่งก๊าซฯ ให้ขนานกับทางรถไฟ ซึ่งทำให้ต้องเปลี่ยนวิธีวางท่อเป็นวิธีขุดลอกเพื่อลดกระทบมวลชนในบริเวณแนว ท่อส่งก๊าซฯ นอกจากนี้ ปตท. ได้ปรับเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซฯ ของโครงการวางท่อก๊าซฯ ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ จาก 150 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เป็น 240 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน (หรือประมาณร้อยละ 60) ทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นจาก 10,323 ล้านบาท เป็น 11,446 ล้านบาท
- ระยะที่ 2 : ปรับเพิ่มกำลังการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดของระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 4 (โครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 4 (ระยอง-แก่งคอย) จาก 1,100 เป็น 1,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เพื่อให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี รวมถึงการย้ายจุดที่ท่อจะไปเชื่อมจากอำเภอวังน้อย จังหวัดอยุธยา ไปที่อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี ซึ่งการเปลี่ยนแนวท่อส่งก๊าซฯ จะทำให้ความยาวท่อส่งก๊าซฯ เพิ่มขึ้นจาก 220 กม. เป็น 300 กม. และทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นจาก 21,209 ล้านบาท เป็น 39,567 ล้านบาท
- ระยะที่ 3 : เพิ่มกำลังส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดของระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกจาก 1,300 เป็น 2,000 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยติดตั้งหน่วยเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) ใช้เงินลงทุนประมาณ 4,197 ล้านบาท เพื่อรองรับแผนการจัดหาก๊าซฯ จากประเทศสหภาพพม่าในปริมาณ 300-600 ล้าน ลบ.ฟุต ต่อวัน และยกเลิกแผนการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลฝั่งตะวันตก ทำให้เงินลงทุนปรับลดลงจาก 29,213 ล้านบาท เป็น 4,197 ล้านบาท
- การลงทุนเพิ่มเติมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเชื่อมในทะเล เนื่องจากผลการเจรจาจัดซื้อก๊าซฯ เพิ่มเติมจากอ่าวไทยได้ข้อสรุปที่จะให้ ปตท. รับซื้อก๊าซฯ ณ จุดส่งมอบ ณ ปากหลุม โดย ปตท. จะต้องเป็นผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการวางท่อส่งก๊าซฯ เพื่อเชื่อมจากแหล่งผลิตมายังระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเส้นที่ 3 จึงทำให้ ปตท. ต้องใช้เงินลงทุนรวม 13,510 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่ม เติมที่ได้มีการเจรจารวมทั้งลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแล้วทั้งใน ประเทศและต่างประเทศ ได้แก่ แหล่งเจดีเอ แหล่งอาทิตย์ แหล่งภูฮ่อม และแหล่งยาดานา ตามข้อ 2.2 (1)
2;เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งระยะสั้น (ปี 2550-2554) และระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2554) ตามข้อ 2.1 และ 2.2 ทั้งนี้ เมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมที่อยู่ระหว่างการเจรจาทั้งในประเทศ และต่างประเทศ ตามข้อ 2.2 (2) มีข้อยุติแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการเจรจารวมทั้งสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
3.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแผนการนำเข้า LNG จากประเทศสาธารณรัฐ อิสลามอิหร่าน ตามหลักการใน HOA ระหว่าง ปตท. กับบริษัท Pars LNG Limited ตามแผนการนำเข้า LNG ทั้งนี้ เมื่อการเจรจามีข้อยุติแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการเจรจารวมทั้งสัญญาซื้อขาย LNG ต่อ สนพ. กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
4.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการโครงการ LNG Receiving Terminal ตามข้อ 2.4 โดยมอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการเจรจานำเข้า LNG ให้ได้ปริมาณที่ชัดเจนและสอดคล้องกับแผนการดำเนินการก่อสร้างตามโครงการ LNG Receiving Terminal โดยเฉพาะในปริมาณ 5 ล้านตันแรกสำหรับโครงการระยะที่ 1 ซึ่งมีกำหนดที่จะเริ่มดำเนินการในเชิงพาณิชย์ในไตรมาสที่ 2 ของปี 2554
5.เห็นชอบในหลักการให้ค่าบริการสถานี LNG อันประกอบไปด้วย การให้บริการรับเรือนำเข้า LNG ขนถ่าย เก็บรักษาและแปลงสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซฯ และขนส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG โดยเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG รวมทั้งหลักเกณฑ์การกำกับดูแลค่าบริการสถานี LNG เพื่อเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความ เห็นชอบต่อไป
6.เห็นชอบกับข้อเสนอการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามข้อ 3 จำนวน 14 โครงการ เป็นวงเงินลงทุน 165,077 ล้านบาท
เรื่องที่ 3 แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้า และมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ประกอบด้วย
2.1 กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนฯ ขึ้น มีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่งแวด ล้อมในชุมชนพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า ที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และเพื่อสร้างสรรค์มิติใหม่ของการอยู่ร่วมกันระหว่างชุมชนกับโรงงาน อุตสาหกรรมขนาดใหญ่ ซึ่งจะเป็นแนวทางการพัฒนาที่มั่นคงและยั่งยืน และเป็นแบบอย่างที่ดีสำหรับอุตสาหกรรมอื่นๆ ในอนาคต โดยให้มีการจัดตั้งกองทุนฯ ขึ้นทุกโรงไฟฟ้า ในกรณีที่มีหลายโรงไฟฟ้าอยู่ในบริเวณขอบเขตพื้นที่เดียวกันหรืออยู่ในนิคม อุตสาหกรรมเดียวกันให้มีเพียงกองทุนเดียว ส่วนจังหวัดที่มีโรงไฟฟ้าหลายแห่งแต่ไม่ได้อยู่ในบริเวณเดียวกัน ให้ขึ้นอยู่กับดุลยพินิจของผู้ว่าราชการจังหวัดนั้น ว่าควรจะให้รวมเป็นกองทุนเดียวกันหรือแยกเป็นกองทุนประจำโรงไฟฟ้า นอกจากนี้หลักการ ในการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จะพิจารณาจัดเก็บในอัตราที่แตกต่างกันตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิต ไฟฟ้า ซึ่งส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่แตกต่างกัน เช่น ปัญหากลิ่น มลภาวะทางอากาศ ระบบนิเวศน์ และวิถีการดำเนินชีวิตชุมชน
2.2 ผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ กำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าที่มีปริมาณพลัง ไฟฟ้าขายเข้าระบบตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ
2.3 อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ
2.3.1 โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2554 เป็นต้นไป จะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ดังนี้ (1) ระหว่างการก่อสร้าง นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจนถึงวันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) กำหนดให้โรงไฟฟ้าต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้า ในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี หรือ ไม่ต่ำกว่า 500,000 บาท/ปี โดยให้จ่าย ณ วันที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับปีแรก และวันที่ 1 มกราคม ของปีสำหรับปีต่อๆ ไป และ (2) ภายหลัง COD จนถึงวันที่โรงไฟฟ้าหมดอายุสัมปทาน กำหนดให้โรงไฟฟ้าจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ เป็นประจำทุกเดือน ตามจำนวนหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบของการไฟฟ้าในอัตรา ดังนี้
อัตราการจัดเก็บค่าพลังงานไฟฟ้าเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
เชื้อเพลิง | สตางค์/หน่วย |
ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
น้ำมันเตา, ดีเซล | 1.5 |
ถ่านหิน, ลิกไนต์ | 2.0 |
พลังงานหมุนเวียน - ลม และแสงอาทิตย์ - ชีวมวล กาก และเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน - พลังน้ำ |
0.0 1.0 2.0 |
ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าใหม่ตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้กำหนดเป็นเงื่อนไขในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) ให้บวกเพิ่มจากราคาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
2.3.2 โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าก่อนวันที่ 1 มกราคม 2554 กำหนดให้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในข้อ 2.3.1 (2) โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้โรงไฟฟ้าสามารถส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
2.3.3 จากกรณีศึกษาประมาณการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามชนิดเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้าที่ดำเนินการในปัจจุบัน ณ ปี 2549 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP และ SPP เฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์และชีวมวล พบว่า ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ รวมประมาณ 1,700 ล้านบาทต่อปี เป็นค่าไฟฟ้าที่นำเข้า Ft ประมาณ 1.22 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ จังหวัดที่ได้รับเงินกองทุนฯ สูงสุด 5 ลำดับแรก คือ จังหวัดลำปาง จังหวัดราชบุรี จังหวัดระยอง จังหวัดฉะเชิงเทรา และจังหวัดชลบุรี สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำของ กฟผ. ที่มีกำลังการผลิตติดตั้งตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ ขึ้นไป รวมทั้งสิ้น 3,421 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยต่อปี 7,936 ล้านหน่วยต่อปี จะจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ รวมประมาณ 160 ล้านบาทต่อปี ดังนั้น ประมาณการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ณ ปี 2549 รวมโครงการพลังน้ำของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้อง จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ รวมประมาณ 1,858 ล้านบาทต่อปี เป็นค่าไฟฟ้าที่นำเข้า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย
2.4 รูปแบบและการกำกับดูแลกองทุนฯ กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนฯ ในลักษณะพหุภาคี เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการเงินกองทุนฯ ซึ่งคณะกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้แทนจากภาคประชาชนมากกว่าร้อยละ 50 ผู้ทรงคุณวุฒิ ผู้แทนภาครัฐ ผู้แทนโรงไฟฟ้า เป็นต้น โดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ดำเนินการสรรหาคณะกรรมการฯ ตามระเบียบที่จะมีการยกร่างต่อไป โดยให้มุ่งเน้นการมีส่วนร่วมจากทุกกลุ่มในชุมชน แล้วนำร่างระเบียบดังกล่าวไปจัดทำการรับฟังความคิดเห็นจากชุมชนรอบโรงไฟฟ้า เพื่อให้ประชาชนได้รับทราบและร่วมแสดงความคิดเห็นเกี่ยวกับการแต่งตั้งคณะ กรรมการฯ ที่จะมาทำหน้าที่ในการดูแลผลประโยชน์และพัฒนาชุมชน เป็นการเปิดโอกาสให้ประชาชนได้มีส่วนร่วมในกระบวนการจัดตั้งกองทุนฯ ตั้งแต่แรกเริ่ม ทั้งนี้ เมื่อร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการฯ ได้ผ่านการรับฟังความคิดเห็นแล้ว ผู้ว่าราชการจังหวัดจึงจะสามารถทำการสรรหาคณะกรรมการฯ ตามวิธีการที่ได้กำหนดไว้ในระเบียบดังกล่าว ซึ่งกรรมการที่ได้รับการแต่งตั้งจะต้องได้รับความเห็นชอบจากประชาชนในชุมชน รอบโรงไฟฟ้าเป็นส่วนใหญ่ด้วย
3. ร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เพื่อให้การจัดตั้งกองทุนฯ ของโรงไฟฟ้าทั่วประเทศเป็นไปในทิศทางเดียวกัน จึงควรจัดทำร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนฯ เพื่อให้ผู้ว่าราชการจังหวัดที่มีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ใช้เป็นกรอบแนวทางในการ จัดตั้งกองทุนฯ ต่อไป โดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดสามารถปรับปรุงรายละเอียดปลีกย่อยได้ตามความเหมาะ สม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพความเป็นอยู่และความต้องการของชุมชนโดยส่วนรวมในแต่ ละพื้นที่ โดยสาระสำคัญของร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนฯ ให้ครอบคลุมประเด็นดังต่อไปนี้
3.1 เจตนารมณ์ของการจัดตั้งกองทุนฯ
3.2 คำนิยาม เพื่อให้เข้าใจตรงกัน เช่น ผู้ได้รับผลประโยชน์ ชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
3.3 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้แก่ (1) องค์ประกอบของคณะกรรมการ จำนวนกรรมการ สัดส่วนของผู้แทนภาคประชาชน การเลือกสรรประธาน โดยมีผู้แทนสำนักงานพลังงานภูมิภาคที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่เป็นเลขานุการและผู้ แทนจากโรงไฟฟ้าเป็นผู้ช่วยเลขานุการ (2) คุณสมบัติของกรรมการ (3) วาระการดำรงตำแหน่ง และ (4) วิธีการปฏิบัติงาน
3.4 กรอบอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ (1) กำหนดหลักเกณฑ์ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนฯ (2) กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไข วิธีการปฏิบัติในการเก็บรักษาเงิน การเบิกจ่ายเงิน และการพัสดุ (3) พิจารณาอนุมัติแผนการพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและงบประมาณ ให้สอดคล้องกับความต้องการของชุมชนที่แท้จริงและนำไปสู่การพัฒนาชุมชนอย่าง ยั่งยืน (4) พิจารณาประเมินผลการปฏิบัติงาน ตามแผนการพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (5) จัดทำรายงานประจำปีเสนอกระทรวงพลังงานทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน และ (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยเหลือการปฏิบัติงานได้ตามความจำเป็น
3.5 กรอบการกำหนดผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุน ให้กำหนดจากการแบ่งขอบเขตพื้นที่ โดยแบ่งออกเป็น 2 พื้นที่ ได้แก่ (1) พื้นที่ชั้นใน หมายถึงขอบเขตของพื้นที่ที่อยู่ในรัศมีขั้นต่ำ 5 กิโลเมตรจากขอบเขตของโรงไฟฟ้า หรือขอบเขตของนิคมอุตสาหกรรมที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ และ (2) พื้นที่ชั้นนอก หมายถึงขอบเขตของพื้นที่ที่อยู่นอกเหนือพื้นที่ชั้นใน โดยให้อยู่ในดุลพินิจของคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนให้หมายถึง ประชาชน หน่วยงานของภาครัฐ องค์กรบริหารส่วนท้องถิ่นหรือองค์กรบริหารส่วนเทศบาลที่อยู่ในพื้นที่ดัง กล่าว
3.6 กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุน ต้องเป็นการใช้จ่ายเพื่อประโยชน์ของส่วนรวมเป็นหลัก และให้ความสำคัญกับพื้นที่ชั้นในเป็นลำดับแรก โดยอาจจัดสรรเป็นกองทุนไปใช้เพื่อวัตถุประสงค์ (1) ส่งเสริมและพัฒนาอาชีพและคุณภาพชีวิตของชุมชน (2) สนับสนุนการศึกษา ศาสนา วัฒนธรรม กีฬา และดนตรี (3) สนับสนุนการสาธารณสุขและสิ่งแวดล้อม ฯลฯ (4) สนับสนุนการพัฒนาพลังงานหมุนเวียน (5) เป็นหลักประกันเพื่อชดเชยความเสียหายทันทีจากผลกระทบที่มีสาเหตุจากโรงไฟฟ้า (6) ค่าตอบแทนและค่าใช้จ่ายในการปฏิบัติงานของคณะกรรมการ และ (7) อื่นๆ ตามที่คณะกรรมการฯ กำหนด เช่น ใช้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับครอบครัวในชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
3.7 การบัญชีของกองทุนฯ ให้จัดทำตามหลักสากล ตามแบบและหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด รวมทั้งต้องจัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการเงินและการบัญชี และการพัสดุของกองทุน
3.8 การตรวจสอบการดำเนินงานของคณะกรรมการฯ โดยภาคประชาชน ควรจัดทำรายงานประจำปีเสนอกระทรวงพลังงานทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน โดยรายงานดังกล่าวให้แสดงถึงผลการดำเนินงานของคณะกรรมการในปีที่ผ่านมา รวมทั้งเหตุผลในการตัดสินใจในเรื่องต่างๆ งบดุล งบการเงิน และบัญชีทำการ พร้อมทั้งรายงานของผู้สอบบัญชี และแผนงานที่จะดำเนินการในภายหน้าของคณะกรรมการ
3.9 การพิจารณากรณีพิพาทระหว่างโรงไฟฟ้ากับชุมชน
3.10 การมีผลบังคับใช้ โดยให้มีผลตั้งแต่ วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป โดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นผู้รักษาการตามระเบียบนี้
4. ขั้นตอนในการดำเนินการ
4.1 กระทรวงพลังงานดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เพื่อเป็นต้นแบบในการสรรหากรรมการ และการดำเนินงานของกองทุนฯ อยู่ในกรอบแนวทางเดียวกัน
4.2 กระทรวงมหาดไทยและกระทรวงพลังงานร่วมกันดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ดำเนินการสรรหากรรมการ และดำเนินการอื่นๆ ที่จำเป็นสำหรับการจัดตั้งกองทุนฯ สำหรับโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งให้แล้วเสร็จภายในปี 2550
4.3 ให้เริ่มเรียกเก็บเงินจากผู้ผลิตไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าแต่ละรายจ่ายเงินโดยตรงให้แก่กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า แต่ในช่วงที่ยังไม่ได้มีการจัดตั้งกองทุนฯ (คือตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2553) ให้ กฟผ. เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ไปก่อน
5. สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีข้อกังวลเกี่ยวกับการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า ดังนี้
5.1 ในการสรรหากรรมการฯ ควรพิจารณาอย่างรอบคอบเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาการเข้ามาใช้อำนาจในทางมิชอบของ นักการเมืองท้องถิ่น จึงควรกำหนดคุณสมบัติของกรรมการให้ชัดเจน
5.2 การดำเนินงานการจัดเก็บเงินภาษีสิ่งแวดล้อมของกระทรวงการคลัง และการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณา อาจทำให้โรงไฟฟ้าต้องรับภาระซ้ำซ้อน ซึ่งภาระดังกล่าวจะถูกผลักไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในที่สุด จึงเห็นควรให้ข้อสังเกตสำหรับหน่วยงานที่รับผิดชอบการดำเนินงานดังกล่าวใน การพิจารณาจัดเก็บภาษีหรือค่าธรรมเนียมให้คำนึงถึงความซ้ำซ้อนด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าตาม รายละเอียดในข้อ 2-4 โดยกำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เป็นต้น แบบให้แล้วเสร็จโดยเร็ว
3.ให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณาการจัดตั้งกองทุนหรือจัดเก็บภาษีค่า ธรรมเนียมทางด้านสิ่งแวดล้อมต่างๆ มิให้มีความซ้ำซ้อนกัน โดยมีผู้แทนจากกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมบัญชีกลาง และให้ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานคณะทำงาน
เรื่องที่ 4 การออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และแนวทางการกำกับดูแลตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยในรายละเอียดกำหนดบทบาทของผู้ประกอบการเอกชนในการผลิตไฟฟ้าในอนาคตด้วย วิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้องค์กรกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้นเป็นผู้กำหนดกฎเกณฑ์และเงื่อนไขการ ประมูล ที่มีความชัดเจน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ลงทุน นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดย ในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และต่อมา กพช. มีมติเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 เห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) ซึ่งกำหนดให้มีการจัดหาไฟฟ้าจาก IPP ด้วย
2. กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบแรก เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ และกำหนดยื่นข้อเสนอภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2538 แบ่งการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 จำนวน 1,000 เมกะวัตต์ กำหนดแล้วเสร็จปี 2539-2543 และระยะที่ 2 จำนวน 2,800 เมกะวัตต์ กำหนดแล้วเสร็จปี 2544 และ 2545 เมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอมีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ ประกอบด้วยข้อเสนอ 88 ทางเลือก รวมกำลังการผลิตทั้งสิ้น 39,000 เมกะวัตต์ หรือประมาณ 9 เท่าของกำลังการผลิตที่ต้องการ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 37 ราย ถ่านหิน 12 ราย และออริมัลชั่น 1 ราย ซึ่งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอฯ ได้พิจารณาคัดเลือกมีโครงการที่ผ่านการคัดเลือกรอบแรก 21โครงการ ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกฯ ได้คัดเลือก IPP จำนวน 7 โครงการ จากโครงการที่ผ่านการคัดเลือกรอบแรกรวม 5,835 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ โครงการ IPP ที่ได้รับการคัดเลือกดังกล่าวได้มีการปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและ กำลังการผลิตให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ทำให้กำลังการผลิตของ IPP ปัจจุบันเป็น 6,677.5 เมกะวัตต์
3. การดำเนินงานออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ สนพ. ได้จัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อเตรียมการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 และได้จัดการสัมมนา เรื่อง "การออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน" เพื่อนำเสนอข้อมูลเกี่ยวกับวัตถุประสงค์การออกประกาศเชิญชวนฯ จำนวนกำลังการผลิต ขั้นตอนการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอ และเงื่อนไขโครงการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้า จำนวน 2 ครั้ง คือ (1) วันที่ 15 ธันวาคม 2549 เพื่อรับฟังความเห็นและข้อเสนอแนะจากหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ นักลงทุน ผู้ให้เงินกู้ สำนักงานกฎหมาย และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง และ (2) วันที่ 28 ธันวาคม 2549 เพื่อรับฟังความเห็นและข้อเสนอแนะจากผู้ที่มีผลกระทบต่อการกำหนดนโยบายด้าน พลังงาน ซึ่งความเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนาดังกล่าว สนพ. ได้นำมาใช้ประกอบการพิจารณาการจัดทำเอกสารสำหรับการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อ ไฟฟ้าจาก IPP ด้วย และบริษัทที่ปรึกษาได้จัดทำร่างเอกสารการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้า (Request For Proposals Package: RFP Package) แล้วเสร็จ ประกอบด้วย ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซ ธรรมชาติ/ถ่านหิน (Power Purchase Agreement: PPA) สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหลัก (Master Gas Sale Agreement: MGSA) ข้อมูลระบบส่งไฟฟ้า ข้อมูลระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น
4. ข้อเสนอแนวทางการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ สำหรับการ จัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 สรุปได้ดังนี้
4.1 การกำหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ยังคงใช้แนวทางเดียวกับการออกประกาศเชิญชวนฯ เมื่อปี พ.ศ. 2537 โดยใช้วิธีเปิดประมูลแข่งขัน
4.2 การจัดสรรปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้า ใช้ประมาณการความต้องการกำลังการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ซึ่งจัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ โดยมีจำนวนกำลังการผลิตในแต่ละปี ดังนี้ ปี 2555 และปี 2556 จำนวนปีละ 800 เมกะวัตต์ และปี 2557 จำนวนปีละ 1,600 เมกะวัตต์ รวม 3,200 เมกะวัตต์
4.3 กำหนดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ ดังนี้ (1) ออกประกาศเชิญชวน เดือนมิถุนายน 2550 (2) กำหนดการ IPP ยื่นข้อเสนอ เดือนตุลาคม 2550 (3) ประเมินและคัดเลือกแล้วเสร็จ เดือนธันวาคม 2550 (4) ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จ เดือนมิถุนายน 2551 (5) จัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) เดือนมิถุนายน 2552 (6) เริ่มการก่อสร้างโรงไฟฟ้า เดือนมิถุนายน 2552 (7) วันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ (COD) เดือนมกราคม 2555 และ (8) วันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหิน (COD) เดือนมกราคม 2556
4.4 เงื่อนไขและลักษณะโครงการ ประกอบด้วย (1) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) โดยจะต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (2) ลักษณะของโรงไฟฟ้า เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Base Load และผลิตไฟฟ้าตามที่ กฟผ. สั่งการ (3) ขนาดกำลังการผลิตต่อหนึ่งชุดของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (1 Unit) มีขนาดไม่เกิน 800 เมกะวัตต์ต่อ 1 Unit และขนาดโรงไฟฟ้าต่อ 1 ข้อเสนอต้องไม่เกิน 1,600 เมกะวัตต์ (4) ให้ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นผู้เสนอประเภทเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยใช้พลังงานที่สะอาดเป็นที่ยอมรับของประชาชน ราคาเชื้อเพลิงมีเสถียรภาพ และมีการจัดหาเชื้อเพลิงที่แน่นอน ซึ่งได้แก่ ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภายในประเทศหรือต่างประเทศ (รวม LNG) และถ่านหิน (5) ให้ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นฝ่ายเสนอสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และ (6) ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงาน อุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง
4.5 กำหนดคุณสมบัติของ IPPs จะต้องมีประสบการณ์ในด้านการผลิตไฟฟ้า มีฐานะ การเงินที่มั่นคง โดยสามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนินการในเงื่อนไขที่ดีได้ ทั้งนี้ เพื่อให้ขั้นตอน การประมูลมีความโปร่งใสและเป็นธรรม ส่งเสริมให้การมีส่วนร่วมของภาคเอกชนเป็นไปอย่างยั่งยืนและราบรื่น จึงกำหนดเงื่อนไขสำหรับการเข้าร่วมการประมูลแข่งขันของรัฐวิสาหกิจ ดังนี้ (1) ไม่อนุญาตให้รัฐวิสาหกิจเข้าร่วมการยื่นข้อเสนอโดยตรงหรือร่วมกับบริษัทอื่น ที่ยื่นข้อเสนอ และ (2) บริษัทหรือกลุ่มบริษัทใดๆ ที่รัฐวิสาหกิจถือหุ้นโดยตรงหรือโดยอ้อมจะสามารถเข้าร่วมการประมูลได้เมื่อ สัดส่วนการถือหุ้นโดยรัฐวิสาหกิจในบริษัท/กลุ่มบริษัทนั้น ไม่เกินร้อยละ 50 และข้อจำกัดข้างต้นให้มีผลในทางปฏิบัติตั้งแต่วันยื่นประมูลจนหมดอายุสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า
4.6 อัตราค่าไฟฟ้า แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) เป็นค่าพลังไฟฟ้าที่ครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษาและค่าอะไหล่ ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น และ (2) ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริงตามที่โรงไฟฟ้าใช้และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปร ในการผลิตและบำรุงรักษา
4.7 ผู้ยื่นข้อเสนอสามารถขอรับการส่งเสริมการลงทุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนได้ตามเงื่อนไขที่คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนกำหนด
4.8 กำหนดเป็นเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องจัดสรรเงินรายได้ตามหน่วยไฟฟ้าที่จำหน่ายให้ กฟผ. ตามอัตราและหลักเกณฑ์ที่ กพช. และกระทรวงพลังงาน จะกำหนดเพื่อจัดตั้งเป็นกองทุนสำหรับโครงการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
4.9 สนพ. จะเป็นผู้ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนฯ ในช่วงเดือนมิถุนายน 2550 โดยจะจำหน่ายเอกสาร RFP Package ในราคาชุดละ 100,000 บาท เป็นเวลาประมาณ 1 เดือน ซึ่งผู้สนใจสามารถซื้อและยื่นข้อเสนอมายัง สนพ. ได้ภายในระยะเวลา 4 เดือนนับจากวันที่เริ่มขายเอกสารฯ และ สนพ. จะจัดการสัมมนาเพื่อตอบข้อซักถามเกี่ยวกับเงื่อนไขการประมูล (Pre-Bid Meeting) ประมาณ 1 เดือน หลังจากวันเริ่มจำหน่ายเอกสารฯ ทั้งนี้ หลังจากการออกประกาศเชิญชวนฯ กระทรวงพลังงานสงวนสิทธิ ที่จะปรับปรุงเอกสาร RFP Package ได้ตามความเหมาะสมภายในกรอบที่ กพช. อนุมัติ โดยจะแจ้งให้ผู้เข้าร่วมการประมูลรับทราบก่อนการยื่นข้อเสนอ
4.10 ผู้เข้าร่วมการประมูลแข่งขันจะต้องยื่นข้อเสนอแบ่งเป็น 2 ซองแยกออกจากกัน คือ ซองด้านเทคนิคและซองด้านราคา โดยผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจ่ายค่าธรรมเนียมการประเมินและคัดเลือก (Evaluation Fee) จำนวน 2,000,000 บาท และหนังสือค้ำประกันการยื่นซองประมูลราคา (Bid Bond) จำนวน 500 บาทต่อกำลังการผลิต 1 กิโลวัตต์ (500,000 บาทต่อกำลังการผลิต 1 เมกะวัตต์) โดย ณ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดียวกัน ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งสามารถยื่นข้อเสนอได้สูงสุด 2 ข้อเสนอเท่านั้น คือ เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 1 ชุดหรือ เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 2 ชุด (ผู้ยื่นข้อเสนอไม่สามารถยื่นข้อเสนอได้มากกว่า 1 ข้อเสนอโดยมีขนาดกำลังการผลิตเท่ากัน ณ สถานที่ตั้งโรงฟ้าเดียวกัน)
4.11 การประเมินคัดเลือกข้อเสนอดำเนินการโดยคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือก ข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ซึ่งมีอำนาจหน้าที่ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอที่ได้รับจากการประกาศรับ ซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และดำเนินการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอและเสนอผลการเจรจาและคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวง พลังงานให้ความเห็นชอบ เพื่อให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป โดยการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ สามารถจัดจ้างที่ปรึกษาทางด้านเทคนิค กฎหมาย และการเงิน ตลอดจนจ้างบุคลากรเพื่อช่วยเหลือและสนับสนุนการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ ได้ โดยการประเมินผู้ยื่นข้อเสนอฯ ดำเนินการเป็น 2 ระยะ ดังนี้
(1) ระยะที่ 1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและอื่นๆ ที่ไม่ใช่ด้านราคา (Compliance and Non-price Factor Review) คณะอนุกรรมการฯ จะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ ที่ไม่ใช่ด้านราคา อาทิ ประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้า โรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เทคโนโลยีที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การเชื่อมโยงระบบส่ง/ระบบเชื้อเพลิง ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม เป็นต้น โดยผู้ยื่นข้อเสนอที่ได้คะแนนผ่านเกณฑ์ที่กำหนด จึงจะได้รับการประเมินข้อเสนอด้านราคาต่อไป
(2) ระยะที่ 2 การประเมินข้อเสนอทางด้านราคา (Price Evaluation) จะ พิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Cost) ซึ่งผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องใช้สมมติฐานในการคำนวณราคาค่าไฟฟ้าตามที่กำหนดใน RFP Package เช่น สมมติฐานราคาเชื้อเพลิง อัตราเงินเฟ้อ อัตราส่วนลด (Discount Rate) การสั่งการเดินเครื่อง ต้นทุนค่าระบบส่ง (New Transmission Facility: NTF) (บาท/กิโลเมตร) ต้นทุนการปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. (Transmission System Upgrade: TSU) เป็นต้น นอกจากนี้ เพื่อเป็นการปรับลดความเสี่ยงจากความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนในการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก IPP จึงกำหนดให้ผู้ยื่นข้อเสนอรับความเสี่ยงเรื่องอัตราแลกเปลี่ยนเพิ่มขึ้น โดยสามารถปรับค่าอัตราแลกเปลี่ยนในค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
คณะอนุกรรมการฯ จะเสนอรายชื่อผู้ที่ได้รับการคัดเลือกโดยเรียงตามลำดับผู้ที่มีราคาไฟฟ้า เฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการต่ำสุดเป็นลำดับที่ 1 เสนอต่อ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาอนุมัติ และจะประกาศรายชื่อผู้ได้รับการคัดเลือก (Short List) โดยผู้ได้รับการคัดเลือกจะต้องเสียค่าธรรมเนียมเพื่อการดำเนินการในขั้นตอน การจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Contract Finalization Fee) จำนวนรายละ 4,000,000 บาท (สี่ล้านบาทถ้วน)
4.12 การเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กระทรวงพลังงานจะส่งร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและร่างสัญญาอื่นๆ ให้สำนักงานอัยการสูงสุดพิจารณาโดยเร็วที่สุด โดยจะแจ้งการเปลี่ยนแปลงให้ผู้สนใจลงทุนทราบก่อนการยื่นข้อเสนอโครงการ โดยคาดว่าการเจรจาจะใช้ระยะเวลาประมาณ 6 เดือน หากกระทรวงพลังงานไม่สามารถยุติการเจรจาต่อรองดังกล่าวกับผู้ได้รับคัดเลือก กระทรวงพลังงานขอสงวน สิทธิคืนเฉพาะ Bid Bond และเก็บค่าธรรมเนียม Contract Finalization Fee ไว้ หากกรณีที่เกิดข้อผิดพลาดใด อันเป็นสาเหตุเนื่องจากผู้ได้รับคัดเลือกใน Short List กระทรวงพลังงานขอสงวนสิทธิเก็บทั้งค่าธรรมเนียมและ Bid Bond ไว้ ทั้งนี้ สามารถเรียกผู้ที่ได้รับการคัดเลือกในลำดับถัดไปมาเจรจา PPA ต่อไป
ผู้ได้รับคัดเลือกที่ผ่านการเจรจา PPA แล้วเสร็จจะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อได้รับการอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) หรือกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมแล้ว
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอเพื่อพิจารณา ดังนี้
5.1 เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป
5.2 เห็นชอบให้ สนพ. สามารถนำรายได้จากการจำหน่ายเอกสารเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP (RFP Package) ค่าธรรมเนียมการประเมินและคัดเลือก (Evaluation Fee) และค่าธรรมเนียมการ จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Contract Finalization Fee) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการจัดจ้างที่ปรึกษาตลอดจน การดำเนินการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอจนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว เสร็จ และหากมีรายได้คงเหลือให้นำส่งเป็นรายได้ของรัฐ
5.3 เห็นควรอนุมัติให้ สนพ. ดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาต่างประเทศ เพื่อช่วยดำเนินการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอโครงการจนลงนามในสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าแล้วเสร็จได้ตามความเหมาะสม
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป
2.เห็นชอบให้ สนพ. สามารถนำรายได้จากการจำหน่ายเอกสารเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP (RFP Package) ค่าธรรมเนียมการประเมินและคัดเลือก (Evaluation Fee) และค่าธรรมเนียมการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Contract Finalization Fee) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการจัดจ้างที่ปรึกษาตลอดจนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอจนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จ และหากมี รายได้คงเหลือให้นำส่งเป็นรายได้ของแผ่นดิน
เรื่องที่ 5 การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการ ให้จัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ขึ้น และให้นำแผนการจัดตั้งบริษัทฯ ขออนุมัติจากกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีต่อไป
2. แผนการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 การจัดตั้งบริษัทฯ เพื่อส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ช่วยให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าในประเทศมีเสถียรภาพไม่ผันผวนตามราคาน้ำมันที่ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งเป็นการส่งเสริมนโยบายและความร่วมมือในการพัฒนาระบบพลังงานไฟฟ้า เศรษฐกิจ และสังคมอย่างยั่งยืนของภูมิภาคอาเซียนต่อไป
2.2 หลักการในการจัดตั้งบริษัทฯ โดยเหตุผลและความจำเป็นในการจัดตั้งบริษัท (1) เพื่อจำกัดความรับผิด และลดความเสี่ยงของ กฟผ. ในการลงทุนในต่างประเทศ (2) เพื่อให้สามารถประเมินผลการดำเนินงานได้อย่างชัดเจน และส่งเสริมให้เกิดประสิทธิภาพในการดำเนินธุรกิจ และไม่กระทบต่อ การพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (3) เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการลงทุน และการดำเนินธุรกิจในอนาคต หากบริษัทฯ ได้รับการยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป และมีวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งบริษัทฯ (1) เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุน โครงการต่างๆ ทั้งในธุรกิจผลิตไฟฟ้าและธุรกิจต่อเนื่อง (2) เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนโครงการต่างๆ ในต่างประเทศที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อ เนื่องกับกิจการของ กฟผ. ที่สร้าง มูลค่าเพิ่มให้กับ กฟผ. และเป็นประโยชน์ต่อธุรกิจของ กฟผ. และประเทศโดยรวม
2.3 ปัจจัยความเสี่ยงและแนวทางในการจัดการความเสี่ยง ประกอบด้วย ความเสี่ยงที่ เกี่ยวข้องกับบริษัทฯ (1) ความเสี่ยงในการจัดตั้งบริษัทฯ ได้แก่ ความเสี่ยงจากผลประกอบการที่อาจขาดทุนในช่วงแรก ความเสี่ยงจากการพึ่งพาเงินปันผลจากบริษัทที่ลงทุน (Project Company) และความเสี่ยง จากภาระการค้ำประกันเงินกู้ให้แก่บริษัทที่ลงทุน (2) ความเสี่ยงจากการตัดสินใจลงทุนในโครงการแต่ละโครงการ ได้แก่ ความเสี่ยงของประเทศที่จะเข้าไปลงทุน และความเสี่ยงของการลงทุนในแต่ละโครงการ จากการจัดหาแหล่งเงินทุน และแนวทางในการจัดการความเสี่ยง สำหรับความเสี่ยงจากผลการดำเนินงาน ในการลงทุนควรพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนโครงการและลงทุนในโครงการลงทุนที่มีผล ประกอบการเชิงพาณิชย์แล้ว เพื่อเป็นการเพิ่มรายได้ให้แก่บริษัทฯ ในส่วนของความเสี่ยงจากการตัดสินใจลงทุนใน โครงการ สามารถกำหนดแนวทางการบริหารจัดการความเสี่ยงในภาพรวมได้โดย (1) ดำเนินการเจรจา เพื่อให้ได้มาซึ่งสิทธิประโยชน์ หรือสิทธิพิเศษก่อนเริ่มดำเนินโครงการ (2) การซื้อประกันภัยความเสี่ยง ทางการเมือง (3) การซื้อประกันภัยแบบป้องกันความเสี่ยงทางด้านกายภาพแก่ทรัพย์สิน เป็นต้น
2.4 แผนการดำเนินธุรกิจ ประกอบด้วย
2.4.1 หลักการในการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ มีดังนี้ (1) บริษัทฯ จะเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ ไม่ว่าจะเป็นโครงการที่เริ่มก่อสร้างใหม่หรือโครงการที่มีผลประกอบการแล้ว โดย กฟผ. จะเป็นผู้พิจารณาแผนการลงทุนและกำหนดนโยบายให้บริษัทฯ นำไปปฏิบัติ (2) บริษัทฯ อาจพิจารณาลงทุนโดยตรงหรือจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุน โดยจะพิจารณาสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทดังกล่าวตามนโยบายการลงทุนที่ได้รับ จาก กฟผ. (3) กฟผ. จะให้การสนับสนุนการขยายธุรกิจในอนาคตของบริษัทฯ โดยการลงทุนเพิ่มเติมด้วยตนเองหรือให้บริษัทฯ หรือบริษัทในเครือของบริษัทฯ ร่วมลงทุนกับพันธมิตร และ/หรือ บริษัทลูกของ กฟผ. หรือนำบริษัทฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
2.4.2 การดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ มีเป้าหมายเพื่อมีฐานะทางการเงินที่แข่งแกร่ง สามารถลงทุนในโครงการอย่างต่อเนื่องโดยไม่ต้องพึ่งพิงภาครัฐและ กฟผ. เพื่อเพิ่มมูลค่าเพิ่มให้แก่องค์กรและเป็นองค์กรที่โปร่งใสตรวจสอบได้ เพิ่มความเชื่อมั่นแก่ผู้ถือหุ้นและผู้ที่เกี่ยวข้อง
2.4.3 บริษัทฯ จะลงทุนในโครงการตามนโยบายการลงทุนของ กฟผ. โดยทำหน้าที่ ในการบริหารเงินลงทุนโครงการให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของ กฟผ. และบริหารการเงินของบริษัทฯ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มสูงสุด
2.4.4 ในระยะแรก กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 100 ในบริษัทฯ ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในประเทศไทย โดยบริษัทฯ จะมีสถานะเป็นบริษัทลงทุน กล่าวคือ บริษัทฯ จะจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อลงทุนในโครงการต่างๆ (Project Company) ร่วมกับผู้ร่วมลงทุนทั้งในและต่างประเทศ
2.4.5 โครงสร้างการบริหารงานของบริษัทฯ ในระยะเริ่มแรกประกอบด้วย 3 หน่วยงาน คือ (1) ฝ่ายบัญชีและการเงิน (2) ฝ่ายพัฒนาธุรกิจ และ (3) ฝ่ายบริหารงานทั่วไป โดยจะมีผู้บริหารและพนักงานประมาณ 9-10 คน สำหรับโครงสร้างการบริหารในระยะต่อไป ภายหลังจากที่บริษัทฯ มีการลงทุนในโครงการเพิ่มมากขึ้น บริษัทฯ จะพิจารณาเพิ่มหน่วยงานฝ่ายจัดการธุรกิจ และแยกฝ่ายการเงินและ ฝ่ายบัญชีออกจากกัน ซึ่งเป็นการแบ่งแยกขอบเขตงานให้มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น
2.4.6 การกำกับดูแลบริษัทฯ กฟผ. จะมีนโยบายในการกำกับดูแลบริษัทฯ โดยการแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เป็นกรรมการและผู้บริหารของบริษัท และแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เพื่อใช้สิทธิในฐานะผู้ถือหุ้น
2.5 แผนการลงทุน ได้แก่ (1) กฟผ. มีโครงการตามแผนการลงทุนที่จะพิจารณาให้บริษัทฯ เป็นผู้ลงทุนแทน คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำเงี๊ยบ 1 ขนาดกำลังการผลิต 276 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็น โครงการที่ กฟผ. จะลงทุนร่วมกับ Kansai Electric Power Co., Inc. (ประเทศญี่ปุ่น) บริษัทสวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) (ประเทศไทย) และรัฐบาล สปป.ลาว โดย กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 25 เงินลงทุน โครงการ 19,000 ล้านบาท มีสัดส่วนหนี้สินต่อทุน 70:30 คิดเป็นเงินลงทุนในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 1,400 ล้านบาท โครงการฯ มีกำหนดการก่อสร้างในปี 2551 และแล้วเสร็จในปี 2556 และ (2) การบริหารโครงการลงทุน ประกอบด้วย 2 องค์ประกอบหลัก คือ การระดมเงินลงทุนของโครงการ ได้แก่ การจัดหา เงินกู้และการระดมทุน และ (2) การจัดทำสัญญาเชิงพาณิชย์ของโครงการ ได้แก่ สัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น สัญญาการร่วมพัฒนา สัญญาสัมปทานโครงการ สัญญาก่อสร้าง สัญญาซื้อขายไฟฟ้า สัญญาค่าผ่านสาย สัญญาปฏิบัติการและบำรุงรักษา สัญญาเงินกู้ สัญญาหลักประกัน เป็นต้น
2.6 แผนการเงิน บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียนในเบื้องต้น 50 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นหุ้นสามัญ 5 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 10 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นเงินทุนรองรับค่าใช้จ่าย การดำเนินงานต่างๆ ของบริษัทฯ ในระยะแรก สำหรับในอนาคตบริษัทฯ มีแผนที่จะเพิ่มทุนจดทะเบียน โดยพิจารณาจากความต้องการใช้เงินเป็นหลัก ทั้งนี้ จากสมมติฐานแผนการลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบ และ การประมาณการค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน บริษัทฯ ต้องการเงินลงทุนในช่วงปี 2550-2558 รวมประมาณ 1,707 ล้านบาท
2.7 ประมาณการทางการเงิน ซึ่งได้แก่ ประมาณการอัตราผลตอบแทนทางการเงินในระยะแรกที่เป็นช่วงดำเนินการก่อสร้าง โครงการ บริษัทฯ จะยังไม่มีรายได้จากส่วนแบ่งกำไรจากโครงการ มีเพียง รายได้จากดอกเบี้ยรับ และค่าใช้จ่ายในการบริหาร ดังนั้นบริษัทฯ จะขาดทุนสุทธิประมาณ 27-33 ล้านบาทในช่วงปี 2550-2556 โดยบริษัทฯ จะเริ่มมีผลกำไรสุทธิตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป หลังจากโครงการน้ำเงี๊ยบเริ่มการดำเนินการเป็นเงินประมาณ 247 ล้านบาท ทำให้บริษัทฯ มีอัตราผลตอบแทนของผู้ถือหุ้น (Return on Equity: ROE) และอัตราผลตอบแทนจากสินทรัพย์ (Return on Asset: ROA) เฉลี่ยในช่วงปี 2557-2561 ประมาณร้อยละ 13.1 และ 12.8 ต่อปีตามลำดับ นอกจากนี้ บริษัทฯ จะเริ่มได้รับผลตอบแทนในรูปของเงินปันผลจากโครงการน้ำเงี๊ยบในปี 2559 โดยมีอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลเฉลี่ยในช่วงปี 2559-2561 ประมาณร้อยละ 11.7 ต่อปี และผลกระทบทางการเงินต่อ กฟผ. ดังนี้ (1) กฟผ. ต้องลงทุนซื้อหุ้นเพิ่มเติม ในบริษัทฯ เพื่อรองรับการลงทุนเพิ่มเติมในโครงการลงทุนต่างๆ (2) กฟผ. ในฐานะผู้ถือหุ้นจะได้รับผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปของเงินปันผล จากการประมาณการทางการเงินเบื้องต้นตลอดระยะเวลาดำเนิน โครงการน้ำเงี๊ยบ กฟผ. จะได้รับเงินปันผลรวมประมาณ 4,730 ล้านบาท หรือประมาณร้อยละ 10.3 ต่อปี
2.8 กฟผ. จะดำเนินการจดทะเบียนตั้งบริษัทฯ ภายในเดือนมิถุนายน 2550
3. กฟผ. มีข้อเสนอขอให้พิจารณาในประเด็นต่างๆ ดังนี้
3.1 ขออนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGAT International Company Limited) โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัด และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนใน โครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ใน ต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท
3.2 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนใน ต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม
3.3 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
3.4 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไปที่มี อยู่แล้วในปัจจุบันและในอนาคต เพื่อให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถบริหารงานในรูปแบบของบริษัทเอกชนทั่วไปได้ และมีระเบียบข้อบังคับที่ใช้ปฏิบัติงานเป็นของตนเอง
3.5 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้น ไม่ต้องนำกฎ ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงินเดือน ค่าจ้าง ค่าตอบแทนและสวัสดิการต่างๆ มากำหนดขอบเขตสภาพการจ้างเกี่ยวกับการเงินตามมาตรา 13 (2) แห่ง พรบ. แรงงงานรัฐวิสาหกิจสัมพันธ์ พ.ศ. 2543 โดยให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถดำเนินการปรับปรุงสภาพการจ้างที่เกี่ยวกับการเงินใน การกำหนดอัตราค่าจ้าง ค่าตอบแทน หรือสวัสดิการต่างๆ ของพนักงานได้เองเมื่อคณะกรรมการบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หรือคณะกรรมการของบริษัทในเครือเห็นชอบ
3.6 ขอให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือ โดยได้รับสิทธิประโยชน์เช่นเดียวกับที่ผู้ประกอบการเอกชน ได้รับ โดยให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาตามความเหมาะสม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้
4.1 ศักยภาพในการลงทุนในโครงการที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าในประเทศที่กำลังพัฒนายังมีมาก ทั้ง ในประเทศเพื่อนบ้านของไทยและประเทศอื่นๆ ในเอเซีย ตะวันออกกลางและแอฟริกา จึงเป็นโอกาสดีที่ กฟผ.จะไปแสวงหาลู่ทางในการลงทุนและขยายกิจการ อย่างไรก็ตาม ในกรณีที่เป็นการลงทุนในโครงการในประเทศเพื่อนบ้านซึ่งจะมีการซื้อขายไฟฟ้า ให้แก่ กฟผ. นั้นอาจทำให้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มีความโปร่งใส ก่อให้เกิดปัญหาการกีดกันภาคเอกชนในการลงทุนโครงการหรือการเลือกปฏิบัติ ซึ่งจะไม่เป็นธรรมต่อการพิจารณาคัดเลือกโครงการที่มีผู้ร่วมทุนรายอื่น จึงจำเป็นต้องกำหนดมาตรการป้องกันที่เหมาะสม
4.2 การลงทุนและการเพิ่มทุนจดทะเบียนของบริษัทฯ อาจมีผลกระทบต่อฐานะการเงินของทั้ง กฟผ. และบริษัทฯ รวมทั้งภาระหนี้สินของภาครัฐเพราะบริษัทฯ ยังคงมีฐานะเป็นรัฐวิสาหกิจ และอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จำหน่ายให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย นอกจากนั้น ในบางกรณีการลงทุนในบางประเทศอาจมีประเด็นที่เกี่ยวข้องกับความสัมพันธ์ ระหว่างประเทศ หรือปัญหาด้านสิทธิมนุษยชน หรือผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมซึ่งส่งผลกระทบต่อเนื่องมาถึงรัฐบาลไทย การลงทุนในต่างประเทศของบริษัทฯ จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากรัฐบาลก่อน
4.3 การยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง ระเบียบ ข้อบังคับ รัฐวิสาหกิจ: จากการหารือเบื้องต้นกับกระทรวงการคลัง พบว่ากระทรวงการคลังเห็นควรให้ บริษัทฯ ได้รับการยกเว้นในประเด็นการดำเนินการตามเงื่อนไขการประเมินผลรัฐวิสาหกิจ และการกำหนดอัตรากำลังคนเท่านั้น
4.4 การใช้ทุนจดทะเบียน : เนื่องจาก การจัดตั้ง บริษัทฯ ใช้เงินลงทุนจากเงินรายได้จากการขายไฟฟ้าของ กฟผ. ดังนั้น ควรนำเงินปันผล ที่ได้จากบริษัทฯ มาใช้คำนวณเป็นรายได้ของ กฟผ. ด้วย เนื่องจากเป็นสินทรัพย์ที่ได้มาจากเงินทุนของกิจการไฟฟ้าในอดีต
5. เพื่อป้องกันและแก้ไขประเด็นข้อวิตกในข้อ 4.1-4.2 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ความเห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไขดังนี้
5.1 กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มีความ โปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้าโดย กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกัน ภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน ให้กระทรวงพลังงานแต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่เป็นกลางเป็นผู้พิจารณา กลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัทฯ หรือกับโครงการที่บริษัทฯ เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจาณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว)
5.2 การขอให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนใน ต่างประเทศ : เห็นควรให้ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นโยบายเป็นพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
5.3 การเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคต : เห็นควรให้ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงาน และเมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้นำเสนอคณะกรรมการฯพิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย
5.4 การยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง ระเบียบ ข้อบังคับ รัฐวิสาหกิจ: ให้เป็นไปตามที่กระทรวงการคลังจะเห็นสมควร
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาความเหมาะสมในการจัดตั้งบริษัทลูกของรัฐ วิสาหกิจในภาพรวมต่อไป
เรื่องที่ 6 แผนงานการสนับสนุนโครงการพลังงานใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติกำหนดให้พื้นที่จังหวัดปัตตานี ยะลา นราธิวาส สตูล และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (จะนะ นาทวี สะบ้าย้อย และเทพา) เป็น "เขตพัฒนาพิเศษเฉพาะกิจ" โดยให้มีการพัฒนาด้านเศรษฐกิจ สังคม และต่างประเทศ และให้จัดทำแผนพัฒนาระยะเร่งด่วน ระยะปานกลาง และระยะยาวเป็นกรอบในการพัฒนา ต่อมาเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2550 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบแนวทางกระตุ้นเศรษฐกิจ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (ปัตตานี ยะลา นราธิวาส) เพื่อให้กระทรวง/กรมที่เกี่ยวข้องให้ความสำคัญเป็นกรณีพิเศษในการแก้ไขปัญหา เศรษฐกิจจังหวัดชายแดนภาคใต้
2. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2550 นายกรัฐมนตรี (พลเอก สุรยุทธ์ จุลานนท์) ได้เดินทางไปตรวจราชการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้และมีบัญชาให้กระทรวง ต่างๆ ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และศูนย์อำนวยการบริหารจังหวัดชายแดนภาคใต้ (ศอ.บต.) พิจารณาแผนงานและโครงการด้านการพัฒนาพื้นที่โดยเฉพาะในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ คือ ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส ต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2550 รองนายกรัฐมนตรี(นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์) ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานพิจารณาโครงการด้านพลังงานที่สามารถกระตุ้น เศรษฐกิจใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และหากโครงการใดที่สามารถดำเนินการได้ทันทีขอให้ปรับแผนปฏิบัติการเพื่อ ดำเนินการโดยพลัน โดยเฉพาะโครงการที่อยู่ในความรับผิดชอบของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์ พลังงาน (พพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
3. ในปัจจุบันมีการสนับสนุนการลงทุนด้านพลังงาน ดังนี้
3.1 การกำหนดส่วนเพิ่มค่าไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP โดย กพช. เมื่อเดือนธันวาคม 2549 และเดือนกุมภาพันธ์ 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าตามปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอ ขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟภ. และ กฟน.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ตามประเภทเชื้อเพลิงเป็นเวลา 7 ปี
3.2 การกำหนดส่วนเพิ่มค่าไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ SPP โดยการเปิดประมูล เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ดังนี้ 1) กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้า รับซื้อและกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่เป็นเวลา 7 ปี ได้แก่ ขยะ (2.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) พลังงานลม (2.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) และพลังงานแสงอาทิตย์ (8.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) ซึ่งมีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อเท่ากับ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ 2) กำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ที่จะเปิดประมูลแข่งขันในอัตรา 0.30 บาท/ กิโลวัตต์-ชั่วโมง และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์
3.3 การให้ความช่วยเหลือทางการเงินแก่ผู้ประกอบการด้านการอนุรักษ์พลังงานและ พลังงานทดแทน พพ. ได้ส่งเสริมภาคเอกชนลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงาน มีโครงการเงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยสนับสนุนผ่านสถาบันการเงิน ให้เงินกู้ดอกเบี้ยต่ำไม่เกินร้อยละ 4 ต่อปี สำหรับโครงการ พลังงานขนาดเล็กที่ต้องการวงเงินกู้ไม่เกิน 50 ล้านบาท โดยค่าใช้จ่ายที่สามารถรวมในเงินกู้ได้ประกอบด้วย 1) ค่าเครื่องจักรอุปกรณ์ และค่าติดตั้ง 2) ค่าที่ปรึกษาในการออกแบบและควบคุม 3) ค่าขนส่ง ค่ารื้อถอน ภาษีนำเข้า และภาษีมูลค่าเพิ่มของค่าใช้จ่ายข้างต้น
4. การประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ สรุปตามประเภทเชื้อเพลิงได้ดังนี้ 1) พลังงานชีวมวล มีปริมาณเหลือจากการใช้ประโยชน์ 0.29 ล้านตัน/ปี ใช้ผลิตพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 28 เมกะวัตต์ 2) พลังงานก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและฟาร์มปศุสัตว์ ผลิตก๊าซชีวภาพได้ประมาณ 16.68 ล้าน ลบ.ม./ปี ใช้ผลิตพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 2,858 กิโลวัตต์ 3) พลังงานแสงอาทิตย์เฉลี่ย 18 - 20 เมกะจูล/ตร.ม.-วัน ซึ่งมีศักยภาพเพียงพอในการใช้ผลิตน้ำร้อน 4) พลังงานลม บริเวณชายฝั่งทะเลจังหวัดปัตตานีมีศักยภาพพลังงานลมสูง เช่น แหลมตาชี สามารถที่จะส่งเสริมเป็นโครงการต้นแบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม 5) ไบโอดีเซล น้ำมันปาล์มดิบผลผลิตประมาณ 6.44 ล้านลิตร/ปี ผลิตไบโอดีเซลได้ประมาณ 5.8 ล้านลิตร/ปี น้ำมันพืชใช้แล้วประมาณ 1.47 ล้านลิตร/ปี ผลิตไบโอดีเซลได้ประมาณ 1.33 ล้านลิตร/ปี 6) พลังงานน้ำ ได้แก่ โครงการไฟฟ้าพลังน้ำคลองอัยบูเต๊ะ จ.นราธิวาส สามารถติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าได้ 3,822 กิโลวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้เฉลี่ย 19.21 ล้านหน่วย/ปี และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำคลองละเอ๊ะ จ. ยะลา สามารถติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าได้ 484 กิโลวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้เฉลี่ย 2.85 ล้านหน่วย/ปี แต่ทั้งนี้โครงการทั้งสองต้องศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและออกแบบรายละเอียด
5. การสนับสนุนการลงทุนและพัฒนาด้านพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้สำหรับภาคเอกชน พบว่ามีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้า ความร้อน และน้ำมันได้ แต่ยังอยู่ในระดับต่ำ เมื่อเทียบกับพื้นที่อื่น ประกอบกับเป็นพื้นที่เสี่ยงภัย ทำให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในปัจจุบันไม่จูงใจให้เกิดการลงทุนจากภาคเอกชน กระทรวงพลังงานจึงกำหนดมาตรการสนับสนุน ดังนี้
(1) กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP และ SPP ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มจากเดิม โดยกำหนดส่วนเพิ่มสำหรับโครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและ พลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มขึ้นอีก 1.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และพลังงานหมุนเวียนอื่นเพิ่มขึ้น 1.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
(2) เห็นควรให้ พพ. จัดลำดับความสำคัญในการพิจารณาอนุมัติการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำภายใต้ โครงการเงินหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพลังงานขนาดเล็ก ที่ต้องการ วงเงินกู้ไม่เกิน 50 ล้านบาท ในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นลำดับแรก เพื่อส่งเสริมและผลักดันให้ภาคเอกชนให้ความสนใจลงทุน
(3) โครงการลงทุนด้านพลังงานที่ไม่เข้าหลักเกณฑ์ขอรับการสนับสนุนเงินจากโครงการ เงินหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน หรือต้องการเงินกู้เพื่อการลงทุนเกิน 50 ล้านบาท เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงการคลังผลักดันผ่านธนาคารแห่งประเทศไทยในการ พิจารณาจัดลำดับความสำคัญการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำแก่ผู้ประกอบการ โครงการดังกล่าวในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นกรณีพิเศษ
6. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาศักยภาพของทรัพยากรในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ที่สามารถพัฒนาเป็นโครงการด้านพลังงาน พร้อมทั้งได้นำโครงการที่มีความเป็นไปได้พิจารณาร่วมกับ หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ศอ.บต. และ สศช. เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2550 ได้ข้อสรุปแผนงานโครงการ พลังงานใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ แบ่งเป็น แผนงานระยะสั้น คือโครงการที่ดำเนินการได้ทันทีประกอบด้วย 8 โครงการย่อย และแผนงานระยะยาว จำนวน 1 โครงการ มีรายละเอียดดังต่อไปนี้
6.1 โครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จังหวัดปัตตานี หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. เป็นโครงการต้นแบบที่ติดตั้งและสาธิตระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานลมในบริเวณแหลมตา ชี อ.ยะหริ่ง จ.ปัตตานี ขนาดกำลังการผลิต 250 กิโลวัตต์ มีเสาวัดระดับความเร็วลมที่ความสูง 100 เมตร งบประมาณดำเนินการ 25,500,000 บาท
6.2 โครงการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และออกแบบรายละเอียดโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ คลองอัยบูเต๊ะ (อัยบือเต๊ะ) จ.นราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. หน่วยงานสนับสนุนคือ ศอ.บต. กรมป่าไม้ และสำนักงานตำรวจแห่งชาติ เป็นการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และออกแบบรายละเอียดโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ซึ่งมีกำลังการผลิตติดตั้ง 3,822 กิโลวัตต์ สามารถผลิตพลังงานเฉลี่ย 19.21 ล้านหน่วยต่อปี งบประมาณโครงการ 18,000,000 บาท (สำหรับการศึกษาฯ) และ 32,000,000 บาท (สำหรับเริ่มต้นก่อสร้างในปี 2551)
6.3 โครงการผลิตไบโอดีเซลจากปาล์มครบวงจร จ.นราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยปี 2549 รัฐบาลได้สนับสนุนงบประมาณแก่กรมส่งเสริมสหกรณ์ 270 ล้านบาท เพื่อตั้งโรงงานสกัด น้ำมันปาล์มดิบในสหกรณ์นิคมบาเจาะ อ.บาเจาะ จ.นราธิวาส ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จปลายปีนี้ เพื่อนำ น้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไบโอดีเซลจำหน่ายและใช้ในพื้นที่ พร้อมมีระบบบำบัดน้ำเสียขนาด 50,000 ลิตร/วัน เพื่อรองรับผลผลิตน้ำมันปาล์ม ทั้งนี้กรมส่งเสริมสหกรณ์ได้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากกากปาล์มแล้ว งบประมาณ 50,000,000 บาท
6.4 โครงการผลิตก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย โรงสกัดน้ำมันปาล์ม จ.นราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยตั้งโรงงานผลิตก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียของโรงสกัดน้ำมันปาล์มในสหกรณ์นิคมบา เจาะ อ.บาเจาะ จ.นราธิวาส ขนาดกำลังการผลิต 9,400 ลบ.ม. (ก๊าซ/วัน) โดยใช้ระบบ Cover-Lagoon งบประมาณ 50,000,000 บาท
6.5 โครงการสกัดน้ำมันปาล์มดิบ ผลิตไบโอดีเซลและไฟฟ้าแบบครบวงจรสำหรับชุมชนขนาดกลาง จ.ยะลา หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยติดตั้งระบบสกัดน้ำมันปาล์ม ระบบผลิตไบโอดีเซลและระบบผลิตไฟฟ้าจากก๊าซเชื้อเพลิง (Gasifier) ในพื้นที่ปลูกปาล์มจังหวัดยะลา จำนวน 900 ไร่ คิดเป็นผลปาล์มดิบ 1,730 ตัน ห่างจาก อ.บาเจาะ จ.นราธิวาส งบประมาณ 15,000,000 บาท
6.6 โครงการไบโอดีเซลชุมชน 20 แห่ง จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยนำน้ำมันพืชใช้แล้วมาผลิตไบโอดีเซลในชุมชน ดำเนินการในชุมชนจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส รวม 20 ชุมชนงบประมาณ 14,000,000 บาท (20 ชุมชนๆ ละ 700,000 บาท)
6.7 โครงการจัดตั้งระบบทำน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับสถานีอนามัย 60 แห่ง หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยจัดซื้อและติดตั้งระบบทำน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อยกระดับการให้ บริการของอนามัยในชนบทที่ต้องการใช้ น้ำร้อนเพื่อการพยาบาล ดำเนินการในชุมชนจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส งบประมาณ 3,840,000 บาท
6.8 ศูนย์บริการข้อมูลพลังงาน เพื่อส่งเสริมการลงทุนในเขตภาคใต้ หน่วยงานรับผิดชอบ คือสำนักงานพลังงานภูมิภาคที่ 11 และ 12 (สพภ.11-12) เป็นการรวบรวมข้อมูลการใช้พลังงานและศักยภาพพลังงานทดแทนในเขตพื้นที่ สพภ.11 และ สพภ.12 พร้อมปรับกระบวนการการให้บริการของ สพภ.11 และ 12 ให้สามารถเผยแพร่ข้อมูลเพื่อส่งเสริมการลงทุนในโครงการพลังงานโดยเอกชน ทั้งรูปแบบการผลิตไฟฟ้าจาก VSPP หรือการผลิตไบโอดีเซล เป็นต้น งบประมาณ 14,000,000 บาท (สพภ.ละ 7,000,000 บาท)
6.9 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาดใหญ่ จังหวัดปัตตานี เป็นแผนงานระยะยาว มีหน่วยงานรับผิดชอบคือ ปตท. และ/หรือ กฟผ. หน่วยงานสนับสนุนคือ พพ. โดยจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาดใหญ่ (Wind Farm) ขนาด 30-35 เมกะวัตต์ โดยนำข้อมูลการวัดลมที่ระดับความสูง 100 เมตร ของโครงการที่ 1 มาประกอบการตัดสินใจ ทั้งนี้ต้องมีการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและดำเนินการออกแบบรายละเอียดโครงการ ดำเนินการภายในปี 2551 งบประมาณ 1,800,000,000 บาท
7. สรุปแผนงบประมาณและแผนการดำเนินโครงการฯ โดยแผนงานระยะสั้น จำนวน 8 โครงการ เริ่มดำเนินการได้ทันที ตั้งแต่มิถุนายน 2550 ถึงปี 2551 ยกเว้นโครงการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและออกแบบรายละเอียดโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ คลองอัยบูเต๊ะ จ.นราธิวาส (เป็นการสร้างเขื่อนผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กต่อเนื่องจนถึงปี 2553) งบประมาณทั้ง 8 โครงการ รวม 222.34 ล้านบาท แยกเป็นงบกลางปี 2550 และปี 2551 จำนวนเงิน 154.5 ล้านบาท และ 32 ล้านบาท ตามลำดับ งบสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปี 2550 จำนวน 32 ล้านบาท และเป็นการโอนเปลี่ยนแปลงจากงบประมาณเหลือจ่ายของปี 2550 อีกจำนวน 3.84 ล้านบาท สำหรับแผนงานระยะยาว 1 โครงการ ดำเนินการในช่วงปี 2551 - 2553 คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาดใหญ่ จ.ปัตตานี โดยเป็นการร่วมลงทุนของ ปตท./กฟผ.หรือภาคเอกชน วงเงิน 1,800 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามข้อ 5 (1) โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟภ.และ กฟน.) รับไปออกประกาศกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียนในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการของแผนงานและวงเงินงบประมาณของโครงการด้านพลังงานของ ภาครัฐเพื่อเสริมสร้างและพัฒนาศักยภาพด้านการลงทุนของชุมชน ตามข้อ 6 โดยให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีและคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน เพื่อขออนุมัติงบประมาณในส่วนของงบกลางและงบกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานต่อไป โดยให้รับข้อสังเกตของสำนักงบประมาณ
3.มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กระทรวงการคลังและธนาคารแห่งประเทศไทย พิจารณาจัดลำดับความสำคัญในการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำให้แก่ภาคเอกชนใน โครงการด้านพลังงานในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นกรณีพิเศษ ตามข้อ 5 (2) และ 5 (3)
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 เมษายน - 28 พฤษภาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนเมษายน 2550 อยู่ที่ระดับ 63.97 และ 67.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.17 และ 5.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาดมีความกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของอุปทานน้ำมันดิบในแถบ ประเทศอเมริกาใต้ และข้อพิพาทระหว่างอิหร่านกับชาติตะวันตกกรณีการทดลองพลังงานนิวเคลียร์ของ อิหร่าน และต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 28 พฤษภาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 64.54 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันดิบเบรนท์ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 67.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนเมษายน 2550 อยู่ที่ระดับ 83.49 , 82.69 และ 80.24 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.88 , 7.17 และ 6.78 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการเพิ่มขึ้นในภูมิภาคอย่างต่อเนื่อง ขณะที่อุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัวจากจีนและเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกลง และ ในช่วงเดือนพฤษภาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 89.03, 88.21 และ 81.70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. เดือนเมษายนและพฤษภาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 6 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 แก๊สโซฮอล์ 95 , 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤษภาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 30.39 , 29.59 , 27.09 , 26.79 , 25.34 และ 24.64 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนมิถุนายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้น ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 60 - 70 และ 65 - 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 85 - 95 และ 80 - 85 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้ น้ำมันเบนซินที่เพิ่มมากขึ้น ในช่วงฤดูท่องเที่ยว (Driving season) ในยุโรปและสหรัฐอเมริกา
5. สำหรับสถานการณ์ LPG เดือนเมษายนและพฤษภาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 60 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน อยู่ที่ระดับ 566 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซิน และความต้องการซื้อในภูมิภาคที่เพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในธุรกิจปิโตรเคมี ส่วนราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.2632 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 1.1933 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 360.09 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 4.2565 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 66.44 ล้านบาท/เดือน สำหรับการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมิถุนายน คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 557 - 567 เหรียญสหรัฐ/ตัน
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์ เดือนพฤษภาคม 2550 การผลิตและการจำหน่ายเอทานอลมีปริมาณรวม 0.51 และ 0.33 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากผู้ประกอบการจำนวน 7 ราย โดยราคาเอทานอล ในไตรมาสที่ 1 และ 2 ปี 2550 อยู่ที่ลิตรละ 19.33 และ 18.62 บาท ตามลำดับ ขณะที่ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ค้าน้ำมัน 28.42 ล้านลิตร ณ วันที่ 31 มีนาคม 2550 ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ 95 เดือนเมษายนและพฤษภาคม (1-19 พฤษภาคม) มีปริมาณการจำหน่ายรวม 3.53 และ 3.55 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 10 บริษัท และสถานีบริการ 3,504 แห่ง ขณะเดียวกัน ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณการจำหน่าย 0.42 และ 0.46 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 3 บริษัท และสถานีบริการรวม 490 แห่ง
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤษภาคม 2550 มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศ ของกรมธุรกิจพลังงานจำนวน 6 ราย กำลังการผลิตรวม 1,040,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยเดือนเมษายนและพฤษภาคมอยู่ที่ 25.45 และ 28.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่าย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนเมษายนและพฤษภาคม (1-19 พฤษภาคม) จำนวน 1.07 และ 1.16 ล้านลิตร/วัน หรือใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 53,400 และ 58,100 ลิตร/วัน ตามลำดับ โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่าย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก สถานีบริการรวม 568 แห่ง นอกจากนี้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 2 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 ซึ่งมอบให้ กรมธุรกิจพลังงานออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้สามารถผสมไบโอ ดีเซลได้ในระดับไม่เกินร้อยละ 2 โดยปริมาตร ได้ลงพิมพ์ในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่23 พฤษภาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 7 มิถุนายน 2550
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 พฤษภาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 10,049 ล้านบาท หนี้สิน ค้างชำระ 33,538 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 4,844 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,064 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,008 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 22 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 23,489 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB)
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟผ. กับ การไฟฟ้ามาเลเซีย (TNB) มีข้อตกลงแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้า ตั้งแต่ปี 2521 เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศรวม 3 ฉบับ ดังนี้
ฉบับที่ 1 : System Interconnection Agreement (SIA 1978) เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2521 เป็นระบบไฟฟ้ากระแสสลับแรงดันสูง (HVAC) ระดับแรงดันไฟฟ้า 132/115 เควี มีปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุด 80 เมกะวัตต์ การซื้อขายไฟฟ้าเป็นแบบแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้า กำหนดราคาอ้างอิงจากต้นทุนโรงไฟฟ้า Prai ของมาเลเซีย
ฉบับที่ 2 : SIA 2000 เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2543 เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์มากขึ้น แต่ละฝ่ายเสนอราคาไฟฟ้าเป็นรายชั่วโมง ราคาขายไฟฟ้าในแต่ละชั่วโมงจะแตกต่างกันตามต้นทุนของแต่ละฝ่าย กำหนดราคาซื้อขายไฟฟ้าคราวละ 3 เดือน
ต่อมา กฟผ. ได้นำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ TNB เสนอ กพช. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2544 ซึ่ง กพช. มีมติ
(1) เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (HVDC SIA 2001) ระหว่าง กฟผ. และ TNB โดยให้ กฟผ. นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าว เสนอสำนักอัยการสูงสุดตรวจร่างสัญญาก่อน ในกรณีที่สัญญาดังกล่าวมีสาระแตกต่างจากสัญญาฯ ที่สำนักอัยการสูงสุดเคยตรวจร่างแล้ว
(2) มอบหมายให้ กฟผ. นำร่างสัญญาฯ ตามข้อ (1) ไปลงนามกับ TNB ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญาให้ กฟผ. ดำเนินการดังกล่าว โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่เปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
ฉบับที่ 3 : HVDC SIA 2002 เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ปรับปรุงจากสัญญา SIA 2000 อายุสัญญา 25 ปี เป็นระบบไฟฟ้ากระแสตรงแรงดันสูง (HVDC) ระดับแรงดันไฟฟ้า 300 เควี ปริมาณพลังงานไฟฟ้ารับซื้อสูงสุดระยะแรก 300 เมกะวัตต์ สัญญานี้ให้ใช้ร่วมกับ HVAC ด้วย (HVDC 300 เมกะวัตต์ และ HVAC 80 เมกะวัตต์ รวม 380 เมกะวัตต์) แต่ละฝ่ายเสนอราคาไฟฟ้าเป็นรายชั่วโมง คราวละ 1 เดือน กำหนดราคาเป็น 3 ระดับราคา คือ Price A (ราคาต่ำสุด) Price B (ราคาปานกลาง) และ Price C (ราคาสูงสุด) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ฝ่ายเสนอขายมีความพร้อมจ่ายไฟฟ้า ส่วนใหญ่ กฟผ. จะเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจาก TNB
2. กฟผ. และ TNB ได้ลงนามในสัญญาเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับลงวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) กฟผ. ตกลงรับซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 เมกะวัตต์ (HVDC 300 เมกะวัตต์ และ HVAC 30 เมกะวัตต์) อัตรารับซื้อไฟฟ้าคิดเป็น Tier ปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย โดยมีราคาลดหลั่นลงตามลำดับ ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าปริมาณมากมีราคาเฉลี่ยถูกลง
ทั้งนี้ ในเงื่อนไขสัญญาเพิ่มเติมดังกล่าวกำหนดให้ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่ม ขึ้นได้ถ้าราคาเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น โดยทั้งสองฝ่ายต้องเจรจาตกลงราคากันใหม่ ไว้ในสัญญาฯ ในข้อ 5. PRICE CHANGE DUE TO INCREASE IN FUEL PRICE ซึ่งที่ผ่านมา TNB ได้ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy ไปแล้ว 1 ครั้ง ตามราคาเชื้อเพลิงที่ปรับขึ้นร้อยละ 14 โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ตกลงกันได้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนกันยายน 2548 เป็นต้นมา
3. ต่อมา เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2549 TNB ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy เฉลี่ยร้อยละ 27 จากอัตราเดิม เนื่องจากราคาเชื้อเพลิงที่ปรับสูงขึ้น ซึ่ง กฟผ. และ TNB เจรจาต่อรองราคาหลายครั้ง จนได้ข้อยุติให้มีการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy เพิ่มขึ้นร้อยละ 15 จากอัตราเดิม และให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550 ซึ่งครบอายุสัญญาเพิ่มเติมดังกล่าว โดยมีเงื่อนไขว่าจะต้องผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. ซึ่งคณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2550 เห็นชอบให้ปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB เพิ่มขึ้นร้อยละ 15 จากโครงสร้างอัตราเดิม โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือน มกราคม-พฤษภาคม 2550 และให้นำเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อให้ความเห็นชอบ
4. วันที่ 6 มีนาคม 2550 กฟผ. มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน (พน.) ขอความเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550 กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นควรนำเรื่องดังกล่าวเสนอต่อคณะอนุกรรมการ ประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านพิจารณาต่อ ไป
5. การปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB กฟผ. ได้นำเสนอการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า TNB เพื่อพิจารณาใน 3 ประเด็นหลัก ดังนี้
5.1 การปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ในช่วงเดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550
5.1.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือนมกราคม - พฤษภาคม 2550 ดังนี้
Tier | ล้านหน่วยต่อเดือน | อัตราเดิม(ก.ย. 48 - ธ.ค. 49) | อัตราใหม่ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15 (ม.ค. 50 - พ.ค. 50) | เพิ่มขึ้นบาท/หน่วย | |||||
ต่อ Tier | สะสม | RM sen/kWh | บาท/หน่วย | เฉลี่ยสะสมบาท/หน่วย | RM Sen/kWh | บาท/หน่วย | เฉลี่ยสะสมบาท/หน่วย | ||
1 | 25 | 25 | 20.80 | 2.15 | 2.15 | 23.92 | 2.47 | 2.47 | 0.32 |
2 | 25 | 50 | 18.70 | 1.93 | 2.04 | 21.51 | 2.22 | 2.34 | 0.31 |
3 | 25 | 75 | 16.60 | 1.71 | 1.93 | 19.09 | 1.97 | 2.22 | 0.29 |
4 | 25 | 100 | 14.50 | 1.50 | 1.82 | 16.68 | 1.72 | 2.09 | 0.27 |
5 | 145.2 | 245.2 | 12.40 | 1.28 | 1.50 | 14.26 | 1.47 | 1.73 | 0.23 |
หมายเหตุ: อัตราแลกเปลี่ยน 10.32 บาท/ริงกิตมาเลเซีย (RM)
5.1.2 ช่วงเดือนกันยายน 2548 ถึงธันวาคม 2549 เป็นช่วงที่ใช้โครงสร้างอัตรารับซื้อเดิม ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและพม่า (ราคาเนื้อก๊าซ Pool) มีการปรับเพิ่มขึ้นจากระดับ 153.8 บาทต่อล้านบีทียู เป็น 178.2 บาทต่อล้านบีทียู หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 15.9 ใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ TNB ขอปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 15
5.1.3 ช่วงปี 2546-2549 กฟผ. มีการซื้อไฟฟ้าจาก TNB ปีละประมาณ 957 - 2,660 ล้านหน่วยต่อปี ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณ 1.6173-2.3615 บาท/หน่วย และช่วงเดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550 กฟผ. มีการซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ประมาณ 1,000 ล้านหน่วย (ประมาณ 200 ล้านหน่วยต่อเดือน) มีราคารับซื้อเฉลี่ยตามอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy ใหม่ 1.78 บาทต่อหน่วย เพิ่มขึ้นจาก 1.6155 บาท/หน่วย เป็น 1.8054 บาท/หน่วย คิดเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 0.1899 บาท/หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 11.8
5.1.4 อย่างไรก็ตาม อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ยังคงต่ำกว่าราคาตามสัญญา HVDC SIA 2002 ประกอบกับ การรับซื้อไฟฟ้าจาก TNB ดังกล่าว จะทำให้สามารถลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนบางปะกง (ผ่านสายส่งเชื่อมโยงภาคกลาง-ภาคใต้) ซึ่งใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง และมีต้นทุนการผลิตประมาณ 3.40 บาทต่อหน่วย ลงได้คิดเป็นเงินประมาณ 1,600 ล้านบาท
5.2 การขยายสัญญาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB สัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 พฤษภาคม 2550 ประกอบกับการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ต้องใช้เวลาในการดำเนินการ ประมาณ 3-6 เดือน ดังนั้น เพื่อให้การซื้อขายไฟฟ้าดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง กฟผ. และ TNB เห็นควรขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิม ร้อยละ 15 ตามข้อ 6.1.1 ซึ่งจะจัดทำเป็นหนังสือขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Extension of Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) และทั้งสองฝ่ายลงนามในหนังสือขยายอายุสัญญาฯ ดังกล่าว
5.3 หลักการในการเจรจาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ กฟผ. และ TNB ได้ร่วมกันหารือหลักการซื้อขายไฟฟ้าใหม่ ได้ข้อสรุปเบื้องต้นคือ สัญญาฉบับใหม่จะยังคงเป็นการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในลักษณะ Bulk Energy เช่นเดิม โดยมีอายุสัญญา 3 ปี นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่
6. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่องการปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB แล้วมีมติ ดังนี้
6.1 รับทราบ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลัง ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ถึงสิ้นสุดสัญญาวันที่ 31 พฤษภาคม 2550
(2) การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2550 ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ ซึ่งใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ตามข้อ (1)
โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีข้อสังเกต คือ (1) การเสนอขอปรับราคากรณีที่ราคาเชื้อเพลิง เพิ่มขึ้นของ TNB ควรนำเสนอรายละเอียดต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเพื่อประกอบการพิจารณา เปรียบเทียบกับต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) ของประเทศไทย และ (2) การพิจารณาความเหมาะสมของการปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 ของ กฟผ. ซึ่งเปรียบเทียบจากราคาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นระดับที่ใกล้เคียงกันคือ ร้อยละ 15.9 อาจเป็นแนวทางที่ไม่เหมาะสม เนื่องจากราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นจะส่งผลต่อระดับค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นใน อัตราที่น้อยกว่า โดยเมื่อเปรียบเทียบการเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติและราคาไฟฟ้าในช่วง เดือนกันยายน 2548 และธันวาคม 2549 ของประเทศไทย พบว่า ราคาก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.9 ขณะที่ราคาไฟฟ้ามีการปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 10.8
8. การเปลี่ยนราคาและการขยายอายุสัญญารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB เป็นการเปลี่ยนแปลงหรือ แก้ไขในส่วนที่เป็นสาระสำคัญของสัญญา และมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) คณะอนุกรรมการฯ จึงเห็นควรให้ กฟผ. นำผลการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่เสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามในสัญญาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนการยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม สำหรับแปลงสำรวจบนบก ในทะเลอ่าวไทยและในทะเลอันดามัน ครั้งล่าสุด (ครั้งที่ 19) จำนวน 82 แปลง ระหว่างวันที่ 1 กรกฎาคม 2548 - 30 มิถุนายน 2549 โดยมีผู้ยื่นคำขอ 19 ราย ใน 25 แปลงสำรวจ (13 แปลงบนบก 9 แปลงในอ่าวไทย และ 3 แปลงในอันดามัน) ซึ่งต่อมาได้ออกสัมปทานปิโตรเลียมแก่ผู้ยื่นขอสัมปทาน จำนวน 16 สัมปทาน ใน 21 แปลงสำรวจ (9 แปลงบนบก 9 แปลงในอ่าวไทย และ 3 แปลงในอันดามัน)
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้บริษัทน้ำมันหลายรายสนใจที่จะดำเนินการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม เพิ่มขึ้น ประกอบกับข้อมูลในปัจจุบันมีแนวโน้มในการพบแหล่งปิโตรเลียมที่มีสมรรถนะเชิง พาณิชย์สูง กระทรวงพลังงานจึงได้ออกประกาศเชิญชวนบริษัทน้ำมันให้ยื่นขอสัมปทาน เพื่อสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 20 เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2550 จำนวน 65 แปลง คิดเป็นพื้นที่รวม 235,606 ตารางกิโลเมตร เป็นแปลงสำรวจบนบกจำนวน 56 แปลง พื้นที่ 211,687 ตารางกิโลเมตร และในทะเลอ่าวไทย จำนวน 9 แปลง พื้นที่ 23,919 ตารางกิโลเมตร โดยหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขที่ใช้ในการประกาศเชิญชวนได้ใช้แนวทางเดียวกับที่เคยใช้ ในการประกาศเชิญชวนครั้งที่ 18 - 19 ดังนี้
2.1 ผู้ยื่นขอสัมปทานต้องมีคุณสมบัติตามที่กำหนดในมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 คือ เป็นบริษัท มีทุน เครื่องจักร เครื่องมือ อุปกรณ์ และผู้เชี่ยวชาญเพียงพอที่จะสำรวจ ผลิต ขายและจำหน่ายปิโตรเลียม
2.2 ในการยื่นขอสัมปทานฯ ได้กำหนดระยะเวลาการยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมโดยให้มีอายุ 1 ปี นับแต่วันออกประกาศ หรือจนกว่าจะมีประกาศเปลี่ยนแปลง โดยหลังจากนั้นกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะรวบรวมคำขอสัมปทานฯ ภายในวันที่ 15 ของทุกเดือน เพื่อนำมาพิจารณา โดยกำหนดจะรวบรวมคำขอครั้งแรกในวันที่ 15 กรกฎาคม 2550 สำหรับแปลงสำรวจที่มีผู้ยื่นขอสัมปทานแล้วและอยู่ในระหว่าง การพิจารณากรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะไม่รับคำขอเพิ่มเติมอีกจนกว่าการพิจารณา จะแล้วเสร็จ และจะแจ้งให้ผู้สนใจทราบว่าแปลงสำรวจใดที่มีผู้ยื่นขอแล้วและอยู่ในระหว่าง การพิจารณา สำหรับผลประโยชน์พิเศษ ที่กำหนดเป็นเงื่อนไขให้ผู้ยื่นคำขอสัมปทานต้องเสนอ ประกอบด้วย การให้สิทธินิติบุคคลไทยเข้าร่วม ในสัมปทาน และการใช้บริการภายในประเทศ นอกจากนี้ผู้ขอสัมปทานอาจเสนอให้ผลประโยชน์พิเศษอื่นเพิ่มเติมได้ เช่น ทุนการศึกษา การฝึกหัดงาน หรือเงินอุดหนุนเพื่อการพัฒนาปิโตรเลียมในประเทศไทย เป็นต้น
2.3 หลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้รับสัมปทาน ประกอบด้วย 2 ขั้นตอน คือ 1) พิจารณาคุณสมบัติและความน่าเชื่อถือของผู้ขอสัมปทานว่าเป็นบริษัทที่มี คุณสมบัติครบถ้วนตามที่กฎหมายกำหนด มีประวัติและชื่อเสียงดี มีความมั่นคงทางการเงิน มีความสามารถและประสบการณ์ในด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และ 2) พิจารณาแผนงานโครงการสำรวจที่จะกระทำในแปลงสำรวจที่ยื่นขอ โดยมีปริมาณงาน และปริมาณเงินเหมาะสมกับพื้นที่แปลงสำรวจ รวมทั้งผลประโยชน์พิเศษที่ผู้ขอสัมปทาน เสนอให้แก่รัฐ โดยกำหนดคะแนนในส่วนของโครงการสำรวจและข้อผูกพันด้านปริมาณงานปริมาณเงิน 80 คะแนน และผลประโยชน์พิเศษที่เสนอให้แก่รัฐ 20 คะแนน ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 112 - วันจันทร์ที่ 9 เมษายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2550 (ครั้งที่ 112)
วันจันทร์ที่ 9 เมษายน พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
2.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี๊ยบ
3.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
4.การปรับปรุงมาตรการเพื่อส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มีนาคม 2550)
6.แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายชวลิต พิชาลัย รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิต ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและได้มีมติ ดังนี้ 1) เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ 2) ให้ใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี และมอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการในรายละเอียด แล้วนำเสนอ กพช. ต่อไป และ 3) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมอบให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตามปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และต่อมา เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 กพช. ได้เห็นชอบให้สนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงด้วย
3. กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ VSPP แล้ว เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 และวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 และประกาศเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 และวันที่ 23 มีนาคม 2550 ตามลำดับ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง (2) พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) 0.40 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง (3) พลังน้ำขนาดเล็ก (<50 กิโลวัตต์) 0.80 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง (4) ขยะและพลังลม 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และ (5) พลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
4. นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อ ไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และมอบให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อขอความเห็นชอบก่อนประกาศใช้ต่อไป
5. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ดังนี้
5.1 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Non-Firm
5.2 มอบให้ สนพ. และ กฟผ. จัดทำคู่มือการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า และคู่มือการตรวจวัดคุณสมบัติการเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน พร้อมทั้งมอบให้ กฟผ. จัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่สอดคล้องกับระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามข้อ 5.1 และส่งให้ สนพ. พิจารณา ก่อนนำไปใช้ปฏิบัติต่อไปแล้วจึงออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก
5.3 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP โดย 1) กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ในอัตราคงที่ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ขยะ และพลังงานลม 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็นระยะเวลา 7 ปี 2) SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อ ไฟฟ้าให้ใช้ระบบกลไกการแข่งขัน โดยกำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์ และ 3) เห็นชอบแนวทางการ ออกประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อ เสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการออกประกาศเชิญชวน SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยระบบกลไกการแข่งขัน ดังนี้
6.1 กำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับพลังงานหมุนเวียน อื่นๆ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยกำหนดระยะเวลาดำเนินการทุกขั้นตอนประมาณ 4 เดือน
6.2 คุณสมบัติของผู้ที่จะยื่นข้อเสนอเพื่อขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ได้กำหนดไว้ในประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ดังนี้ 1) ผู้ยื่นข้อเสนอที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ เสนอ ขายเข้าระบบของการไฟฟ้า 2) ผู้ยื่นข้อเสนอที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ แต่สัญญานั้นสิ้นสุดภายในวันที่ปิดรับซองข้อเสนอ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้า และ 3) ผู้ยื่นข้อเสนอที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ และสัญญานั้นสิ้นสุดหลังวันที่ปิดรับซองข้อเสนอ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ได้เฉพาะปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 ของปริมาณที่ขายตามสัญญาฉบับเดิม โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวต้องไม่เป็นผลมาจากการใช้เชื้อเพลิง เชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้นหรือใช้ไฟฟ้าจากระบบของการไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ไม่ว่า โดยตรงหรือโดยอ้อม ทั้งนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าให้ กฟผ. อย่างช้า ภายในเดือนธันวาคม 2555
6.3 ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นอัตราต่อหน่วยพลังงาน ไฟฟ้าที่เสนอขายให้ กฟผ. โดยส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่ขอต้องไม่สูงกว่าอัตราสูงสุดที่กำหนด และเสนอวงเงินรวมตามจำนวนพลังงานไฟฟ้าที่ได้เสนอขายให้ กฟผ. ในระยะเวลา 7 ปี โดยเงินส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าและวงเงินรวมดังกล่าว กำหนดให้มีผลใช้บังคับจนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2550 ซึ่งเป็นวันที่คาดว่า สนพ. จะดำเนินการคัดเลือกข้อเสนอแล้วเสร็จ โดยภายในกำหนดเวลาดังกล่าวผู้ยื่นข้อเสนอต้องรับผิดชอบจำนวนเงินส่วนเพิ่ม ราคารับซื้อไฟฟ้า และวงเงินรวมที่ได้เสนอไว้ และจะถอนข้อเสนอไม่ได้ นอกจากนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องมีหลักค้ำประกันในการยื่นข้อเสนอ หรือ หลักประกันซอง โดยยื่นต่อ สนพ. ในอัตรา 100 บาทต่อกิโลวัตต์ และมีจำนวนเงินค้ำประกันตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายให้กับ กฟผ. ในเวลา 7 ปี แต่ ไม่เกิน 2,000,000 บาท (สองล้านบาทถ้วน) ทั้งนี้ หลักประกันซอง ต้องมีระยะเวลาในการค้ำประกันจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2550 เป็นอย่างน้อย
6.4 คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็กจะดำเนินการพิจารณาข้อเสนอของผู้ยื่นโครงการ ประเมินและคัดเลือกโครงการ และเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยกำหนดแนวทางและหลักเกณฑ์ในการพิจารณา แบ่งเป็นข้อเสนอทางเทคนิค อาทิ แผนการดำเนินงาน แผนการบริหารและจัดการ เป็นต้น และข้อเสนอทางการเงินโดยจะพิจารณา ความเหมาะสมจากปัจจัยต่างๆ
7. เนื่องจากการกำหนดเงื่อนไขคุณสมบัติของผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้าตามประกาศการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เรื่อง การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP มีความไม่ชัดเจน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับปรุงแก้ไขประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายข้อ 3.2.1 ผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าหมายถึง "ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบเงินสบทบการลงทุนผลิตไฟฟ้า (Investment Subsidy) จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน"
มติของที่ประชุม
1.รับทราบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการการออกประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงาน หมุนเวียน เพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตามรายละเอียดในข้อ 6 และมอบหมายให้ กบง. ดำเนินการใน รายละเอียดออกประกาศเชิญชวนและดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้ พลังงานหมุนเวียนต่อไป
3.เห็นชอบในหลักการร่างประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ ผลิตไฟฟ้า รายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ตามรายละเอียดในข้อ 5 และมอบหมายให้ กฟผ. ออกประกาศต่อไป
4.เห็นชอบให้ปรับปรุงแก้ไขประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ข้อ 3.2.1 ผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าหมายถึง "ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบเงินสบทบการลงทุนผลิตไฟฟ้า (Investment Subsidy) จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายรับไปดำเนินการ
เรื่องที่ 2 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี๊ยบ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อ ส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบันมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเงี๊ยบภายใต้นโยบายและหลักการ ที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการฯ จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและ เงื่อนไขสำคัญ และได้จัดเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำเงี๊ยบ โดยใช้ MOU ของ โครงการน้ำงึม 2 เป็นต้นแบบ ต่อมาคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2550 ได้เห็นชอบร่าง MOU ของโครงการน้ำเงี๊ยบแล้ว
3. ลักษณะโครงการน้ำเงี๊ยบ มีกำลังผลิตติดตั้ง 261 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 1,393 ล้านหน่วย ระบบส่ง ฝั่งไทยขนาด 500 กิโลโวลท์ จุดเชื่อมโยงระบบส่ง สฟ.อุดรธานี 3 ฝั่ง สปป. ลาวขนาด 230 กิโลโวลท์ จากโครงการมาบ้านนาบอง และระบบส่งขนาด 500 กิโลโวลท์ จากบ้านนาบองมาจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบประมาณปี 2557 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย บริษัท Kansai Electric Power, ผู้ร่วมลงทุนรายอื่น และ รัฐบาล สปป. ลาว
4. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำเงี๊ยบ ประกอบด้วย
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Kansai Electric Power นอกจากนี้ Kansai และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า NNP Sponsor) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป. ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
4.2 โครงการมีกำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,199 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 175 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
4.3 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยที่ 1) PE Tariff ส่วนที่ 1และ ส่วนที่ 2 มีค่าเท่ากับ 2.7852 Cents/หน่วย และ 1.0027 บาท/หน่วย ตามลำดับ 2) SE Tariff มีค่าเท่ากับ 1.2032 บาท/หน่วย 3) EE Tariff มีค่าเท่ากับ 1.1029 บาท/หน่วย และ 4) Pre COD มีค่า เท่ากับ 1.5040 บาท/หน่วย ซึ่งค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา (Levelized Price) 27 ปี เท่ากับ 2.13 บาท/หน่วย (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 36 บาท/USD)
4.4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง
4.5 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จาก CDM จะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ โดยที่แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.7 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้ 1) Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA สำหรับ Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 63 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD และ Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง วันที่ 31 มกราคม 2557 และ 66 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD และ 2) หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา ที่เท่ากัน
4.8 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย 1) วันลงนามสัญญาฯ จำนวน 5.4Million USD 2) วัน Financial Close Date จำนวน 13.5 Million USD 3) วัน COD จำนวน 12.1 Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 14 ปี จำนวน 4.1 Million USD
4.9 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี๊ยบ รายละเอียดตามเอกสารแนบ 3.2.1
2.เห็นชอบให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้ว ไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบต่อไป
เรื่องที่ 3 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan: PDP) เป็นแผนระยะยาวที่จัดทำขึ้นเพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนในการขยายกำลังการ ผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า ในอนาคต โดยแผน PDP ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน คือแผน PDP 2004 เป็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ในช่วงปี 2547-2558
2. เมื่อเดือนมีนาคม w2550 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้ปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ใหม่ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าที่ลดลงและสภาพเศรษฐกิจ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยจัดทำเป็น 3 กรณี คือ กรณีฐาน กรณีต่ำและกรณีสูง โดย กฟผ. จะได้นำค่าพยากรณ์ดังกล่าวไปใช้ในการจัดทำแผน PDP ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นต่อค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และแผน PDP จำนวน 3 ครั้ง ได้แก่ 1) การประชุมเตรียมการเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2006) เมื่อเดือนพฤศจิกายน 2549 2) การสัมมนา เรื่องทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2550 และ 3) การสัมมนารับฟังความคิดเห็น เรื่องการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) เมื่อเดือนเมษายน 2550
3. ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (ค่า Peak) ส่วนใหญ่จะเกิดขึ้นในช่วงฤดูร้อน ปี 2550 ค่า Peak เกิดขึ้นในวันที่ 29 มีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 22,161 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปีที่ผ่านมาร้อยละ 5 แต่ยังคง ต่ำกว่าค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ฉบับมีนาคม 2550 กรณีฐานที่ประมาณการไว้ที่ 22,513 เมกะวัตต์อยู่ 352 เมกะวัตต์ ซึ่งค่า Peak จะมีความสัมพันธ์กับอุณหภูมิ โดยถ้าอุณหภูมิสูงขึ้น 1 องศาเซลเซียส จะส่งผลให้ค่า Peak สูงขึ้นประมาณ 300 เมกะวัตต์
4. การจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับมีนาคม 2550 ได้กำหนดสมมติฐานที่สำคัญ คือ 1) ค่า GDP กรณีฐานให้อัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจในช่วงแผนฯ 10, 11 และ 12 เฉลี่ยร้อยละ 5.0, 5.6 และ 5.6 ต่อปี ตามลำดับ ส่วนกรณีต่ำและกรณีสูงได้กำหนดให้ต่ำและสูงกว่ากรณีฐานร้อยละ 0.5 ตามลำดับ 2) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสีย (ค่า Loss) ในระบบส่งของ กฟผ. และ กฟน. กำหนดเท่ากับร้อยละ 2.50 และ 3.64 ตลอดช่วงการพยากรณ์ ตามลำดับ ส่วน กฟภ. กำหนดให้เท่ากับร้อยละ 5.10 และ 5.00 ในช่วงปี 2550 - 2555 และช่วงปี 2556 - 2564 ตามลำดับ 3) มาตรการประหยัดพลังงาน/ การจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) ได้คำนึงถึงมาตรการต่างๆ ได้แก่ การกำหนดประสิทธิภาพของเครื่องใช้ไฟฟ้าตามโครงการ DSM การจัดตั้งบริษัทจัดการด้านพลังงาน (ESCO) โครงการประหยัดพลังงาน ในอาคารและโรงงาน รวมทั้งโครงการเปลี่ยนหลอดไส้ และ 4) การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยตรงของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งจะทำให้ซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ลดลง 970 เมกะวัตต์ ในปี 2564
5. ผลการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จัดทำเป็น 3 กรณี ได้แก่ 1) กรณีฐาน ความต้องการ ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในช่วงปี 2550-2564 เฉลี่ย 1,859.60 เมกะวัตต์ต่อปี และอัตราเจริญเติบโตร้อยละ 5.78 ต่อปี 2) กรณีต่ำ ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1,597.80 เมกะวัตต์ต่อปี มีอัตราเจริญเติบโตร้อยละ 5.20 ต่อปี และ 3) กรณีสูง ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 2,117.27 เมกะวัตต์ต่อปี อัตราเจริญเติบโตร้อยละ 6.32 ต่อปี ทั้งนี้ความต้องการไฟฟ้ากรณีต่ำและกรณีสูงแตกต่างจากกรณีฐาน ประมาณ 3,900 เมกะวัตต์ ในปี 2564
6. กฟผ. ได้นำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับมีนาคม 2550 ไปใช้ในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550-2564 (PDP 2007) ซึ่งเป็นแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชนิดต่างๆ และระบบส่งไฟฟ้าในระยะยาว 10-15 ปี โดยแบ่งออกเป็น 2 ช่วง ช่วงปี 2550-2553 ซึ่งเป็นช่วงที่โรงไฟฟ้าอยู่ในระหว่างก่อสร้างจะเป็นโครงการของ IPP เช่น บริษัท BLCP เพาเวอร์ จำกัด และโครงการของ กฟผ. เป็นต้น และ ช่วงปี 2554-2564 ซึ่งเป็นช่วงที่ต้องมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดย กฟผ. ได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าเป็น 3 กรณีตามค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า คือ กรณีฐาน (B) กรณีต่ำ (L) และกรณีสูง (H) และในแต่ละกรณีจัดทำเป็น 3 แผนทางเลือก คือ 1) กรณีค่าใช้จ่ายต่ำสุด (Least-cost plan) 2) กรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้ และ 3) กรณีการจัดหา LNG จำนวน 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้า ต่างประเทศเพิ่มขึ้น โดยที่การจัดทำแผนในช่วงปี 2554-2564 จะคำนึงถึงราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007 ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติ (252-261 บาท/ล้านบีทียู) น้ำมันเตา (335 บาท/ล้านบีทียู) น้ำมันดีเซล (632 บาท/ล้านบีทียู) ลิกไนต์ (53-78 บาท/ล้านบีทียู) ถ่านหินนำเข้า (91-96 บาท/ล้านบีทียู) และนิวเคลียร์ (25.3 บาท/ล้านบีทียู) นอกจากนี้ได้ประมาณการต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำสุด ได้แก่ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (2.08 บาท/หน่วย) โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม-ก๊าซธรรมชาติ (2.12 และ 2.29 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ) ส่วนโรงไฟฟ้าพลังความร้อน-น้ำมัน และโรงไฟฟ้ากังหันแก๊สมีต้นทุนค่อนข้างสูง ประมาณ 4.12 และ 7.93 บาท/หน่วย ตามลำดับ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน พลังแสงอาทิตย์มีต้นทุนสูงที่สุด คือ 20.20 บาท/หน่วย รองลงมาคือ กังหันลมและขยะ มีต้นทุนประมาณ 5.98 และ 4.63 บาท/หน่วย ตามลำดับ และการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลมีต้นทุนต่ำสุด คือ 2.63 บาท/หน่วย ซึ่งต้นทุนค่าไฟฟ้าเหล่านี้จะถูกนำไปพิจารณาในแผนทางเลือกที่มีค่าใช้จ่าย ต่ำสุด
7. การจัดทำแผนทางเลือก ประกอบด้วย
(1) แผน B1: ใช้ความต้องการไฟฟ้าฐาน เป็นกรณีที่มีค่าใช้จ่ายต่ำสุด โดยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์จะสามารถเข้ามาในระบบไฟฟ้าได้ในปี 2563 และ 2564 จำนวน 4,000 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำรองลงมาคือโรงไฟฟ้าถ่านหินและโรงไฟฟ้าก๊าซ ธรรมชาติ ซึ่งจะเข้ามาในระบบไฟฟ้ารวมจำนวน 18,200 และ 2,800 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศและผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) รวมจำนวน 5,090 และ 1,700 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
(2) แผน B2: ใช้ความต้องการไฟฟ้าฐาน โดยพิจารณาการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ที่มีความเป็นไปได้ ซึ่งจะก่อสร้างประมาณ 2,800 เมกะวัตต์ ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เหลือจะใช้ก๊าซ ธรรมชาติ เป็นจำนวน 18,200 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 57 ของกำลังผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นทั้งหมด สำหรับกำลังการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์ ซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศและ SPP ยังคงจำนวนเท่าเดิม คือ 4,000 5,090 และ 1,700 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้หากพิจารณาสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในปี 2564 พบว่าการผลิตไฟฟ้าจาก LNG และจากต่างประเทศมีสัดส่วนร้อยละ 31 และ 11 ตามลำดับ ทั้งนี้ ในแผน B2 จะมีการลงทุนในแหล่งผลิตและระบบส่งรวมในช่วงแผนฯ 10 (ปี 2550-2554) และแผนฯ 11 (ปี 2555-2559) จำนวน 289,737 และ 697,063 ล้านบาท ตามลำดับ รวมเป็นเงินลงทุนทั้งสิ้น 986,796 ล้านบาท
(3) แผน B3: กรณีความต้องการไฟฟ้าฐาน พิจารณาการจัดหา LNG จำนวน 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น จะทำให้ระบบไฟฟ้ามีกำลังผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ จำนวน 9,800 เมกะวัตต์ จากการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น รวม 13,490 เมกะวัตต์ ซึ่งจะทำให้สัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในปี 2564 จาก LNG และจากการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ คิดเป็นร้อยละ 17 และ 26 ตามลำดับ
(4) สำหรับกรณีความต้องการไฟฟ้าต่ำ (L) และกรณีความต้องการไฟฟ้าสูง (H) มีการจัดทำเป็น 3 แผนทางเลือกเช่นเดียวกับแผนทางเลือกในกรณีความต้องการไฟฟ้าฐาน
8. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยออกเป็น 2 ช่วง คือ 1) ช่วงปี 2550-2553 จะมีแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทยโดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซฯ เส้นที่ 3 และส่วนที่เหลืออีกจะเป็นการนำเข้าจากสหภาพพม่า โดยคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 80 และ 20 ตามลำดับ 2) ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป ปตท. มีแผนนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในภูมิภาคที่มีศักยภาพ เช่น สหภาพพม่าและอินโดนีเซีย รวมทั้งจัดหาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเพิ่มเติมจากแหล่งที่คาดว่าจะมีปริมาณ สำรองเพิ่มขึ้น เช่น แหล่งไพลิน
9. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความคิดเห็นว่าการจัดทำแผน PDP 2007 ควรใช้ค่าพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้า ฉบับเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน เป็นค่าพยากรณ์ในการจัดทำแผน PDP โดยพิจารณาแผนทางเลือกของการผลิตไฟฟ้าจะเห็นว่าแผน B1 จะต้องมีการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวนมาก ซึ่งมีความเป็นไปได้น้อยในการดำเนินการ ส่วนแผน B2 จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติจำนวนมาก ซึ่งเป็นแผนที่มีความเป็นไปได้ในการดำเนินการระยะสั้นในช่วงปี 2554-2558 และแผน B3 จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินและโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มีความเป็นไปได้ ในปัจจุบัน และการรับซื้อไฟฟ้า จากต่างประเทศเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นแผนที่มีความเป็นไปได้ในการจัดหาไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการใน ระยะยาว ดังนั้น จึงเห็นควรให้นำแผน B2 เป็นแผนหลักในการจัดทำแผน PDP 2007 และแผน B3 เป็นแผนทางเลือก
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) โดยใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน และให้ใช้แผน B2 (กรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ที่มีความเป็นไปได้) เป็นแผนหลักในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) และใช้แผน B3 (กรณีการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น) เป็นแผนทางเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาเชื้อเพลิง แผนการลงทุนในระบบส่ง ไฟฟ้า และประมาณการฐานะการเงิน เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ช่วงปี 2550-2553 เป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทย โดยจะขนส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3 และในช่วงปี 2554 เป็นต้นไป เป็นแผนนำเข้า LNG และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในภูมิภาคที่มีศักยภาพ และจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งอ่าวไทยที่คาดว่าจะมีปริมาณสำรองเพิ่มขึ้น ทั้งนี้ มอบหมายให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ สศช., กฟผ., ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อพิจารณากำหนดพื้นที่การก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจุดรับก๊าซธรรมชาติ เพื่อรองรับแผน PDP 2007 ให้สามารถดำเนินการได้ และเพื่อเป็นการเตรียมพร้อมในการทำความเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ที่จะมีการ ก่อสร้างโรงไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 4 การปรับปรุงมาตรการเพื่อส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. เพื่อลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศ ภาครัฐได้มีนโยบายสนับสนุนการใช้พลังงานทดแทนไบโอดีเซล โดยกำหนดมาตรการยกเว้นการจัดเก็บภาษีและเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับไบโอดีเซล (B100) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 และกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร และให้ค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มากกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร
2. ปัจจุบันราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 18.0556 บาท/ลิตร ส่วนราคาไบโอดีเซล (B100) อยู่ที่ระดับ 24.55 บาท/ลิตร โดยมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) จำนวน 5 ราย กำลังการผลิต ติดตั้ง 840,000 ลิตร/วัน แต่ผลิตได้จริง 24,000 ลิตร/วัน นอกจากนี้ยังมีโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างพัฒนาคุณภาพตามประกาศ ธพ. จำนวน 5 ราย กำลังผลิตประมาณ 1,070,000 ลิตร/วัน ปัจจุบันปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (B100) เพื่อผลิตเป็นดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ระดับ 42,000 ลิตร/วัน ส่วนการจำหน่าย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 840,000 ลิตร/วัน คิดเป็นร้อยละ 1.52 ของปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด 55 ล้านลิตร/วัน อย่างไรก็ตาม เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2550 ภาครัฐได้ปรับเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมัน ดีเซลหมุนเร็วบี 5 แล้ว แต่ปริมาณการใช้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ได้ปรับเพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อย
3. ปัญหาและอุปสรรคที่ทำให้การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มีปริมาณไม่เพิ่ม มากขึ้น คือ ปริมาณการผลิตและคุณภาพของไบโอดีเซล (B100) ที่ยังไม่แน่นอน และการขาดความมั่นใจและไม่ยอมรับของกลุ่มยานยนต์ และผู้ใช้รถยนต์ในเรื่องคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 โดยผู้ประกอบการรถยนต์ยังไม่ออกมารับรองรถยนต์ของตนเองสามารถใช้น้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 5 ได้ รวมทั้งสถานีบริการ น้ำมันเชื้อเพลิง มีข้อจำกัดเรื่องหัวจ่ายและถังเก็บน้ำมันใต้ดิน
4. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงมาตรการด้านคุณภาพและ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์ และได้มีมติดังนี้
4.1 เห็นชอบให้ปรับปรุงคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้สามารถผสมไบโอดีเซล (B100) ได้ในระดับไม่เกินร้อยละ 2 โดยปริมาตร ให้เริ่มมีผลบังคับใช้โดยเร็วที่สุด พร้อมทั้งกำหนดมาตรการบังคับให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติต้องผสมไบโอดีเซล (B100) ในระดับร้อยละ 2 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2551 เป็นต้นไป โดยมอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการออกประกาศต่อไป
4.2 ในการกำกับดูแลคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 2 และบี 5 มอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการดังนี้ 1) เร่งดำเนินการตรวจสอบคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ให้เป็น ที่ยอมรับเพื่อให้กลุ่มผู้ประกอบการรถยนต์รับรองการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และ 2) ดำเนินการ ตรวจสอบการผลิตของโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) และพิจารณากำหนดให้ผู้ผลิตไบโอดีเซล (B100) ต้องจดทะเบียนหรือขอความเห็นชอบจาก ธพ. ก่อน จึงจะสามารถจำหน่ายไบโอดีเซลได้
4.3 เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันมีข้อจำกัดในเรื่อง อุปกรณ์การผสมไบโอดีเซล และเพื่อเร่งให้มีการนำไบโอดีเซลมาผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 2 ก่อนวันบังคับใช้ ที่ประชุมจึงเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุน น้ำมันฯ จ่ายชดเชยราคาไบโอดีเซล (B100) โดยให้กำหนดอัตราเงินชดเชยเท่ากับส่วนต่างระหว่างราคา ไบโอดีเซล (B100) กับราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บวกค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ 5 บาท/ลิตร และยังคงกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ กรมสรรพสามิตรับผิดชอบการตรวจสอบปริมาณการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซลและสถาบัน บริหารกองทุนพลังงานรับผิดชอบการจ่ายเงินชดเชยหรือรับเงินคืนกองทุนฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มีนาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 58.80 และ 62.43 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 3.05 และ 4.48 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาดมีความกังวลในสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างอิหร่านและประเทศ ตะวันตก และการประท้วงต่อเนื่องในฝรั่งเศสส่งผลให้การขนส่งน้ำมันล่าช้า นอกจากนี้ EIA ได้รายงานปริมาณสำรองน้ำมันดิบสหรัฐฯ ลดลง 0.9 ล้านบาร์เรล อยู่ที่ระดับ 328.4 ล้านบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 76.62, 75.52 และ 73.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.82, 9.79 และ 2.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และเนื่องจากประเทศต่างๆ เริ่มสั่งซื้อน้ำมัน เพื่อเตรียมไว้สำหรับฤดูกาลท่องเที่ยว ประกอบกับรายงานปริมาณสำรองน้ำมันของสิงคโปร์ลดลงอยู่ที่ระดับ 7.88 ล้านบาร์เรล และโรงกลั่นในญี่ปุ่นมีแผนปิดซ่อมบำรุงในเดือนเมษายน จำนวน 5 แห่ง ทำให้ต้องลดการส่งออกลง ประมาณร้อยละ 75
3. เดือนมีนาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นจำนวน 5 ครั้ง รวมเป็น 2.00 บาท/ลิตร ปรับราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล์ 95 จำนวน 6 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จำนวน 3 ครั้ง รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 31 มีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 27.99, 27.19, 25.49, 25.19, 24.14 และ 23.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนเมษายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 60 - 70 และ 65 - 75 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากกรณีความตึงเครียดระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิหร่านกรณีโครงการนิวเคลียร์ ซึ่งอาจจะส่งผลให้ผู้ค้า น้ำมันเกิดความกลัวจะมีการใช้กำลังทหารเพื่อเข้าแก้ไขปัญหาและจะส่งผลให้การ ส่งออกน้ำมันดิบของ อิหร่านซึ่งเป็นผู้ส่งออกน้ำมันดิบรายใหญ่อันดับ 4 ของโลกมีปัญหา และคาดว่าน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 75 - 85 และ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นในช่วงฤดูร้อนของประเทศต่างๆ ในยุโรปและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ราคาน้ำมันในตลาดยุโรปและสหรัฐอเมริกาสูงกว่าตลาดเอเซีย ประกอบกับโรงกลั่นต่างๆ ในเอเซียปิดเพื่อซ่อมบำรุงประจำปีในช่วงต้นเดือนมีนาคมเป็นต้นมา
5. สำหรับสถานการณ์ LPG เดือนมีนาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 30 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อยู่ที่ระดับ 536 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซิน ประกอบกับความต้องการซื้อในภูมิภาคเพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในธุรกิจปิโตรเคมี และ Arbitrage จากตะวันออกกลางไป ตะวันตกเปิด ขณะที่อุปทาน LPG จากตะวันออกกลางที่จะส่งขายในภูมิภาคลดลง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.3856 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.3157 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 332.15 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.7206 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 81.55 ล้านบาท/เดือน สำหรับการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤษภาคม 2550 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 525 - 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ประมาณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.3696 - 11.3914 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 1.2997 - 1.3215 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 327.86 - 333.70 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.5354 - 3.7879 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 77.49 - 83.02 ล้านบาท/เดือน ณ อัตรา แลกเปลี่ยน 35.1244 บาท/เหรียญสหรัฐฯ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 24 เมษายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 5,858 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 33,963 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 4,844 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,064 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,433 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 22 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 28,105 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. จากร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ได้กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าขึ้น โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นการพัฒนาท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้าง โรงไฟฟ้า นอกจากนี้ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าอาจจะมีปัญหา การคัดค้านของประชาชนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรให้มีการศึกษาแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ในระหว่างที่ร่างพระราชบัญญัติการประกอบฯ ยังไม่มีผลบังคับใช้ประกอบกับกรมโรงงานอุตสาหกรรมได้นำการศึกษาโครงการ ประยุกต์ใช้เครื่องมือทางเศรษฐศาสตร์ สำหรับการจัดการมลพิษทางอากาศจากภาคอุตสาหกรรม และได้มีการแต่งตั้งคณะทำงานศึกษาการ จัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษขึ้น เพื่อพิจารณากำหนดค่าการปล่อยมลพิษ อย่างไรก็ตาม สนพ. ได้จัดทำร่างแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาฯ เสนอ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 และได้นำร่าง แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาฯ ไปรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2550
2. แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อจัดหา เงินทุนในการพัฒนาสิ่งแวดล้อมและคุณภาพชีวิตของประชาชนในชุมชนพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า โดยเก็บเงินจากโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ดังกล่าว และมีอัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ที่กำหนดให้โรงไฟฟ้าทุกแห่งต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาฯ โดยในช่วงระหว่างการก่อสร้างให้จ่ายตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้า (บาท/เมกะวัตต์/ปี) และเมื่อมีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญาแล้ว ให้จ่ายตามหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ (สตางค์/หน่วย) ในอัตราที่แตกต่างกัน ตามการปล่อยมลภาวะจากการเผาไหม้ของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าซึ่งคำนวณ ตามสมการเรียกเก็บค่าปล่อยมลพิษเบื้องต้นของคณะทำงานศึกษาการจัดเก็บค่าการ ปล่อยมลพิษ กรมโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งกรณีปล่อยมลพิษมีค่าอยู่ระหว่างค่าที่มาตรฐานกำหนดถึงร้อยละ 50 ของค่าที่มาตรฐานกำหนด โดยดัดแปลงสูตรให้โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ โดยเฉลี่ยจ่ายเงินในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าใหม่จากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน (IPP) ให้กำหนดอัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาฯ ไว้ในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ส่วนโรงไฟฟ้าปัจจุบันและโรงไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างดำเนินการให้จ่ายเงินเข้ากอง ทุนพัฒนาฯ ตามหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ (สตางค์/หน่วย) โดยที่ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ดังนี้
Charge = (0.0003Q + 0.226P + 0.1*aNHP + 0.1*bHP)/0.07
โดยที่ Q = ปริมาณอากาศเสีย (air quantity)
P = ปริมาณฝุ่นละออง
NHP = ปริมาณมลพิษประเภทสารไม่อันตราย (non-hazardous pollutants)
HP = ปริมาณมลพิษประเภทสารอันตราย (hazardous pollutants)
a = ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณมลพิษประเภทสารไม่อันตราย
b = ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณมลพิษประเภทสารอันตราย
จากสมการดังกล่าวทำให้โรงไฟฟ้าปัจจุบันจะจ่ายค่าปล่อยมลพิษดังนี้
อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
โรงไฟฟ้า | เชื้อเพลิง | ค่าปล่อยมลพิษ (สตางค์/หน่วย) | เงินส่งกองทุนพัฒนาฯ (ล้านบาท/ปี)1/ |
กฟผ. | น้ำมันเตา | 0.86 - 1.43 | 45 - 74 |
ก๊าซธรรมชาติ | 0.71 - 1.29 | 37 - 72 | |
ลิกไนต์ | 1.43 | 74 | |
เอกชน | ถ่านหิน | 1.92 | 100 |
หมายเหตุ : 1/ คำนวณจากโรงไฟฟ้าขนาด 700 เมกะวัตต์ ที่ Plant factor 85%
3. รูปแบบและการกำกับดูแลการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาฯ ได้กำหนดให้มีการดำเนินการภายใต้คณะกรรมการกำกับดูแลการพัฒนาพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าโดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ดำเนินการสรรหากรรมการ จากการสรรหาหรือการเลือกตั้งหรือการเสนอชื่อหรือวิธีการอื่นใดของชุมชนรอบ โรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้มุ่งเน้นการมีส่วนร่วมของเยาวชน และสตรีในพื้นที่ พร้อมทั้งให้มีผู้แทนสำนักงานพลังงานภูมิภาค ที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่เป็นเลขานุการและผู้แทนจากโรงไฟฟ้าเป็นผู้ช่วยเลขานุการ สำหรับจำนวนกรรมการ วิธีการจัดหากรรมการและวาระการปฏิบัติหน้าที่ของกรรมการ ให้ขึ้นอยู่กับความเหมาะสมของแต่ละพื้นที่ โดยที่ได้กำหนดให้คณะกรรมการมีอำนาจหน้าที่หลักในการกำหนดหลักเกณฑ์ผู้ได้ รับผลประโยชน์ โดยที่หลักเกณฑ์ เงื่อนไข วิธีการปฏิบัติด้านบริหารการเงิน และการพัสดุ พิจารณาอนุมัติแผนการพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและงบประมาณ ให้สอดคล้องกับความต้องการของชุมชนที่แท้จริงและนำไปสู่การพัฒนาชุมชนอย่าง ยั่งยืน
4. การกำหนดผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาฯ ให้กำหนดจากการแบ่งขอบเขตพื้นที่ โดยแบ่งเป็น 2 พื้นที่ คือ พื้นที่ชั้นใน (พื้นที่ที่อยู่ในรัศมีขั้นต่ำ 5 กิโลเมตรจากขอบเขตของโรงไฟฟ้า หรือขอบเขตของนิคมอุตสาหกรรมที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่) และพื้นที่ชั้นนอก (พื้นที่ที่อยู่นอกเหนือพื้นที่ชั้นใน โดยให้อยู่ในดุลพินิจของคณะกรรมการกำกับดูแลฯ) ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาฯ ได้แก่ ประชาชน หน่วยงานของภาครัฐ องค์กรบริหารส่วนท้องถิ่นหรือเทศบาลที่อยู่ในพื้นที่ดังกล่าว พร้อมทั้งกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาฯ ให้เป็นการใช้จ่ายเงินเพื่อประโยชน์ของส่วนรวมเป็นหลัก และให้ความสำคัญกับพื้นที่ชั้นในเป็นลำดับแรก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 111 - วันศุกร์ที่ 2 มีนาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2550 (ครั้งที่ 111)
วันศุกร์ที่ 2 มีนาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2.ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
3.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (กุมภาพันธ์ 2550)
5.การจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานนิวเคลียร์
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เลขานุการฯ ได้ชี้แจงให้ที่ประชุมทราบว่า ประธานกรรมการฯ (ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล) ได้ลาออกจากคณะรัฐมนตรีแล้ว จึงเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ประธานที่ประชุมของคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในครั้งนี้ ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบตามที่เสนอ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน 2535 เพื่อจะส่งเสริมในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารเป็นสำคัญ และได้ใช้บังคับเป็นเวลานาน จึงควรมีการปรับปรุงกฎหมายให้มีความเหมาะสม ครอบคลุมกิจกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ในทุกภาคส่วน และสามารถนำไปประกาศใช้ได้อย่างรวดเร็วและสามารถปฏิบัติได้ทันเวลา และเมื่อเดือนมกราคม 2550 คณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 110) ได้พิจารณา ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแก้ไขพระราช บัญญัติฯ ตามข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ แล้วให้นำเสนอในการประชุมครั้งต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ไขปรับปรุงร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... โดยมีแนวทางการแก้ไขปรับปรุงใน 7 ประเด็น ได้แก่ 1) คำนิยาม "น้ำมันเชื้อเพลิง" ได้ใช้นิยามเดิม และ "ยานพาหนะ" ได้ตัดคำนิยามคำว่า "ยานพาหนะ" ออกจากร่าง พ.ร.บ. ฉบับแก้ไข 2) ในส่วนอำนาจรัฐมนตรีในการออกกฎกระทรวง กำหนดกิจกรรม กำกับดูแลและส่งเสริม การกำหนดค่า ธรรมเนียม ได้ตัดอำนาจในส่วนของกำหนดกิจกรรมและค่าธรรมเนียมออกเหลือไว้เฉพาะอำนาจใน การออกประกาศกฎกระทรวง 3) ในส่วนมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ได้ตัดหลักการที่มีความซ้ำซ้อนใน พ.ร.บ. ฉบับแก้ไขออก 4) ในส่วนที่มาและหลักเกณฑ์ของจำนวนร้อยละการเรียกเงินเพิ่มกรณีส่งเข้ากองทุน ล่าช้า ซึ่งเป็นการกำหนดโดยเปรียบเทียบตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี 4/2547 ตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 5) ในส่วนอำนาจหน้าที่เข้าไปตรวจผู้จำหน่ายยานพาหนะ ได้ใช้บทบัญญัติเดิม 6) บทเฉพาะกาลของกฎหมายเพิ่มเติมหลายส่วนที่ไม่มีความจำเป็นนั้นก็ได้ตัดบท เฉพาะกาลออกทั้งหมดและปรับปรุงมาตรา 2 ให้ขยายเวลาบังคับใช้กฎหมายออกไปเป็น 120 วันนับถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษา และ 7) การที่กฎหมายมีการแก้ไขเป็นจำนวนมากและยกเลิกหลายมาตรา ได้ทำการปรับลดบทบัญญัติแก้ไขและยกเลิกลงเหลือกฎหมายใหม่ 21 มาตรา เป็นการแก้ไข 13 มาตรา ปรับเลขมาตรา 5 มาตรา และยกเลิกกฎหมาย 3 มาตรา
3. สรุปสาระสำคัญของการแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ประกอบด้วย
3.1 ขยายเวลาบังคับใช้พระราชบัญญัติฯ ออกไป 120 วัน เพื่อเตรียมการออกกฎหมายลำดับรอง
3.2 เพิ่มเติมบทนิยามคำว่า "เครื่องจักร และอุปกรณ์" ในมาตรา 3
3.3 มาตรา 4 (3) เป็นการตัดเลขที่มาตราที่ยกเลิกออก
3.4 มาตรา 6 วรรคสองและวรรคสาม กำหนดให้รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานมีอำนาจเพิ่มเติมในการออกประกาศกระทรวง
3.5 มาตรา 9 - เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของโรงงานเป็นการจัดการพลังงาน
- ยกเลิกหลักเกณฑ์ วิธีการแต่งตั้ง และหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานของโรงงานในกฎหมายหลักมากำหนดเป็นกฎกระทรวง
- รายละเอียดของกฎกระทรวงที่เป็นเรื่องเทคนิค วิชาการ หรือที่ต้อง เปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว นำมาออกเป็นประกาศกระทรวง
3.6 มาตรา 19 กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่ที่มีปริมาณพื้นที่จำนวนมากต้องออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
3.7 มาตรา 21 เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของอาคารเป็นการจัดการพลังงาน
3.8 มาตรา 23 - กำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้งาน
- กำหนดให้ผู้ผลิต จำหน่าย แสดงค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน
- กำหนดแนวทางในการนำข้อมูลมาตรฐานที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวง เพื่อให้คณะกรรมการ สมอ. พิจารณาและดำเนินการออกประกาศ หรือพระราชกฤษฎีกาตามกฎหมายของ สมอ.
3.9 มาตรา 24 วรรคสอง กำหนดให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้เก็บรักษาเงินแทนกระทรวงการคลัง
3.10 มาตรา 27 วรรคหนึ่ง เพิ่มให้รัฐมนตรีกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการในคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
3.11 มาตรา 34 กำหนดแนวทางในการมอบอำนาจหน้าที่ให้คณะอนุกรรมการฯ ปฏิบัติงาน
3.12 มาตรา 38 ปรับเปลี่ยนขั้นตอนในการดำเนินการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในกรณีล่าช้าและ ส่งเงินไม่ครบ โดยกำหนดมาตรการปรับเงินเพิ่มก่อนการส่งดำเนินคดี
3.13 มาตรา 42 วรรคหนึ่ง, มาตรา 46 วรรคหนึ่งและวรรคสอง ปรับแก้มาตราให้สอดคล้องกัน (เปลี่ยนจากมาตรา 19 เป็นมาตรา 21)
3.14 มาตรา 47 เพิ่มข้อ (3) เพื่อมอบหมายหน้าที่ให้พนักงานเจ้าหน้าที่ตรวจสอบรับรองการ จัดการพลังงาน
3.15 มาตรา 48 วรรคสองและวรรคสาม
- มอบหมายให้บุคคล/นิติบุคคลเป็นผู้ตรวจสอบพลังงานตามมาตรา 47 (3)
- กำหนดคุณสมบัติและเงื่อนไขการปฏิบัติงานของบุคคล/นิติบุคคลในการตรวจสอบพลังงาน
3.16 มาตรา 55 ปรับเปลี่ยนบทกำหนดโทษในการกำกับติดตามโรงงานควบคุมและอาคาร ควบคุม
3.17 มาตรา 11 มาตรา 12, มาตรา 14 ถึงมาตรา 16 และมาตรา 22 เนื่องจากได้มีการกำหนดให้ใช้วิธีการจัดการพลังงาน ซึ่งครอบคลุมกิจกรรมตามมาตราดังกล่าวแล้ว
3.18 มาตรา 56 ถึง 57 ได้มีการรวมลักษณะการกระทำความผิดไว้ในมาตรา 55 แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 2 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบ เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรให้มีการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป
2. ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ได้มีคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 4/2549 ลงวันที่ 15 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ตลอดจนกำหนดกระบวนการและดำเนินการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และประชาชน
3. กพช. ในการประชุมครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 110) เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 ได้รับทราบความคืบหน้าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และมีข้อสังเกตเกี่ยวกับองค์ประกอบของคณะกรรมการสรรหาและการเวนคืนอสังหาริม ทรัพย์โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ พลังงานนำข้อสังเกตดังกล่าวไปพิจารณาปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติฯ ให้มีความสมบูรณ์ต่อไป
4. คณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ได้ดำเนินการยกร่าง พระราชบัญญัติดังกล่าวแล้วเสร็จ และได้ดำเนินการเผยแพร่ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ในเว็บไซต์ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 และจัดการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาครวม 4 ครั้ง ณ จังหวัดสุราษฎร์ธานี กรุงเทพมหานคร จังหวัดขอนแก่น และจังหวัดเชียงใหม่ โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนา จำนวนทั้งสิ้น 1,001 คน ทั้งนี้ได้เปิดโอกาสให้ผู้สนใจแสดงความคิดเห็นส่งความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ หรือทางจดหมายจนถึงวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2550
5. สรุปหลักการและองค์ประกอบของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... มีหลักการ ดังนี้ (1) เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ (2)แยกบทบาทหน้าที่การกำหนดนโยบาย การกำกับดูแล และการประกอบกิจการพลังงาน ออกจากกัน (3)ปรับปรุงขั้นตอนการขออนุญาตซึ่งต้องขออนุญาตตามกฎหมายอื่น ให้เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อความรวดเร็วและขจัดปัญหาความยุ่งยากแก่ผู้ประกอบกิจการพลังงาน (4) กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการออกใบอนุญาตให้ครอบคลุมเรื่องการแข่งขันและ ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ ตลอดจนกำหนดมาตรฐานในการประกอบกิจการพลังงานและมาตรฐานคุณภาพบริการ (5) ให้การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน และผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน (6) ให้มี "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อใช้อุดหนุนค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่อยู่ห่างไกล และเพื่อกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค (7) ให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขตเพื่อประโยชน์ในการคุ้ม ครองผู้ใช้พลังงาน และผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน
5.2 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ประกอบด้วย 9 หมวด และบทเฉพาะกาล ดังนี้ หมวด 1 บททั่วไป หมวด 2 องค์กรกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 3 การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 4 การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน หมวด 5 การใช้อสังหาริมทรัพย์ หมวด 6 การพิจารณาข้อพิพาทและการอุทธรณ์ หมวด 7 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 8 การบังคับทางปกครอง หมวด 9 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล
6. หลังจากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นฯ คณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานได้นำข้อสังเกตของ กพช. และข้อคิดเห็นที่ได้จากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นฯ และที่ผ่านเว็บไซต์ รวมทั้งจดหมาย มาพิจารณาปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ พลังงาน พ.ศ. .... ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น โดยมีประเด็นสำคัญที่มีการพิจารณาปรับปรุงแก้ไข ได้แก่ หลักการและเหตุผล อำนาจหน้าที่ของรัฐมนตรี องค์ประกอบของคณะกรรมการสรรหา การถอดถอนคณะกรรมการ การรับค่าธรรมเนียมใบอนุญาต การตราพระราชกฤษฎีกากำหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน กองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการใช้อสังหาริมทรัพย์
ทั้งนี้ ได้จัดทำบันทึกวิเคราะห์สรุปกฎหมายเพื่อประกอบการพิจารณาตามรูปแบบการนำเสนอ ร่างกฎหมายใหม่ ประกอบด้วย (1) เหตุผลและความจำเป็นในการเสนอขอให้มีกฎหมายใหม่ (2) ความเกี่ยวข้องกับการใช้กฎหมายของส่วนราชการต่างๆ ที่เป็นผู้รักษาการตามกฎหมายอื่น (3)ข้อมูลและความเห็นของส่วนราชการหรือบุคคลอื่นที่เกี่ยวข้อง (4) การพิจารณาถึงการเพิ่มขึ้นหรือลดลงของขั้นตอนในการปฏิบัติตามร่างกฎหมายที่ เสนอ (5) ประเด็นความเห็นที่แตกต่างกันของส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง และ (6) เอกสารประกอบการพิจารณาร่างกฎหมาย ได้แก่ ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และสรุปสาระสำคัญของร่างกฎหมาย
7. อย่างไรก็ตาม ได้มีความเห็นเพิ่มเติมต่อร่างกฎหมายดังกล่าว โดยประธานสหภาพแรงงาน รัฐวิสาหกิจการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (นายศิริชัย ไม้งาม) ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) เพื่อขอให้ยกเลิกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และกระทรวงพลังงานได้พิจารณาเหตุผลและข้อเสนอของสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจการ ไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยซึ่งขอยกเลิกร่างพระราชบัญญัติดังกล่าวแล้ว มีความเห็นว่าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ได้คำนึงถึงข้อกังวลของสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ ไทยและผลประโยชน์ของประชาชนและประเทศชาติอย่างรอบคอบแล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้นำข้อสังเกตดังต่อไปนี้ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ประกอบการพิจารณาตรวจร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ต่อไป
1.การประกอบกิจการพลังงานในปัจจุบันยังไม่มีการกำกับดูแลที่ชัดเจนเหมาะสม โดยที่กิจการพลังงานบางประเภทเป็นกิจการผูกขาด มีผู้ประกอบการทำหน้าที่เป็นผู้กำกับดูแลด้วย อีกทั้งยังมีผู้ประกอบการเอกชนหลายราย จึงจำเป็นต้องมีการแยกการกำกับดูแล การกำหนดนโยบาย และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกัน เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีความชัดเจน โปร่งใส ดังนั้น การดำเนินการเพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... มีผลบังคับใช้ได้ โดยเร็ว จึงเป็นสิ่งจำเป็นที่ต้องดำเนินการ โดยไม่ต้องรอรัฐธรรมนูญฉบับใหม่
2.เพื่อให้มีความชัดเจนในการจัดสรรการใช้เงิน "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เห็นควรเพิ่มเติมข้อความในมาตรา 8 (10) ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเสนอนโยบายในการจัดสรรเงินกองทุนต่อคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ด้วย
3.การรอนสิทธิ์เกี่ยวข้องกับสิทธิขั้นพื้นฐานในทรัพย์สินของชาวไทย โดยในการประกอบกิจการของภาคเอกชนจะต้องดำเนินการจัดการทรัพย์สิน โดยทำความตกลงซื้อหรือเช่า เพื่อประกอบกิจการเอง หากไม่มีความจำเป็นรัฐไม่ควรเข้าไปยุ่งเกี่ยวกับการลงทุน หากมีความจำเป็นต้องให้การช่วยเหลือให้ดำเนินการเท่าที่จำเป็น
เรื่องที่ 3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (กุมภาพันธ์ 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในเดือนมกราคม 2550 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 55.33และ 57.51 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มจากเดือนมกราคม 3.50 และ 3.42 เหรียญสหรัฐต่อ บาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวโรงกลั่น Mckee บริษัท Valero ใน Texas ต้องหยุดดำเนินการหลังเกิด
เหตุเพลิงไหม้เมื่อสุดสัปดาห์ที่ผ่านมา และข่าวอิหร่านออกมาปฏิเสธข้อตกลงในการระงับการทดลองเสริมสมรรถนะแร่ ยูเรเนียม และจะยังคงดำเนินการทดลองต่อไป ตลอดจนจากข่าว The Huston Ship Channel ยังคงปิดดำเนินการตั้งแต่วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2550 เนื่องจากหมอกลงจัด ซึ่งส่งผลให้เรือขนส่งน้ำมันจำนวน 35 ลำ ไม่สามารถสูบถ่ายน้ำมันได้
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ในเดือนกุมภาพันธ์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 65.67 และ 64.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 4.07 และ 4.32 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับจากข่าวมีการนำน้ำมันเบนซิน ปริมาณ 400,000 ตัน จากญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ไปขายในแถบตะวันตก และข่าว Taiwan's Formosa จะลดการส่งออกน้ำมันเบนซินเดือนมีนาคม 2550 ลงมาอยู่ที่ระดับ 60,000 ตัน เนื่องจากโรงกลั่นจะปิดซ่อมบำรุง ส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 70.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 4.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และจากข่าวศรีลังกาออกประมูลซื้อน้ำมันดีเซล ส่งมอบเดือนมีนาคม 2550 ปริมาณ 400,000 ตัน และตลาดคาดว่า Arbitrage ไปยังตะวันตกอาจเปิดหลังเกิดเหตุท่อขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปบริษัท TEPPCO รั่ว
3. ราคาขายปลีก ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง และปรับราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 1 ครั้ง และลดลง 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 25.99, 25.19 และ 22.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนมีนาคม 2550
จากการคาดการณ์ราคาน้ำมันในช่วงเดือนมีนาคม 2550 ซึ่งคาดว่าราคาน้ำมันมีแนวโน้ม ปรับตัวเพิ่มขึ้นโดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ใน ระดับ 55 - 60 และ 58 - 63 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 68 - 75 และ 65 - 70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความตึงเครียดระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิหร่านกรณีโครงการนิวเคลียร์ และปัญหาการก่อการร้ายในสามเหลี่ยมไนเจอร์ของไนจีเรียที่อาจส่งผลกระทบต่อ การส่งออกของไนจีเรีย รวมทั้งประเทศต่างๆ จะเริ่มสั่งซื้อน้ำมัน เพื่อสำรองเพื่อเตรียมไว้ใช้สำหรับฤดูกาลท่องเที่ยว (Driving season) นอกจากนี้จากราคา Naphtha ที่ปรับตัวสูงขึ้นทำให้โรงกลั่นต่างๆ ในเอเซียหันไปผลิต Naphtha มากขึ้น ประกอบกับโรงกลั่นต่างๆ จะเริ่มปิดเพื่อซ่อมบำรุงประจำปีในช่วงต้นเดือนมีนาคม
5. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ปรับตัวลดลง 21 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 526 เหรียญสหรัฐ/ตัน เนื่องจากอุปทานในภูมิภาคมีจำนวนมากด้วยความต้องการซื้อจากแถบตะวันตกลดลง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.6865 บาท/กิโลกรัม และอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.6166 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 412.68 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 3.6029 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 90.54 ล้านบาท/เดือน สำหรับแนวโน้มราคาก๊าซ LPG คาดว่าในช่วงเดือนมีนาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 495 - 525 เหรียญสหรัฐ/ตัน จากฤดูหนาว ใกล้สิ้นสุดลง ประมาณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.6317 - 11.6847 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.5618 - 1.6148 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 398.01 - 412.20 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.0736 - 3.5858 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 77.24 - 90.11 ล้านบาท/เดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 35.9169 บาท/เหรียญสหรัฐดอลลาร์
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2550 มีเงินสดสุทธิ 6,526 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 40,728 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 11,333 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,065 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,679 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 34,202 ล้านบาท โดยประมาณการรายได้สุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เดือนมกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 3,923 ล้านบาท ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะมีเงินสะสมเพียงพอที่จะชำระหนี้ ได้หมดประมาณเดือนมกราคม 2551 แต่ทั้งนี้หนี้ของพันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท จะต้องไถ่ถอนในเดือนตุลาคม 2551
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ
รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม (นายปิยะบุตร ชลวิจารณ์) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมพิจารณาดังนี้
1. เนื่องจากปัญหาการขยายตัวของกิจกรรมโครงการต่างๆ ทั้งในด้านอุตสาหกรรมและพลังงานในการนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง ได้ก่อให้เกิดมลพิษทางอากาศ อันได้แก่ NO2 , SO2, และ VOC ซึ่งส่งผลกระทบต่อคุณภาพชีวิตและความเป็นอยู่ของประชาชนในพื้นที่ อย่างไรก็ตาม ในช่วงที่ผ่านมารัฐได้ดำเนินการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวมาอย่างต่อเนื่อง โดยได้มีการจัดทำแผนลดการปล่อย มลพิษสำหรับโรงงานต่างๆ ประมาณ 200 โรงงาน และได้ดูแลชุมชนต่างๆ ภายในนิคมฯ มาบตาพุด ตลอดจนได้จัดตั้งกองทุนๆละ 10 ล้านบาท เพื่อดูแลประชาชนผู้ได้รับผลกระทบภายในจังหวัดระยอง นอกจากนี้ กรมโรงงานอุตสาหกรรมได้รับการสนับสนุนจาก Deutsche Gesellschaft Fur Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH เพื่อศึกษาหาแนวทางการจัดการปัญหาสิ่งแวดล้อมโดยใช้หลักการทางเศรษฐศาสตร์ใน การบริหารจัดการมลพิษ ปัจจุบันกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ระหว่างการวางแผนเพื่อหาแนวทางการจัดการมลพิษ และช่วยเหลือประชาชนในพื้นที่ดังกล่าว ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อไป
2. กระทรวงอุตสาหกรรมได้หารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และเห็นว่าเพื่อให้มีการแก้ไขปัญหาดังกล่าวในระยะยาว ทั้งในพื้นที่การนิคมอุตฯ มาบตาพุด และพื้นที่อื่นๆ จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาจัดเก็บเงินค่าการปล่อยมลพิษ โดยใช้กรณีพื้นที่จังหวัดระยองเป็นกรณีศึกษา ซึ่งเงินที่จะจัดเก็บจะพิจารณานำเข้ากองทุนเพื่อบริหารจัดการสุขภาพอนามัย ประชาชนในพื้นที่ที่ได้รับผลกระทบ โดยประเด็นที่เสนอขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณามีดังนี้
2.1 จัดตั้งคณะทำงานศึกษาการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ โดยองค์ประกอบคณะทำงานประกอบด้วยผู้แทนจาก กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงการคลัง สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สถาบันสิ่งแวดล้อมไทย สถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกล้าธนบุรี และกระทรวงอุตสาหกรรม (กรมโรงงานอุตสาหกรรม และการนิคม อุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย) โดยให้กระทรวงอุตสาหกรรมเป็นประธานและฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อศึกษาความเป็นไปได้ในเรื่องนี้ และนำไปสู่การปฏิบัติได้โดยเร็ว โดยประเด็นที่จะทำการศึกษาประกอบด้วย 1) ดำเนินการศึกษาแนวทางการออกกฎหมายรับรอง (ออกกฎหมายใหม่ หรือปรับปรุงพระราชบัญญัติ โรงงาน) 2) หาแนวทางและวิธีการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ 3) หาอัตราการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ 4) ประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
2.2 ให้ใช้แนวทางการจัดเก็บ Emission Charge ที่กรมโรงงานอุตสาหกรรม ได้ศึกษาไว้แล้วเป็นแนวทาง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามข้อเสนอของรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ในข้อ 2.1 และ 2.2
เรื่องที่ 5 การจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานนิวเคลียร์
ประธานฯ ได้เสนอที่ประชุมว่า เนื่องจากการใช้พลังงานนิวเคลียร์เป็นทางเลือกหนึ่งในการผลิตไฟฟ้า และต้องใช้ระยะเวลาในการเตรียมการเป็นเวลานานมากกว่า 10 ปี ประกอบกับเพื่อเป็นการส่งเสริมนโยบายของรัฐบาลในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงใน การผลิตไฟฟ้า จึงเห็นควรให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทำการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานนิวเคลียร์ ซึ่งรวมถึงการจัดหาสถานที่ตั้งที่เหมาะสม การเตรียมการในด้านกฎหมาย การจัดเตรียมบุคลากร การสร้างความรู้ความเข้าใจกับประชาชน ตลอดจนประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ ได้เสนอชื่อ ดร. กอปร กฤตยากีรณ ซึ่งเป็นผู้ทรงคุณวุฒิเป็นประธานกรรมการ ทั้งนี้ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีรับไป พิจารณาดำเนินการร่วมกันต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีรับไป ดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 110 - วันศุกร์ที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 110)
วันศุกร์ที่ 2 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2.ความคืบหน้าในการดำเนินงานการลงทุนด้านต่างประเทศของ ปตท.สผ.
3.ความคืบหน้าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
4.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2549
5.รายงานผลการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
6.ผลการดำเนินงานในการแก้ไขกฎระเบียบต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง และการให้สัมปทานปิโตรเลียมของกระทรวงพลังงาน
7.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม 2550)
8.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน 2535 โดยมีเจตนารมย์ที่จะส่งเสริมในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารเป็นสำคัญ ซึ่งได้ใช้บังคับ เป็นเวลานาน ทำให้บทบัญญัติบางประการไม่สอดคล้องและเหมาะสมกับสภาพการณ์ปัจจุบัน จึงมีความ จำเป็นต้องปรับปรุงกฎหมายให้มีความเหมาะสม ครอบคลุมกิจกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ในทุกภาคส่วน และปรับเปลี่ยนเค้าโครงในการดำเนินการไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายต่อผู้ที่ ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ตลอดจนสามารถนำไปประกาศใช้ได้อย่างรวดเร็วและสามารถปฏิบัติได้ทันเวลา ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2550 คณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ที่ปรับปรุงแก้ไขใหม่
2. เหตุผลและความจำเป็นในการแก้ไขพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 1) เพื่อให้สามารถกำกับการใช้พลังงานและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้ครอบคลุม ทุกภาคส่วน ที่มีการใช้พลังงาน รวมทั้งการใช้มาตรการการจัดการพลังงาน และเพิ่มกลไกการส่งเสริมและกำกับดูแลด้านประสิทธิภาพของการผลิต การจำหน่าย ยานพาหนะ เครื่องจักร วัสดุ อุปกรณ์ และตรวจสอบการใช้พลังงานในกิจกรรมภายใต้บังคับของกฎหมายฉบับนี้ให้มี ประสิทธิภาพยิ่งขึ้น 2) เพื่อให้ครอบคลุมการอนุรักษ์พลังงานในภาคส่วนคมนาคมขนส่ง ที่อยู่อาศัย และภาคเกษตรกรรม จึงควรมีการกำหนดค่าประสิทธิภาพของการผลิต การจำหน่ายยานพาหนะ เครื่องจักร วัสดุ อุปกรณ์ และการเพิ่มกระบวนการมอบหมายให้บุคคลภายนอกเป็น ผู้ตรวจสอบพลังงานแทนเจ้าหน้าที่
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นเพื่อแก้ไขเพิ่มเติมกฎหมายฉบับนี้แล้ว เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2550 โดยมีการระดมความคิดเห็นจากผู้ที่เกี่ยวข้อง (Stakeholders) ทั้งที่เป็นผู้ประกอบการ ที่ปรึกษา สมาคมการค้า กลุ่มอุตสาหกรรม และหน่วยงานภาครัฐ จำนวนรวม 50 ราย
3. สรุปสาระสำคัญของการแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ประกอบด้วย
3.1 แก้ไขบทนิยามของคำว่า "น้ำมันเชื้อเพลิง" และเพิ่มเติมบทนิยามของคำว่า "ยานพาหนะ" และคำว่า "การขนส่ง"
3.2 มาตรา 4 (3) เป็นการตัดเลขที่มาตราที่ยกเลิกออก และมาตรา 4 (8) เป็นการขยายอำนาจของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการส่งเสริมเรื่องยาน พาหนะ
3.3 มาตรา 6 วรรคสองและวรรคสาม กำหนดให้ รมว. พน. มีอำนาจกำหนดกิจกรรมที่ต้องกำกับและอยู่ในข่ายการส่งเสริมฯ และกำหนดให้อำนาจ รมว. พน. ออกเป็นประกาศกระทรวง
3.4 มาตรา 9 เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของโรงงานเป็นการจัดการ พลังงาน โดยยกเลิกหลักเกณฑ์ วิธีการแต่งตั้ง และหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานของโรงงานในกฎหมายหลักมากำหนดเป็นกฎ กระทรวง และในรายละเอียดของกฎกระทรวงที่เป็นเรื่องเทคนิค วิชาการ หรือที่ต้องเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว นำมาออกเป็นประกาศกระทรวง
3.5 มาตรา 19 กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่ที่มีปริมาณพื้นที่จำนวนมากต้องออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
3.6 มาตรา 21 เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของอาคารเป็นการจัดการพลังงาน
3.7 มาตรา 23 เพิ่มการสนับสนุนด้านพาหนะ และการขนส่ง โดยกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงาน กำหนดให้ผู้ผลิต จำหน่ายแสดงค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ในการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดแนวทางในการนำมาตรฐานที่กำหนดไว้ไปประกาศเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรม
3.8 มาตรา 24 วรรคสอง กำหนดให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้เก็บรักษาเงินแทนกระทรวงการคลัง
3.9 มาตรา 27 วรรคหนึ่ง เพิ่มให้รัฐมนตรีกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการในคณะกรรมการ กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
3.10 มาตรา 28 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจบริหารจัดการเงินกองทุนฯ
3.11 มาตรา 34 และมาตรา 34/1 กำหนดแนวทางในการมอบอำนาจหน้าที่ให้คณะอนุกรรมการฯ ปฏิบัติงาน
3.12 มาตรา 38 ปรับเปลี่ยนขั้นตอนในการดำเนินการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในกรณีล่าช้าและ ส่งเงินไม่ครบ โดยกำหนดมาตรการปรับเงินเพิ่มก่อนการส่งดำเนินคดี
3.13 มาตรา 40 เพิ่มขอบเขตการสนับสนุนสำหรับผู้ผลิต ผู้จำหน่ายยานพาหนะ
3.14 มาตรา 42 วรรคหนึ่ง , มาตรา 46 วรรคหนึ่งและวรรคสอง ปรับแก้มาตรการให้สอดคล้องกัน (เปลี่ยนจากมาตรา 19 เป็นมาตรา 21)
3.15 มาตรา 47 มอบหมายหน้าที่ให้พนักงานเจ้าหน้าที่ตรวจสอบรับรองการจัดการพลังงาน
3.16 หมวด 7/1 (โดยเพิ่มมาตรา 49/1-3) เป็นการเพิ่มโครงสร้างองค์กรที่ทำงานด้านตรวจสอบพลังงาน
3.17 มาตรา 51/1 เพิ่มสิทธิในการอุทธรณ์ของผู้ตรวจสอบพลังงาน
3.18 มาตรา 55 ปรับเปลี่ยนบทกำหนดโทษในการกำกับติดตามโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม
3.19 มาตรา 59/1 กำหนดให้มีบทกำหนดโทษสำหรับผู้ตรวจสอบพลังงาน
3.20 ยกเลิกมาตรา 11 ถึงมาตรา 16 และมาตรา 22 เนื่องจากได้มีการกำหนดให้ใช้วิธีการ จัดการพลังงาน ซึ่งครอบคลุมกิจกรรมตามมาตราดังกล่าวแล้ว
3.21 ยกเลิกมาตรา 56 ถึง 57 ได้มีการรวมลักษณะการกระทำความผิดไว้ในมาตรา 55 แล้ว
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแก้ไขร่างพระราชบัญญัติการส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ตามข้อสังเกตของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ แล้วให้นำเสนอในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 ความคืบหน้าในการดำเนินงานการลงทุนด้านต่างประเทศของ ปตท.สผ.
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2549 ปตท.สผ. ได้แปลงสัมปทานการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น 6 แปลงบนบก และ 3 แปลงในทะเล จากในประเทศไทย อินโดนีเซีย โอมาน และอียิปต์ โดยมีรายได้สุทธิ 28,047 ล้านบาท และผลตอบแทนจากการลงทุน (Return on Average Capital Employ : ROACE) ร้อยละ 31 ซึ่งเพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมา เนื่องจากจำนวนหนี้สินลดลงและมีปริมาณการขายประมาณ 169,348 บาร์เรลต่อวัน ณ ที่ระดับ 36.52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล (เป็นราคาเฉลี่ยทั้งก๊าซและน้ำมัน) โดยร้อยละ 80 ได้จากก๊าซฯ และมีปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วอยู่ประมาณ 923 ล้านบาร์เรล และมีการลงทุนรวม 35,158 ล้านบาท
2. ปตท.สผ. ได้เริ่มต้นดำเนินงานมาจากการเป็นบริษัทร่วมทุนกับบริษัท ไทยเชลล์ฯ และได้เริ่มดำเนินการด้วยตนเองที่แหล่งก๊าซบงกชในอ่าวไทย และต่อมาเริ่มเข้าไปลงทุนในต่างประเทศ โดยได้ลงทุนในต่างประเทศไปแล้วทั้งหมด 9 ประเทศ ส่วนใหญ่เป็นย่านเอเชีย และแอฟริกาโดยเฉพาะประเทศแอลจีเรีย และอียิปต์ รวมทั้งที่อิหร่านใน Middle East ซึ่งเป็นแปลงสัมปทานบนบก กับที่โอมานบล็อคหมายเลข 58 กับบล็อคหมายเลข 44 โดยที่บล็อคหมายเลข 44 ได้เริ่มผลิตก๊าซฯ และคอนเดนเสทแล้วได้ประมาณ 40 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 3,400 บาร์เรลต่อวัน ตามลำดับ
3. ปัจจุบัน ปตท.สผ. มีโครงการอยู่ทั้งหมด 35 โครงการ แบ่งตามภูมิภาคเป็นโครงการในประเทศไทย 17 โครงการ และต่างประเทศ 18 โครงการ อย่างไรก็ตาม หากแบ่งตามระยะขั้นตอนการสำรวจและผลิตมี 21 โครงการที่อยู่ในขั้นตอนการสำรวจ และ 2 โครงการอยู่ระหว่างการพัฒนา ส่วนที่เหลืออีก 12 โครงการอยู่ระหว่างการผลิตและเตรียมผลิต ทั้งนี้ โอกาสที่จะเพิ่มปริมาณสำรองหรือเพิ่มกำลังการผลิตเพื่อนำรายได้จากต่าง ประเทศเข้าประเทศอยู่ในระดับสูงมาก นอกจากนี้จะได้จากเวียดนามในทะเลซึ่งจะเป็นแหล่งน้ำมัน 2 แปลง สามารถผลิตได้แปลงละประมาณ 2 หมื่นบาร์เรล รวมทั้งที่ประเทศแอลจีเรียเป็นแหล่งน้ำมันบนบก 2 แปลง จะเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ประมาณกลางปี 2551
4. สำหรับโครงการที่ถูกพัฒนาและผลิตที่สำคัญในปัจจุบัน ได้แก่ โครงการบงกช เป็นแหล่งก๊าซฯ ในทะเล โดย ปตท.สผ. ถือหุ้นอยู่ ร้อยละ 44.44 สามารถผลิตได้ในไตรมาสที่ 3 ของปีนี้ ประมาณ 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และแหล่งน้ำมันดิบที่แหล่งสิริกิติ์ที่จังหวัดพิษณุโลกซึ่งจะผลิตได้ในไตร มาสที่ 4 ประมาณ 2 หมื่นบาร์เรลต่อวัน นอกจากนี้ยังได้ร่วมทุนกับบริษัท เชฟรอนฯ ในทะเล เป็นการผลิตน้ำมัน ในต่างประเทศและได้เริ่มผลิตแล้ว โดยน้ำมันทั้งหมดที่ผลิตได้จะถูกส่งกลับมาขายให้กับ ปตท. ในไทย สำหรับแหล่งอาทิตย์จะสามารถผลิตได้ในประมาณไตรมาสที่ 1 ปี 2551 ส่วนแหล่งร่วมทุนระหว่างไทยกับมาเลเซียจะผลิตได้ประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2552
5. ส่วนโครงการสำรวจที่สำคัญของ ปตท.สผ. ได้แก่ ประเทศพม่ามีทั้งหมด 5 บล็อคที่ ปตท.สผ. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100 ได้แก่ บล็อค M3, M4, M7, M9 และ M11 ปัจจุบันมุ่งพัฒนาในแหล่ง M9 มากที่สุด เนื่องจากมีศักยภาพสูง เจาะไปแล้ว 2 หลุมและประสบความสำเร็จ ขณะนี้ได้เตรียมเจาะหลุมที่สาม และหากสามารถเจาะหลุมที่สามได้สำเร็จจะเริ่มเจรจากับพม่าเพื่อขอให้ส่งก๊าซฯ มาขายให้ไทย และอาจต้องขอความร่วมมือจากภาครัฐ
6. ปัจจุบัน ปตท.สผ. มีปริมาณการขายปิโตรเลียมประมาณ 170,000 บาร์เรลต่อวัน จากในประเทศ และคาดว่าจะมีปริมาณการขายเข้ามาจากแหล่งโอมานในปีหน้า ทั้งนี้ ปตท. สผ. ยังคงต้องมองแหล่งอื่นๆ เช่น เวียดนาม ขณะที่ปริมาณสำรองที่มีอยู่เพื่อใช้ในการผลิตจะเป็นแหล่งสำรองจากต่างประเทศ ประมาณ ร้อยละ 29 และในประเทศประมาณร้อยละ 71 โดยคาดว่าใน 3 ปีข้างหน้า หากแหล่งสำรวจต่างๆ กลายเป็นแหล่งที่พัฒนาเพิ่มผลผลิต จะทำให้ปริมาณการสำรองพลังงานของประเทศเพิ่มสูงมากขึ้น
7. สำหรับแผนการพัฒนาการลงทุนในต่างประเทศของ ปตท. สผ. ใน 5 ปีข้างหน้า ได้เลือกลงทุนจากปัจจัยต่างๆ ได้แก่ ประเทศที่เป็นแหล่งน้ำมันใหญ่ของโลก ความเสี่ยงทางด้านธรณีวิทยา สถานการณ์ทางการเมือง สภาพภูมิประเทศ คู่แข่ง และเงื่อนไขการให้สัมปทาน เป็นต้น โดยคาดว่าประเทศที่น่าจะเข้าไปลงทุน ได้แก่ รัสเซีย ตะวันออกกลาง และแอฟริกา และในภูมิภาคเอเชีย ได้แก่ พม่า และเวียดนาม โดยที่ ปตท.สผ. ได้ลงทุนจำนวนมากในประเทศพม่า ซึ่งมีแปลงของ ปตท.สผ. 5 แปลงสัมปทาน และร่วมลงทุน กับบริษัท โทแทล กับบริษัท เชฟรอน 2 แปลงสัมปทาน ผลิตได้ประมาณวันละ 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน โดยนำเข้ามาไทยทางบ้านอีต่อง ขณะเดียวกันได้มีการลงทุนร่วมกับรัฐบาลมาเลเซีย นอกจากนั้นมีแหล่งก๊าซฯ ในทะเลของบังคลาเทศใกล้กับพม่า และในกัมพูชาที่แหล่งบีนอกชายฝั่งของกัมพูชา
8. ปตท.สผ. ได้มีการทำบันทึกข้อตกลงที่จะร่วมทุนเพื่อจะผลิตและขายก๊าซฯ แล้ว ในแหล่งก๊าซฯ ในทะเลของบังคลาเทศ รวมทั้งในตะวันออกกลาง ปตท.สผ. ได้มีการลงทุนใน 2 ประเทศ คือ โอมาน อิหร่าน และบาร์เรนซึ่งอยู่ระหว่างเจรจา นอกจากนี้ยังมีอีกหลายประเทศในทวีปต่างๆ ที่เป็นแหล่งปิโตรเลียมของโลก ปตท. สผ. ได้เข้าหารือเพื่อการลงทุน แต่ทั้งนี้ ปตท.สผ. ได้คำนึงถึงความสัมพันธ์ระหว่างประเทศและเลือกประเทศที่มีบริษัทเป็น Partner กับ ปตท.สผ. อยู่แล้ว เช่น โทแทล เชฟรอน และ ปิโตรนัส หรือที่จีนไปลงทุนอยู่ รวมทั้งระยะห่างระหว่างประเทศเพื่อการนำก๊าซธรรมชาติเข้ามาใช้ได้ในรัศมีการ วางท่อประมาณ 2,000 กิโลเมตร ซึ่งจะมีจุดคุ้มทุน และสามารถแข่งขันกับ LNG ได้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความคืบหน้าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรให้มีการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาว ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2549 ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน โดยมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งจากภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และเอกชน ตลอดจนนักวิชาการและผู้ทรงคุณวุฒิ เป็นอนุกรรมการ เพื่อดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนกำหนดกระบวนการและดำเนินการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และประชาชนจากการออกพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
2. สนพ. ได้ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยได้นำบทบัญญัติจากร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ที่ได้ยกร่างไว้เมื่อปี 2548 และได้ผ่านการพิจารณาเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการและคณะกรรมการยกร่างพระราช บัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า และคณะกรรมการพัฒนากฎหมายระดับกรมและระดับกระทรวงแล้วนำมาปรับปรุง รวมทั้งได้พิจารณานำบทบัญญัติบางมาตราของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. .... ของสภาที่ปรึกษาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ มาปรับปรุงเพิ่มเติม และได้นำเสนอคณะอนุกรรมการยกร่างฯ พิจารณาตั้งแต่วันที่ 6 ธันวาคม 2549 จนถึงวันที่ 18 มกราคม 2550 โดยคณะอนุกรรมการยกร่างฯ ได้มีการประชุมทั้งสิ้น 6 ครั้ง ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 หลักการและสาระสำคัญของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... คือ 1) เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยไม่ก้าวล่วง กิจการปิโตรเลียมซึ่งมีกฎหมายอื่นกำกับดูแลอยู่แล้ว 2) แยกบทบาทหน้าที่การกำกับดูแลและการกำหนดนโยบายออกจากกัน โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้กำหนดนโยบาย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการพลังงาน 3) กกพ. แต่งตั้งโดยคณะรัฐมนตรี เนื่องจากต้องปฏิบัติงานภายใต้นโยบายรัฐ แต่เพื่อให้มีการตรวจสอบโดยฝ่ายนิติบัญญัติ จึงกำหนดให้วุฒิสภามีอำนาจถอดถอนได้ 4) ปรับปรุงขั้นตอนการขออนุญาตซึ่งต้องขออนุญาตตามกฎหมายอื่น ให้เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เมื่อพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานมีผลใช้บังคับ 5) กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการออกใบอนุญาตให้ครอบคลุมเรื่องการแข่งขันและ ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ ตลอดจนกำหนดมาตรฐานในการประกอบกิจการพลังงานและมาตรฐานคุณภาพบริการ 6) ให้มี "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อใช้อุดหนุนค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่อยู่ห่างไกล และเพื่อกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค และ 7) ให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขตเพื่อประโยชน์ในการคุ้ม ครองผู้ใช้พลังงาน
2.2 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ประกอบด้วย 9 หมวด และบทเฉพาะกาล ดังนี้ หมวด 1 บททั่วไป หมวด 2 องค์กรกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 3 การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 4 การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน หมวด 5 การใช้อสังหาริมทรัพย์ หมวด 6 การพิจารณาข้อพิพาทและการอุทธรณ์ หมวด 7 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 8 การบังคับทางปกครอง หมวด 9 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล
2.3 สาระสำคัญของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ได้มีการ ปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมตามข้อสรุปจากการประชุมของคณะอนุกรรมการยกร่างฯ แล้วในเบื้องต้น และเมื่อคณะอนุกรรมการยกร่างฯ ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... แล้วเสร็จ จะจัดให้มีการสัมมนารับฟังความเห็นร่างพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าวก่อนนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตุจากที่ประชุมไปใช้ประกอบการปรับปรุง แก้ไขร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ให้มีความสมบูรณ์ครบถ้วนต่อไป
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอ รมว. พน. เพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้นำเสนอรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2549 ซึ่งสาระสำคัญผลการดำเนินงานของกองทุนฯ สรุปได้ดังนี้
2.1 รมว. พน. ได้พิจารณาเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547-2549 เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 ภายใต้กรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท ปีละ 10 ล้านบาท โดยแบ่งออกตามหมวดรายจ่ายต่างๆ เป็น 6 รายการ ได้แก่ 1) การค้นคว้าวิจัยและการศึกษา 2) การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ 3) เงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม 4) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม ฯลฯ 5) การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และ 6) ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน
2.2 ตามข้อ 10 ของระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม โดยฉบับที่ 2 พ.ศ. 2546 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจหน้าที่ปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนการใช้จ่ายเงินได้ตามความจำเป็น และเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติปรับปรุงแผนการใช้จ่ายเงินตามหมวดรายจ่ายต่าง ๆ ของปีงบประมาณ 2549 ให้เหมาะสมเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2549 ดังนี้
(หน่วย : บาท)
หมวดรายจ่าย | แผนการใช้จ่ายเงิน ปีงบประมาณ 2549 | |
ก่อนปรับปรุง | ปรับปรุงใหม่ | |
1. การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 0 | 0 |
2. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ | 0 | 0 |
3. เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 6,000,000 | 5,157,000 |
4. การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา | 2,000,000 | 4,543,000 |
5. การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 1,700,000 | 0 |
6. ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 300,000 | 300,000 |
รวม | 10,000,000 | 10,000,000 |
2.3 ในปี 2549 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ ให้กับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง 5 หน่วยงาน ได้แก่ 1) สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานในหมวดเงินทุนศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 550,000 บาท และหมวดการเดินทางศึกษาดูงาน จำนวน 4,543,000 บาท 2) สนพ. ในหมวดเงินทุนศึกษาฯ จำนวน 550,000 บาท และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวน 300,000 3) กรมธุรกิจพลังงาน 4) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนฯ และ 5) กรมบัญชีกลาง ในหมวดเงินทุนการศึกษาฯ จำนวน 1,150,000 บาท, 2,550,000 บาท และ 268,100 บาท ตามลำดับ รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 9,911,100 บาท
2.4 สรุปคณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2549ในหมวดต่างๆ รวมเป็นเงิน 9,911,100.00 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 5,840,102.13 บาท คงเหลือผูกพันไป ปี 2550 เป็นจำนวนเงิน 1,373,900.00 บาท โดยเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม และ ณ วันที่ 30 กันยายน 2549 ฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์ 413,381,908.49 บาท โดยมีงบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2549 มีรายได้สูงกว่า ค่าใช้จ่ายสุทธิ 10,172,615.33 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง และคณะอนุกรรมการติดตามผลการส่งเสริมการใช้ NGV ในภาคขนส่ง ได้เร่งดำเนินนโยบายส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง โดยผลการดำเนินงานในช่วงที่ผ่านมา ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 มีจำนวนรถ NGV ทั้งหมด 26,985 คัน แบ่งเป็นรถเบนซินและรถดีเซลที่ดัดแปลงเป็น NGV จำนวน 23,496 และ 2,618 คัน ตามลำดับ และรถ NGV จำนวน 413 คัน และสถานีบริการ NGV จำนวน 104 สถานี ตั้งอยู่ในกรุงเทพมหานครและปริมณฑล 73 สถานี และต่างจังหวัด 31 สถานี โดยมีบริษัทรับติดตั้งอุปกรณ์ NGV จำนวน 121 บริษัท
2. สำหรับโครงการสนับสนุนการใช้ NGV ที่ได้ดำเนินการแล้วเสร็จ และอยู่ระหว่างดำเนินการ ประกอบด้วย 8 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการนำร่องรถดีเซลใหญ่ใช้ NGV โดยได้ติดตั้งแล้วเสร็จ 176 คัน และจะขยายผลการติดตั้งเป็น 1,244 คัน ซึ่งได้รับเงินสนับสนุนจากกองทุนอนุรักษ์ฯ จำนวน 40 ล้านบาท 2) โครงการส่งเสริมการใช้ NGV ในรถยนต์ราชการ เพื่อติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ราชการทั้งหมด จำนวน 1,209 คัน (ณ 30 กันยายน 2549) ใน 21 หน่วยงาน ค่าใช้จ่ายในการติดตั้งทั้งหมดจำนวน 66,091,653 บาท 3) โครงการดัดแปลงรถแท็กซี่ LPG และแท็กซี่เบนซินเป็นรถ NGV ได้ติดตั้งไปแล้วเสร็จจำนวน 2,807 คัน (รถแท็กซี่ LPG 1,261 คัน และรถเบนซิน 1,606 คัน) 4) โครงการ NGV เพื่อคุณ สำหรับรถเก๋ง รถตู้ รถกระบะ ปตท. ช่วยเหลือค่าติดตั้งอุปกรณ์ NGV 10,000 บาท/คัน ติดตั้งแล้วเสร็จ 10,529 คัน 5) โครงการรถโดยสาร ขสมก. ใช้ NGV ขสมก. อยู่ระหว่างจัดหารถโดยสารใหม่ใช้ NGV 2,000 คัน และรถโดยสารเก่าได้รับการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากเงินกองทุนฯ จำนวน 2,000 ล้านบาท 6) โครงการเงินทุน หมุนเวียน 7,000 ล้านบาท เป็นค่าใช้จ่ายในการดัดแปลงเครื่องยนต์เป็น NGV ปัจจุบันได้อนุมัติสินเชื่อแล้ว ทั้งหมด 242 ล้านบาท อยู่ระหว่างพิจารณาอนุมัติ 632 ล้านบาท 7) โครงการรณรงค์และประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง โดย สนพ.ได้ดำเนินโครงการระหว่างเดือนมิถุนายน 2549 - มกราคม 2550 และ 8) โครงการเสริมสร้างความรู้ความเข้าใจในการใช้ก๊าซNGV ในรถยนต์ โดยกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อส่งเสริมการเป็นผู้ตรวจสอบความปลอดภัยในการดัดแปลงเครื่องยนต์ NGV ระยะเวลาดำเนินการ 6 เดือน สิ้นสุดเดือนธันวาคม 2549
3. มาตรการสำคัญด้านภาษีและการส่งเสริมการลงทุนเพื่อส่งเสริมนโยบายการใช้ NGV ที่ได้ดำเนินการแล้ว ประกอบด้วย การยกเว้นอากรนำเข้าถังบรรจุก๊าซธรรมชาติและอุปกรณ์ควบคุมการใช้ก๊าซ ธรรมชาติในรถยนต์ (Conversion Kits) เครื่องยนต์ NGV ตามประกาศกระทรวงการคลัง และลดอัตราภาษีสรรพสามิตให้รถยนต์นั่งหรือรถยนต์โดยสารที่มีที่นั่งไม่เกิน 10 คน ที่ติดตั้งอุปกรณ์ NGV จากโรงงานผลิตรถยนต์โดยตรง จากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 20 รวมทั้งยกเว้นภาษีสรรพสามิตสำหรับรถยนต์ที่ติดตั้งระบบ NGV - Retrofit เท่ากับค่าใช้จ่ายจริงในการติดตั้งชุดอุปกรณ์ NGV ตลอดจน การได้รับสิทธิพิเศษจาก BOI ในการส่งเสริมกิจการลงทุนที่เกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
4. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ได้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2548 เพื่อร่วมกันส่งเสริม สนับสนุน และผลักดันนโยบายการใช้ NGV ในภาคขนส่ง และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 กระทรวงพลังงานได้ร่วมหารือกับกระทรวงคมนาคม เพื่อร่วมกันเร่งผลักดันมาตรการต่างๆ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2550 ประกอบด้วยมาตรการปรับเปลี่ยนรถโดยสารของ ขสมก./บขส. เป็นรถ NGV โครงการสามล้อเอื้ออาทร การผลักดันให้รถบรรทุกสินค้าใช้ NGV การออกกฎหมายบังคับให้รถแท็กซี่ที่จดทะเบียนใหม่ใช้ก๊าซ NGV และการแก้ไขกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง
5. จากการดำเนินงานที่ผ่านมาได้เกิดปัญหา อุปสรรค และข้อจำกัดในการขยายตลาด NGV ดังนี้ 1) การก่อสร้างสถานี NGV ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย 2) การขยายจำนวนผู้ใช้รถ NGV โดยผู้ใช้ไม่มั่นใจในมาตรฐานการติดตั้งและความปลอดภัย รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการติดตั้งและดัดแปลงเครื่องยนต์ยังและ อยู่ในระดับสูง และ 3) ความไม่ชัดเจนในการยกเลิกการชดเชยราคา LPG ความล่าช้าในการออกมาตรการกำหนดให้รถแท็กซี่ รถตุ๊กตุ๊ก จดทะเบียนใหม่เป็นรถ NGV การบังคับให้รถหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ ปรับเปลี่ยนเป็นรถ NGV และความล่าช้าในปรับเปลี่ยนรถโดยสารของ ขสมก. และ บขส. เป็นรถ NGV รวมทั้งปัญหาการกำหนดคุณภาพก๊าซ NGV
6. จากปัญหาอุปสรรคต่างๆ ที่เกิดขึ้น ปตท. จึงปรับเป้าหมายใหม่โดยมุ่งเน้นกลุ่มรถที่ใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิง เช่น รถโดยสารสาธารณะ รถบรรทุก/รถหัวลาก และปรับลดเป้าหมายการขยายรถยนต์ NGV ในปี 2554 จากเป้าหมายเดิม 500,000 คัน เป็น 256,600 คัน แบ่งเป็นจากกลุ่มรถเบนซิน 160,000 คัน กลุ่มรถดีเซล 96,600 คัน และในส่วนของสถานีบริการ NGV ในปี 2554 จะมีจำนวนสถานี NGV สะสม 535 สถานี โดยมีรายละเอียด ดังนี้
เป้าหมายการขยายจำนวนรถ ปี 2549 - 2554
(คัน)
จำนวนรถสะสม | 2549 | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 |
เบนซิน | ||||||
รถเก๋ง | 13,600 | 26,000 | 41,000 | 59,000 | 81,000 | 108,000 |
รถแท็กซี่ | 9,000 | 25,000 | 32,000 | 40,000 | 45,000 | 50,000 |
รถตุ๊กตุ๊ก | 290 | 1,000 | 1,700 | 2,000 | 2,000 | 2,000 |
รวมรถเบนซิน | 22,890 | 52,000 | 74,700 | 101,000 | 128,000 | 160,000 |
ดีเซล | ||||||
รถ ขสมก. | 40 | 1,500 | 3,000 | 4,000 | 4,000 | 4,000 |
รถร่วม ขสมก. | 200 | 1,200 | 2,000 | 3,000 | 4,000 | 4,000 |
รถตู้ ขสมก./ร่วม | 210 | 650 | 1,300 | 2,300 | 3,600 | 3,600 |
รถ บขส./ร่วม | 20 | 500 | 1,500 | 2,500 | 3,500 | 5,000 |
รถบรรทุก/หัวลาก | 780 | 3,000 | 14,000 | 35,000 | 60,000 | 75,000 |
รถกระบะ | 1,700 | 3,000 | 2,500 | 3,500 | 4,500 | 5,000 |
รวมรถดีเซล | 2,950 | 8,850 | 24,300 | 50,300 | 79,600 | 96,600 |
รวมทั้งหมด | 25,840 | 60,850 | 99,000 | 151,300 | 207,600 | 256,600 |
แผนขยายสถานีบริการ NGV ปี 2549 - 2554
(สถานี)
ภาค | 2549 | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 |
กทม. - ปริมณฑล | 24 | 181 | 212 | 253 | 277 | 285 |
ภาคกลาง | 10 | 56 | 85 | 100 | 115 | 140 |
ภาคเหนือ | 1 | 10 | 15 | 22 | 28 | 40 |
ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ | 5 | 15 | 25 | 35 | 40 | 50 |
ภาคใต้ | 5 | 8 | 13 | 15 | 20 | 20 |
จำนวนสถานีสะสม | 116 | 270 | 350 | 425 | 480 | 535 |
7. อย่างไรก็ตาม เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ จึงต้องมีมาตรการที่ควรดำเนินการ ดังนี้
(1) นำเสนอคณะรัฐมนตรีขอแก้ไขกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2549 เพื่อขอผ่อนผันให้สามารถเปิดสถานี NGV ในกรุงเทพฯ บนถนนที่มีเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร
(2) ขสมก. เร่งการจัดซื้อรถโดยสาร NGV ใหม่ พร้อมทั้งเร่งดัดแปลงรถโดยสารที่มีอยู่ปัจจุบันเป็นรถ NGV
(3) กระทรวงการคลังกำหนดมาตรการสนับสนุนโดยยกเว้นภาษีนำเข้ารถบรรทุก/รถโดยสาร CBU/CKD
(4) เร่งหาข้อสรุปเรื่องการกำหนดมาตรฐานคุณภาพก๊าซฯ เพื่อเป็นการกระตุ้นบริษัทผู้ผลิตรถยนต์ที่ใช้ NGV จากโรงงานให้เข้ามาทำตลาดรถยนต์ NGV
(5) ขยายสถานีบริการ NGV ไปตามเส้นทางขนส่งสายหลักรองรับรถบรรทุก/รถโดยสาร เพื่อกระตุ้นการเพิ่มขึ้นของรถ NGV
8. อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า นโยบายส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง กรมธุรกิจพลังงานได้ดำเนินการทั้งในส่วนของมาตรการกำกับดูแลและมาตรการส่ง เสริม โดยในส่วนของการกำกับดูแล ภายในปี 2550 กรมธุรกิจพลังงานจะออกประกาศจำนวน 12 ฉบับ กำหนดหลักเกณฑ์ มาตรฐาน การเก็บรักษา การจำหน่าย การขนส่ง การใช้ซึ่งจะครอบคลุมไปถึง LNG ที่จะมีการนำเข้าในอนาคต ในส่วนของการส่งเสริมกรมธุรกิจพลังงานได้ร่วมมือกับกรมการขนส่งทางบก กรมพัฒนาฝีมือแรงงาน มหาวิทยาลัย และวิทยาลัยอาชีวศึกษา จัดโครงการฝึกอบรมรับบุคลากรด้านการติดตั้ง บุคลากรด้านการตรวจสอบ และวิทยากรสอน ซึ่งปัจจุบันยังมีไม่เพียงพอเนื่องจาก NGV เป็นเรื่องใหม่ในประเทศไทย รวมทั้ง ได้ดำเนินมาตรการส่งเสริมความรู้แก่ผู้ใช้รถและประชาชนทั่วไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. ครั้งที่ 4/2549 (ครั้งที่ 107) ในเรื่องนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ซึ่งกำหนดให้มีการสำรวจและพัฒนาแหล่งพลังงานทั้งภายในประเทศและนอกประเทศ การส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด การกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานที่เหมาะสม และการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการปรับปรุง แก้ไขกฎกระทรวง ประกาศต่างๆ รวมทั้งการให้สัมปทานปิโตรเลียมที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน ในช่วงปี 2549 จนถึงปัจจุบันสามารถสรุปผลการดำเนินงานได้ดังนี้
2.1 กรมธุรกิจพลังงาน ได้ดำเนินการแก้ไขปรับปรุงกฎกระทรวง จำนวน 1 ฉบับ คือ กฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 และประกาศกระทรวงพลังงาน จำนวน 3 ฉบับ ที่เกี่ยวกับหลักเกณฑ์และวิธีการในการเก็บรักษาและมาตรฐานความปลอดภัยทาง ด้านก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งการกำหนดแบบและรายการบัญชีเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันที่จะนำเข้ามาใน อาณาจักรของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 นอกจากนี้ ได้ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 6 ฉบับ ที่เกี่ยวกับการกำหนดคุณลักษณะและคุณภาพน้ำมันชนิดต่างๆ รวมทั้ง อัตราสำรองน้ำมัน
2.2 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้ดำเนินการปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี จำนวน 2 ฉบับ ที่มีอยู่เดิมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน รวมทั้งได้ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จำนวน 1 ฉบับ เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และประกาศต่างๆ จำนวน 3 ฉบับ ที่เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ระบบ Cogenaration
2.3 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ได้มีการออกสัมปทานปิโตรเลียมตามประกาศเชิญชวน ครั้งที่ 19 จำนวน 4 ครั้ง รวม 20 แปลง แยกเป็นในอ่าวไทย 9 แปลง ในทะเลอันดามัน 3 แปลง และ บนบก 8 แปลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในเดือนมกราคม 2550 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 51.63 และ 54.14 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 7.06 และ 8.16 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก DTN Meteorlogix และ AccuWeather พยากรณ์อุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาจะยังคงอบอุ่นกว่าระดับปกติ และโอเปคยังไม่ลดกำลังการผลิตเพิ่มเติม และสหประชาชาติคาดว่าการขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกในปี 2550 จะชะลอตัวลงมาอยู่ที่ร้อยละ 3.2
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ในเดือนมกราคมเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.51 และ 60.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 6.66 และ 6.82 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและการลดปริมาณนำเข้าน้ำมันเบนซินของอินโดนีเซียในเดือน กุมภาพันธ์ลงมาอยู่ที่ระดับ 3.82 ล้านบาร์เรล ประกอบกับ International Enterprise Singapore (IES) รายงานปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปของสิงคโปร์เพิ่มขึ้น มาอยู่ที่ระดับ 8.60 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 65.91 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 3.85 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากจีนยังคงชะลอการเข้าซื้อในตลาดโดยลดปริมาณการนำเข้าลง ในเดือนมกราคม 2550 เนื่องจากความต้องการใช้ในประเทศที่ลดลง
3. ราคาขายปลีก ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 2 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 25.19, 24.39 และ 22.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมัน
จากการคาดการณ์ราคาน้ำมันในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ในระดับ 50 - 55 และ 53 - 58 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 60 - 65 และ 63 - 68 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากประธานกลุ่มโอเปคยืนยันว่า กลุ่มโอเปคจะยังคงข้อตกลงเดิมที่เมืองโดฮาจะลดกำลังการผลิตลง 500,000 บาร์เรล/วัน ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 และราคา น้ำมันดิบที่ 55 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็นราคาที่เหมาะสมสำหรับกลุ่มโอเปคแล้ว
5. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2550 ปรับตัวสูงขึ้น 61 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 547 เหรียญสหรัฐ/ตัน เนื่องจากความต้องการซื้อในภูมิภาคมีจำนวนมาก และอุปทานในแถบตะวันออกกลางมีความตึงตัว ประกอบกับอัตราค่าขนส่งปรับตัวเพิ่มขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.8089 บาท/กิโลกรัม และอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.7390 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 485.43 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้า กองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.9575 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 116.07 ล้านบาท/เดือน สำหรับแนวโน้มราคาก๊าซ LPG คาดว่าในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกจะอ่อนตัวลงเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 490 - 495 เหรียญสหรัฐ/ตัน
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 4,017 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 41,575 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 11,333 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,211 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,431 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 37,558 ล้านบาท โดยประมาณการรายได้สุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เดือนกุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 3,923 ล้านบาท ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะมีเงินสะสมเพียงพอที่จะชำระหนี้ ได้หมดประมาณเดือนธันวาคม 2550
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตและขายเข้าระบบสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบ อื่นๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551
2. ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน แยกตามประเภทเชื้อเพลิง มีรายละเอียดดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล1/ | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ 2/ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์3/ | 8.00 |
หมายเหตุ:
1/ ชีวมวล หมายถึง กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร หรือกากจากการผลิตผลิตภัณฑ์ทางการเกษตร เศษไม้ หรือไม้จากการปลูกป่าเป็นเชื้อเพลิง
2/ ขยะ หมายถึง ขยะชุมชนทุกเทคโนโลยี
3/ พลังงานแสงอาทิตย์ หมายความรวมถึงการนำพลังงานแสงอาทิตย์ไปใช้ในการผลิตน้ำร้อนเพื่อผลิตไฟฟ้า (Solar Thermal)
ทั้งนี้รายละเอียดสาระสำคัญการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) เป็นไปตามประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3. ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ
3.1 ยุทธศาสตร์ส่งเสริมพลังงานทดแทนกำหนดเป้าหมายในปี 2554 ให้มีการใช้ประโยชน์จากน้ำเสียโรงงานอุตสาหกรรมและมูลของเสียจากฟาร์มปศุ สัตว์มาผ่านกระบวนการบำบัดและผลิตเป็นก๊าซชีวภาพใช้เป็นพลังงานไฟฟ้า 30 เมกะวัตต์ ซึ่งจะสามารถทดแทนพลังงานเชิงพาณิชย์ได้ประมาณ 14 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นพลังงานในรูปความร้อนประมาณ 186 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
3.2 จากการศึกษาศักยภาพการผลิตก๊าซชีวภาพของประเทศไทย ในกรณีน้ำเสียจากโรงงานอุตสาหกรรมซึ่งมีสารอินทรีย์ในปริมาณสูง กล่าวคือ มีค่าปริมาณออกซิเจนทั้งหมดที่ต้องการใช้ เพื่อออกซิเดชันสารอินทรีย์ในน้ำ ให้เป็นคาร์บอนไดออกไซด์ (Chemical Oxygen Demand : COD) และปริมาณออกซิเจนที่แบคทีเรียใช้ในการย่อยสลายสารอินทรีย์ในเวลา 5 วัน ที่อุณหภูมิ 20 องศาเซลเซียส (ฺBiochemical Oxygen Demand: BOD) สูง จากการประเมินเบื้องต้นพบว่ามีศักยภาพในการผลิตก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียโรงงาน อุตสาหกรรม 7 ประเภท ได้แก่ โรงงานแป้งมันสำปะหลัง ปาล์มน้ำมัน สุราและเบียร์ เอทานอล ยาง อาหาร และกระดาษ ประมาณ 943 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี และศักยภาพจาก มูลสัตว์หรือน้ำเสียในฟาร์มปศุสัตว์ประมาณ 560 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี โดยฟาร์มที่มีศักยภาพมากที่สุดได้แก่ ฟาร์มสุกร สามารถผลิตก๊าซชีวภาพได้ประมาณ 70 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
3.3 การใช้ก๊าซชีวภาพเป็นพลังงานทดแทนจึงมีศักยภาพควรได้รับการส่งเสริมให้เป็น พลังงานทดแทน ประกอบกับปัจจุบันผู้ประกอบการและเจ้าของฟาร์ม ได้เล็งเห็นถึงความสำคัญและประโยชน์ในการลงทุน นำวิธีการบำบัดน้ำเสียแบบไร้อากาศมาใช้ผลิตก๊าซชีวภาพเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงในการผลิตไฟฟ้า หรือใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนน้ำมันเตาในโรงงาน ซึ่งช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานในโรงงาน ลดต้นทุนการผลิตช่วยบำบัดน้ำเสียเบื้องต้นและช่วยลดกลิ่นและแมลงวัน ซึ่งปัจจุบันโรงงานอุตสาหกรรมยังไม่มีความสนใจลงทุนผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ เนื่องจากมีค่าใช้จ่ายการลงทุนในระบบผลิตและเก็บก๊าซชีวภาพ และระบบผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ประมาณ 55-65 ล้านบาท สำหรับการผลิตไฟฟ้าขนาดกำลังการผลิต 1 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีของระบบบำบัดน้ำเสียและเครื่องกำเนิดไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานอีกประมาณ 5-6 ล้านบาทต่อปี ทำให้ระยะเวลาการคืนทุนการผลิตไฟฟ้าเมื่อคิดจากอัตราค่าไฟฟ้าฐานนานถึง 15 ปี หากจะให้การลงทุนมีระยะเวลาคืนทุนที่จูงใจภาคเอกชนที่ประมาณ 5-6 ปี จะต้องได้รับการสนับสนุนราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีกประมาณ 0.30-0.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
3.4 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอว่าเพื่อเป็นการใช้ทรัพยากรธรรมชาติภายในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ และเกิดประโยชน์สูงสุด และช่วยลดผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม เนื่องจากน้ำเสียหรือของเสียจากโรงงานอุตสาหกรรม หรือฟาร์มปศุสัตว์ จึงควรให้การสนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง โดยให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวัน เริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้การสนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก VSPP ที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง เท่ากับ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD)
2.มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศเพิ่มเติม เพื่อให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP ที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงต่อไป
กพช. ครั้งที่ 109 - วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2549 (ครั้งที่ 109)
วันอังคารที่ 26 ธันวาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1. การแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
2. การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542
3. การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
4. การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียมพ.ศ. 2514
5. การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 จำนวน 5 ฉบับ
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration
8. มาตรการประหยัดพลังงานของส่วนราชการ
9. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ปี 2549
10. สถานการณ์พลังงานในปี 2549 และแนวโน้มปี 2550
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐบาลที่มีนายอานันท์ ปันยารชุน เป็นนายกรัฐมนตรี ได้ออกพระราชบัญญัติคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 เพื่อใช้ในการกำหนดนโยบายและบริหารจัดการด้านพลังงานของประเทศ โดยมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2535 ซึ่งสาระสำคัญของพระราชบัญญัติฯ ประกอบด้วย การกำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทำหน้าที่พิจารณาเสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี รวมทั้งกำกับดูแลประสานงาน และประเมินผลการปฏิบัติงานด้านพลังงานของหน่วยงานต่างๆ โดยมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ (สพช.) หรือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)ในปัจจุบัน เป็นหน่วยงานระดับกรมขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของ กพช.
2. จากผลการปฏิรูประบบราชการในปี 2545 ตามพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ตุลาคม 2545 ทำให้มีการจัดตั้งกระทรวงพลังงานขึ้น และได้มีการแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในปี 2545 เพียงบางส่วนเท่าที่จำเป็น คือ (1) แก้ไขชื่อหน่วยงาน 2 หน่วยงาน คือ จาก สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ เป็น สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ จาก กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน เป็น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (2) แก้ไขชื่อหัวหน้าส่วนราชการ 2 หน่วยงาน คือ จาก เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็น ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ จาก อธิบดีกรมพัฒนาและ ส่งเสริมพลังงาน เป็น อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ (3) เปลี่ยนแปลงกรรมการใน กพช. จาก รัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและ การพลังงาน เป็น รัฐมนตรีว่ากระทรวงพลังงาน
3. ในการแก้ไขเพิ่มเติมดังกล่าว ได้ส่งผลให้องค์ประกอบของ กพช. ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน เนื่องจากปลัดกระทรวงพลังงาน ยังไม่มีชื่อปรากฎเป็นกรรมการของ กพช. และยังคงมีข้อความที่ ระบุว่า ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี แต่ในทางปฏิบัติขึ้นตรงต่อปลัดกระทรวงพลังงาน ตลอดจนการกำหนดนโยบายพัฒนาด้านพลังงานจะเกี่ยวโยงกับการพัฒนาทรัพยากรธรรมชาติและการดูแลรักษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และต้องพึ่งพาเทคโนโลยีและนวัตกรรมใหม่ๆ ซึ่งจะต้องเกี่ยวข้องกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ และ กระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ แต่ รมว.กระทรวง ทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และรมว.กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีไม่ได้เป็นกรรมการของ กพช.
4. เพื่อให้ พ.ร.บ. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มีความสมบูรณ์ยิ่งขึ้น และมีองค์ประกอบของ กพช. ที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ดังนี้
4.1 แก้ไขเพิ่มเติมองค์ประกอบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในมาตรา 5 ได้แก่ (1) เปลี่ยนแปลงกรรมการ จาก ปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม เป็น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และ(2) เพิ่มเติม รมว. กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีเป็นกรรมการ กพช. และ(3) เปลี่ยนแปลงกรรมการจาก อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็น ปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อการประสานนโยบาย และนำนโยบายไปปฏิบัติ
แก้ไขปรับปรุงข้อความในมาตรา 13 คือ (1) มาตรา 13 วรรคแรก ตัดคำว่า “ขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี” ออก เนื่องจากปัจจุบัน สนพ. ไม่ได้เป็นหน่วยงานที่ขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี และเพิ่มข้อความท้ายวรรคแรก “โดยมีรองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นผู้ช่วยสั่งและปฏิบัติราชการ” และ (2) ตัดข้อความในมาตรา 13 วรรคสอง และวรรคสามออก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีกฎหมายหลักในการกำกับ ดูแล จำนวน 4 ฉบับ ได้แก่ (1) พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 (2) พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (3) ประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ว่าด้วยการบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว และ (4) ประกาศกระทรวงพลังงาน ออกตาม พ.ร.บ. วัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 เรื่อง เกี่ยวกับหลักเกณฑ์สถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV)
2. พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 ซึ่งมีสาระสำคัญในการกำกับ ดูแล หลักเกณฑ์ มาตรฐานความปลอดภัย เฉพาะผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงที่เป็นของเหลว ได้มาจากปิโตรเลียม แต่ไม่รวมถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซธรรมชาติ และเชื้อเพลิงอื่น ๆ เช่น เอทานอล ไบโอดีเซล จึงไม่มีหลักเกณฑ์ มาตรฐานด้านความปลอดภัยในการเก็บรักษาผลิตภัณฑ์ดังกล่าว แต่ผลิตภัณฑ์ดังกล่าวถูกนำมาเป็น น้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะเอทานอล ได้นำมาเก็บรวมไว้กับน้ำมันเชื้อเพลิงอื่นๆ ตามกฎหมาย จึงเป็นปัญหาในการกำกับ ดูแล ด้านความปลอดภัย ซึ่งปัจจุบัน ธพ. นำหลักเกณฑ์ของการเก็บรักษาน้ำมันเบนซินมาใช้เป็นหลักเกณฑ์ในการดูแล แต่ไม่สามารถพิจารณาอนุญาตหรือไม่อนุญาตได้ นอกจากนี้ พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันฯ 2542 มีข้อกำหนดเกี่ยวกับท่อขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งอาจมีบางส่วนก้าวล้ำเข้าไปในท่อน้ำมันเชื้อเพลิง ท่อก๊าซ ที่อยู่ในความดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ซึ่งเป็นผู้ให้สัมปทานแก่ผู้รับสัมปทานตาม พ.ร.บ. ปิโตรเลียม ดังนั้น ในร่าง พ.ร.บ. ฉบับใหม่ จึงกำหนดข้อยกเว้นไว้ ส่วนด้านมาตรฐานความปลอดภัยในการเก็บรักษา การขนส่ง ยังคงให้ปฏิบัติตามกฎหมายนี้
3. กรมธุรกิจพลังงานได้ดำเนินการยกร่าง พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันฯ โดยได้ผ่านการพิจารณาของคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎกระทรวงที่ประกอบด้วยส่วนราชการต่างๆ เช่น สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา กรมโรงงานอุตสาหกรรม สถาบันปิโตรเลียมและบริษัทผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และผ่านการพิจารณาของผู้มีส่วนเกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการพิจารณากฎหมายของกระทรวงพลังงาน
4. สรุปสาระสำคัญ ร่างพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
4.1 มาตรา 3 ให้ยกเลิกประกาศของคณะปฏิวัติฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2514
4.2 มาตรา 4 ปรับปรุงนิยามคำว่า น้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า ก๊าซปิโตรเลียมเหลว น้ำมันเบนซิน น้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องบิน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา น้ำมันหล่อลื่น และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่น ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ หรือ สิ่งอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นวัตถุดิบในการกลั่นหรือผลิตเพื่อให้ได้มาซึ่งผลิตภัณฑ์ดังกล่าวข้างต้น และ หมายความรวมถึงสิ่งอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่นตามที่รัฐมนตรีกำหนดให้เป็น น้ำมันเชื้อเพลิง โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา (เป็นนิยามเช่นเดียวกันกับพระราชบัญญัติการค้ำน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543)
4.3 มาตรา 5 เพิ่มเติมประเภทของการประกอบกิจการ บริเวณที่กำหนดไว้ในใบอนุญาตและตัดข้อยกเว้นสถานที่ในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตของโรงกลั่นหรือผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ในคำนิยาม คลังน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้การกำกับ ดูแล ระบบความปลอดภัย เป็นไปอย่างต่อเนื่อง ตั้งแต่การนำไปใช้ในกระบวนการผลิต การเก็บรักษา การขนส่ง การใช้ การจำหน่าย การแบ่งบรรจุ โดยเฉพาะเรื่องเกี่ยวกับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ซึ่งเป็นก๊าซที่มีความดันสูงและไวไฟมาก (เดิมมีการกำกับ ดูแลแล้วตาม ปว 28)
4.4 มาตรา 6 พระราชบัญญัตินี้ไม่บังคับใช้กับการประกอบกิจการปิโตรเลียมตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม ยกเว้น ความปลอดภัยของการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง และการขนส่งโดยเฉพาะขนส่งทางบก ยังคงต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ในพระราชบัญญัติ นี้
4.5 มาตรา 7 กำหนดให้มีการกำหนดรายละเอียดที่เป็นด้านเทคนิคหรือเป็นเรื่องที่ต้อง เปลี่ยนแปลงรวดเร็วตามสภาพสังคม ให้รัฐมนตรีสามารถออกเป็นประกาศได้
4.6 มาตรา 8 ตัดรายชื่อกรรมการบางท่านออก คือ อธิบดีกรมทะเบียนการค้าและการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยออก และเพิ่มกรรมการ คือ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร และอธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง เพื่อให้สอดคล้องกับภารกิจและการมีส่วนเกี่ยวข้องตามข้อเท็จจริงพร้อมทั้งเพิ่มคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของคณะกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ เพื่อความชัดเจน
4.7 มาตรา 9 เป็นการแก้ไขมาตรา 17 โดยตัดข้อยกเว้นการมีน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตในโรงงานอุตสาหกรรม ไม่ต้องแจ้งต่อพนักงานเจ้าหน้าที่หรือไม่ต้องขออนุญาตออก เพื่อให้เป็นอำนาจของรัฐมนตรี ในการกำหนดประเภทของกิจการ ต้องแจ้งหรือขออนุญาตตามความจำเป็นและจะทำให้รัฐมีข้อมูลครบถ้วนของปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิง สถานที่เก็บ สถานที่ใช้ สำหรับการดูแล ตรวจตราด้านความปลอดภัย
4.8 มาตรา 10 คำขอและการอนุญาตตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2514 และพระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 ที่กรมธุรกิจพลังงานรับผิดชอบให้ถือเป็นคำขอตามพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง
4.9 มาตรา 11 กฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ คำสั่ง ข้อบังคับ หรือเงื่อนไขที่ออกตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2514 ให้ใช้ได้ต่อไปจนกว่าจะมีกฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ คำสั่ง ข้อบังคับ หรือเงื่อนไขออกมาแทน
4.10 มาตรา 12 กฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ คำสั่ง หรือเงื่อนไขที่ออกตามพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 ที่มีอยู่ก่อนไม่ใช้บังคับการประกอบกิจการก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ
4.11 มาตรา 10, 11, 12 เป็นบทเฉพาะกาลเพื่อไม่ให้กระทบกับการประกอบกิจการที่ดำเนินการตามกฎหมายเดิมจนกว่าจะมีการออกกฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ ข้อบังคับตามกฎหมายนี้มาใช้แทน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เป็นบทบัญญัติที่ใช้ในการกำกับดูแลการค้า การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกำหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อคุ้มครองผู้บริโภคให้ได้ใช้น้ำมันที่มีคุณภาพเหมาะสมกับเครื่องยนต์
2. ปัจจุบันบทบัญญัติใน พ.ร.บ. ดังกล่าว มีบางประการไม่เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจ และเป็นปัญหาในการบังคับใช้กฎหมายให้มีประสิทธิภาพ ดังนี้
(1) การให้อำนาจรัฐมนตรีกำหนดเงื่อนไขในการดำเนินการค้าเฉพาะผู้ได้รับใบอนุญาตใหม่เป็นการเฉพาะรายเท่านั้น ซึ่งหากกำหนดเงื่อนไขแต่ละรายแตกต่างกัน อาจก่อให้เกิดการได้เปรียบเสียเปรียบในการดำเนินการค้า (มาตรา 8)
(2) กฎหมายได้ให้อำนาจอธิบดีไว้อย่างกว้างในการกำหนดชนิดและอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง โดยไม่ได้ให้อำนาจในการกำหนดหลักเกณฑ์ และวิธีการคำนวณปริมาณสำรอง ซึ่งทำให้เกิดปัญหาในทางปฏิบัติในกรณีผู้ค้าน้ำมันไม่เห็นด้วยกับวิธีการคำนวณของเจ้าหน้าที่ (มาตรา 20)
(3) การกำหนดให้เจ้าหน้าที่ต้องจัดเก็บตัวอย่างจากปั๊มน้ำมันเพื่อตรวจสอบอย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง ทำให้เจ้าหน้าที่ต้องตรวจสอบปั๊มที่มีความเสี่ยงสูงกับความเสี่ยงต่ำเท่ากัน (มาตรา 31 วรรคท้าย)
(4) ไม่มีบทกำหนดให้เพิกถอนใบอนุญาตที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ได้รับใบอนุญาต ที่ ไม่ได้เริ่มทำการค้าหรือผู้ที่หยุดทำการค้าติดต่อกันหลายปีโดยไม่ขอยกเลิกการเป็นผู้ค้า ทำให้จำนวนผู้ค้า น้ำมันที่ได้รับใบอนุญาตกับผู้ค้าจริงไม่สอดคล้องกัน (มาตรา 34)
(5) บทกำหนดโทษเปรียบเทียบปรับกับมูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำการค้า และผลประโยชน์ที่ได้รับเป็นปัญหาในทางปฏิบัติ และในการดำเนินคดี (มาตรา 35 และ มาตรา 38)
(6) ในการกำหนดบทสันนิษฐานว่าผู้ครอบครองน้ำมันเชื้อเพลิงที่คุณภาพไม่เป็นไปตามที่กำหนดตั้งแต่ 200 ลิตรขึ้นไปถือว่าเป็นผู้กระทำการปลอมปนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งในทางปฏิบัติไม่สามารถ ลงโทษผู้กระทำผิดได้เนื่องจากไม่มีหลักฐานที่จะพิสูจน์ว่าเป็นการปลอมปนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 50)
3. กรมธุรกิจพลังงานได้ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ขึ้น ซึ่งได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการพิจารณากฎหมายของกระทรวงพลังงาน และได้มีการรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้องแล้ว
4. สรุปสาระสำคัญของพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) แก้ไขมาตรา 8 วรรค 2 เป็น “ในกรณีที่มีเหตุจำเป็นเพื่อประโยชน์แห่งความมั่นคงของประเทศ การป้องกันและแก้ไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกำหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐมนตรีจะแก้ไขเปลี่ยนแปลง หรือเพิ่มเติมเงื่อนไขที่กำหนดไว้แล้ว และในกรณีที่จำเป็นเพื่อประโยชน์ดังกล่าวข้างต้น รัฐมนตรีจะออกประกาศกำหนดให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตามมาตรา 7ปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าใดๆตามที่เห็นสมควรก็ได้ “
(2) เพิ่มวรรค 2 ของมาตรา 20 เป็น “ การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงและวิธีการคำนวณปริมาณสำรองให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ วิธีการที่อธิบดีประกาศกำหนด”
(3) ยกเลิกวรรคท้ายของมาตรา 31 ที่กำหนดว่าการเก็บตัวอย่างน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 และผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 มาเพื่อตรวจสอบตาม (2) ให้พนักงานเจ้าหน้าที่มีหน้าที่ดำเนินการอย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง
(4) แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 34 วรรค 1 อนุ 2 และ 3 ดังนี้
“ (2) ไม่เริ่มทำการค้าภายใน 2 ปีนับแต่วันที่ได้รับใบอนุญาต
(3) หยุดทำการค้าติดต่อกันเกินกว่า 3 ปี “
(5) แก้ไขบทกำหนดโทษตาม มาตรา 35 และมาตรา 38 โดยตัดบทกำหนดโทษ “ปรับไม่เกินกว่ามูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำการค้าและผลประโยชน์อื่นที่บุคคลนั้นได้รับ แล้วแต่ว่าจำนวนใดจะ สูงกว่ากัน”
(6) แก้ไขมาตรา 50 วรรคหนึ่ง เป็น “ผู้ใดมีไว้ในครอบครองซึ่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีลักษณะหรือคุณภาพแตกต่างจากที่อธิบดีประกาศกำหนดหรือให้ความเห็นชอบตามมาตรา 25 วรรคหนึ่ง มีปริมาณตั้งแต่สองร้อยลิตรขึ้นไป ให้ถือว่าผู้นั้นเป็นผู้จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีลักษณะหรือ คุณภาพแตกต่างจากที่อธิบดีประกาศกำหนดหรือให้ความเห็นชอบตามมาตรา 25 วรรคหนึ่ง ต้องระวางโทษจำคุกไม่เกินหนึ่งปีหรือปรับไม่เกินหนึ่งแสนบาท หรือทั้งจำทั้งปรับ เว้นแต่จะปรากฏว่า
(1) มีน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวไว้ในครอบครองเพื่อใช้ในกระบวนการผลิตหรือใช้ในกิจการของตน”
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 4 การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียมพ.ศ. 2514
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2548 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้ยกร่างขอแก้ไขปรับปรุงกฎหมายหลัก คือ พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 โดยได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 และได้รับอนุมัติในหลักการจากคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ต่อมาได้ส่งกฎหมายที่ปรับปรุงคือร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 เพื่อส่งให้สภานิติบัญญัติแห่งชาติพิจารณาต่อไป ขณะนี้อยู่ในระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
2. ในปี 2549 ชธ. ได้จัดทำแผนพัฒนากฎหมาย ปี 2549 ขึ้น โดยรวบรวมกฎหมายลำดับรอง หรือบทบัญญัติที่ออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งมีจำนวน 27 ฉบับ เป็นกฎกระทรวง 20 ฉบับ และประกาศกรม 7 ฉบับ (มีกฎกระทรวงที่ยกเลิกแล้ว 3 ฉบับ คือฉบับที่ 2,8,10) เพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับสถานการณ์การลงทุน และเทคโนโลยีในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งนี้ได้กำหนดแก้ไขปรับปรุงกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 จำนวน 8 ฉบับ ได้แก่ 1) ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 16 (พ.ศ. 2532) ว่าด้วยคำขอสัมปทานปิโตรเลียม และข้อกำหนดเกี่ยวกับการเสนอข้อผูกพันด้านปริมาณเงิน ปริมาณงาน ในการสำรวจปิโตรเลียม และการเสนอผลประโยชน์พิเศษ 2) ฉบับที่ 4 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 17 (พ.ศ. 2532 ) ว่าด้วยแบบสัมปทานปิโตรเลียม 3) ฉบับที่ 5 (พ.ศ.2514) และฉบับที่ 12 (พ.ศ.2524) ว่าด้วยการกำหนด หลักเกณฑ์และวิธีการ สำรวจ ผลิตและอนุรักษ์ปิโตรเลียม และ 4) ฉบับที่ 6 (พ.ศ.2514) และฉบับที่ 11 (พ.ศ.2524) ว่าด้วยการกำหนดเขตปลอดภัย และเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ ในการสำรวจ และผลิตปิโตรเลียม
3. ชธ. ได้นำกฎกระทรวงทั้ง 8 ฉบับ ที่มีความเกี่ยวข้องหรือเป็นเรื่องเดียวกันมารวมไว้ด้วยกัน เพื่อให้สะดวก เข้าใจง่าย โดยได้ดำเนินการยกร่างและจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวงใหม่ 4 ฉบับคือ 1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขในการขอสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. .... 2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดแบบสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. …. 3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสำรวจ ผลิต และอนุรักษ์ปิโตรเลียม พ.ศ. …. และ 4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเขตปลอดภัยและเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม พ.ศ. ….
4. ต่อมา ชธ. ได้นำร่างกฎกระทรวงทั้ง 4 ฉบับ เสนอคณะกรรมการพัฒนากฎหมายของกรมและกระทรวง และนำส่งสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2549 ซึ่งสำนักเลขาธิการคณะ รัฐมนตรีได้ส่งเรื่องดังกล่าวคืนมาเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2549 เพื่อพิจารณาทบทวนอีกครั้งหนึ่ง เนื่องจากได้มีพระบรมราชโองการโปรดเกล้าฯแต่งตั้งนายกรัฐมนตรีคนใหม่ คณะกรรมการแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 จึงเห็นควรให้นำร่างกฎกระทรวงดังกล่าวเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณา และนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาอนุมัติในหลักการแล้วจึงนำส่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาต่อไป
5. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 ที่แก้ไขปรับปรุงและยกร่างใหม่ จำนวน 4 ฉบับ
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขในการขอสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. …. เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ กฎกระทรวงฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 16(พ.ศ.2532) ว่าด้วยคำขอสัมปทานปิโตรเลียม และข้อกำหนดเกี่ยวกับการเสนอข้อผูกพันด้านปริมาณเงิน ปริมาณงาน ในการสำรวจปิโตรเลียม และการเสนอผลประโยชน์พิเศษเข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) แก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับคุณสมบัติ หลักฐานและโครงการประกอบคำขอสัมปทานของผู้ขอสัมปทานให้สอดคล้องกับข้อกำหนดของกฎหมายและวิธีปฏิบัติในการยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม 2) แก้ไขแบบคำขอสัมปทานให้ครอบคลุมกรณีผู้ยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมประกอบด้วยบริษัทมากกว่าหนึ่งราย และ 3) แก้ไขแบบคำขอสัมปทานปิโตรเลียมให้สอดคล้องกับปัจจุบันที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้กำหนดขอบเขตแปลงสำรวจที่เปิดให้ยื่นขอสัมปทาน
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดแบบสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. …. เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ ฉบับที่ 4 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 17 (พ.ศ. 2532) ว่าด้วยแบบสัมปทานปิโตรเลียมเข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) แก้ไขปรับปรุงแบบสัมปทานให้เหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลง รวมทั้งเปลี่ยนแปลงคำศัพท์บางคำให้ถูกต้องเหมาะสม เช่น คำว่าภาษีการค้าเป็นภาษีมูลค่าเพิ่ม ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2534 และประมวลรัษฎากรที่ได้ยกเลิกระบบภาษีการค้า 2) เพิ่มบทบัญญัติให้ผู้รับสัมปทานต้องพิจารณาจัดซื้อและจัดหาบริการก่อสร้างแท่นประกอบการผลิตปิโตรเลียมในทะเลจากผู้ประกอบการภายในประเทศเป็นอันดับแรก เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตอุปกรณ์และการบริการที่เกี่ยวกับกิจการปิโตรเลียมภายในประเทศ และลดการนำเข้าจากต่างประเทศ 3) แก้ไขเปลี่ยนแปลงข้อกำหนดเกี่ยวกับการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ จากเดิมที่ใช้ข้อบังคับของศาลยุติธรรมระหว่างประเทศ (International Court of Justice) เป็นข้อบังคับอนุญาโตตุลาการของคณะกรรมาธิการว่าด้วยกฎหมาย การค้าระหว่างประเทศแห่งสหประชาชาติ (UNCITRAL) เนื่องจากปัจจุบันศาลยุติธรรมระหว่างประเทศไม่รับพิจารณากรณีข้อพิพาททางการพาณิชย์ระหว่างประเทศ และข้อบังคับอนุญาโตตุลาการของคณะกรรมาธิการว่าด้วยกฎหมายการค้าระหว่างประเทศแห่งสหประชาชาติเป็นวิธีการที่ได้นำมาใช้อย่างแพร่หลาย รวมทั้งเป็นกฎหมายการระงับข้อพิพาทแม่แบบ (Model Law) ที่ได้นำมาใช้เป็นหลักในการพัฒนาระบบอนุญาโตตุลาการในประเทศไทยให้ทัดเทียมกับอารยะประเทศ ตามที่ได้บัญญัติไว้ในหมายเหตุประกอบการประกาศใช้พระราชบัญญัติอนุญาโตตุลาการ พ.ศ. 2545 และ 4) แก้ไขข้อกำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องรื้อถอนทรัพย์สินที่ใช้ประโยชน์มิได้ เมื่อสิ้นระยะเวลาผลิตปิโตรเลียม หรือสิ้นระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมที่ได้รับการต่อ หรือเมื่อผู้รับสัมปทานคืนพื้นที่ผลิตทั้งแปลงให้เป็นไปตามแผนการรื้อถอนที่ได้รับความเห็นชอบจากอธิบดี เพื่อให้สอดคล้องกับร่างกฎหมายใหม่ซึ่งเพิ่มมาตรา 80/1 กำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องยื่นแผนการรื้อถอนต่ออธิบดี
5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสำรวจ ผลิต และอนุรักษ์ปิโตรเลียม พ.ศ. .... เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ ฉบับที่ 5 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 12 (พ.ศ. 2524) ว่าด้วยการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสำรวจ ผลิตและอนุรักษ์ปิโตรเลียม ซึ่งได้ใช้บังคับ มาเป็นระยะเวลานาน ไม่เหมาะสมกับสภาวการณ์และความจำเป็นด้านการสำรวจ ผลิต และอนุรักษ์ปิโตรเลียม และการรักษา สิ่งแวดล้อมในปัจจุบัน เข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) แก้ไขข้อกำหนดที่ใช้บังคับอยู่ให้สอดคล้องกับวิธีการสำรวจและผลิตในปัจจุบัน 2) เพิ่มเติมรายการ ในข้อกำหนดที่ผู้รับสัมปทานจะต้องแจ้งแก่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการกำกับดูแล 3) เพิ่มเติมบทบัญญัติเรื่องการกำจัดสิ่งปฏิกูลเพื่อป้องกันการเกิดอัคคีภัย อุบัติเหตุ และผลเสียต่อสภาวะแวดล้อม 4) ลดระยะเวลาในการแจ้งให้อธิบดีทราบล่วงหน้าก่อนลงมือสำรวจปิโตรเลียมและดำเนินการใดๆ ให้สั้นลงกว่าที่เป็นอยู่ในปัจจุบันตามความเหมาะสม 5) เพิ่มบทบัญญัติเรื่องการอนุรักษ์น้ำมันดิบ และก๊าซธรรมชาติเหลว โดยมิให้มีการเผาน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติเหลวทิ้งโดยไม่มีเหตุผลอันสมควร และ 6) เพิ่มบทบัญญัติเกี่ยวกับการยื่นแบบแผนผังแสดงรายละเอียดและมาตรฐานที่ใช้ในการออกแบบ ก่อสร้างสถานีผลิตหรือแท่นประกอบการผลิตและอุปกรณ์ต่างๆ ให้เป็นไปตามแบบที่ได้รับการยอมรับในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม
5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเขตปลอดภัยและเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม พ.ศ. …. เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ ฉบับที่ 6 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 11 (พ.ศ. 2524) ว่าด้วยการกำหนดเขตปลอดภัย และเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจ และผลิตปิโตรเลียมสำหรับพื้นที่บนบกและในทะเลเข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) กำหนดให้ผู้รับสัมปทานมีหน้าที่ต้องกำหนดเขตปลอดภัยในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งบนบกและในทะเล 2) เพื่อแก้ไขถ้อยคำให้กว้างขึ้น เช่นคำว่า “โครงเครื่องเจาะและสิ่งปลูกสร้างอื่น” เป็นคำว่า “สิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม” และ 3) เพื่อเพิ่มเติมบทบัญญัติให้อำนาจแก่อธิบดีในการกำหนดเปลี่ยนแปลงระยะของเขต ปลอดภัย การทำ เครื่องหมาย การเปิดแตรสัญญาณต่างๆ ของแต่ละแหล่งผลิตให้มีความยืดหยุ่น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการแก้ไขปรับปรุงกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 จำนวน 8 ฉบับ โดยจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวงใหม่ 4 ฉบับ
เรื่องที่ 5 การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 จำนวน 5 ฉบับ
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน โดยคณะกรรมการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงได้ยกร่างกฎกระทรวง จำนวน 5 ฉบับ โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 5 และมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 ซึ่งประกอบด้วย 1) ร่างกฎกระทรวงคลังน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... 2) ร่างกฎกระทรวงการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยยานพาหนะทางบก พ.ศ. .... 3) ร่างกฎกระทรวงการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... 4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ พ.ศ. .... และ 5) ร่างกฎกระทรวงระบบไฟฟ้าของสถานีประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่ร่างดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับมาตรฐานความปลอดภัยของการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงและคณะกรรมการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงเรียบร้อยแล้ว
2. สาระสำคัญของกฎกระทรวง 5 ฉบับ
2.1 ร่างกฎกระทรวงคลังน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุม น้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับที่ตั้งแผนผัง รูปแบบ ลักษณะของคลังน้ำมันเชื้อเพลิง และลักษณะของถังหรือภาชนะที่ใช้ในการบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิง วิธีการปฏิบัติงาน การจัดให้มีและบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือเครื่องมืออื่นใดภายในสถานที่ดังกล่าว รวมทั้งการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใด อันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) ในข้อ 1 นิยามคำว่า เขตคลังน้ำมันเชื้อเพลิง จุดวาบไฟ คลังน้ำมันเชื้อเพลิง ทางกว้างของถนน ทางคู่ ถนนสาธารณะ แท่นจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง สถานศึกษา ศาสนสถาน สถานพยาบาล โบราณสถาน การตรวจสอบตามวาระ และการตรวจสอบครบวาระ
(2) หมวด 1 บททั่วไป ข้อ 2 - 5 การกำหนดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงและภาชนะบรรจุ น้ำมัน เชื้อเพลิงให้เป็นไปตามที่กำหนด ในกฎกระทรวงว่าด้วยการกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้งการอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546
(3) หมวด 2 ลักษณะของแผนผังบริเวณและแบบก่อสร้าง ข้อ 6 - 19 กำหนดลักษณะของแผนผังโดยสังเขป แผนผังของสิ่งก่อสร้างต่างๆ แบบก่อสร้างถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงขนาดใหญ่ แบบระบบท่อน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบท่อดับเพลิงและอุปกรณ์ แบบก่อสร้างอาคารแท่นจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบบำบัดหรือแยกน้ำปนเปื้อนน้ำมันเชื้อเพลิง ท่อหรือรางระบายน้ำ เขื่อนหรือกำแพงหรือบ่อเก็บกัก น้ำมันเชื้อเพลิง รั้วและประตู พร้อมแสดงรายการคำนวณความมั่นคงแข็งแรง
(4) หมวด 3 ลักษณะและระยะปลอดภัยภายนอก ข้อ 20 - 21 คลังน้ำมันเชื้อเพลิงต้องตั้งอยู่ในทำเลที่เหมาะสมและปลอดภัยแก่การขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่ก่อเหตุรำคาญและไม่ก่อให้เกิดมลพิษตามกฎหมายว่าด้วยการสาธารณสุขและกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติและต้องไม่อยู่ในบริเวณ ดังนี้ 1) ภายในระยะ 1,000 เมตร จากเขตพระราชฐาน 2) ภายในระยะ 100 เมตร จากเขตสถานศึกษา ศาสนสถาน สถานพยาบาลและโบราณสถาน และ 3) ภายในระยะและแนวเขตตามที่กระทรวงพลังงานกำหนด ทั้งนี้ ได้กำหนดลักษณะและระยะปลอดภัยภายนอก โดยทางเข้าออกต้องติดถนนสาธารณะกว้างไม่น้อยกว่า 12 เมตร และระยะปลอดภัยของทางเข้าออกกับ ทางโค้ง ทางแยก เกาะกลางถนนและสะพาน
(5) หมวด 4 ลักษณะและระยะปลอดภัยภายใน ข้อ 22 - 29 กำหนดระยะปลอดภัยภายในคลังน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย ระยะปลอดภัยโดยรอบภาชนะบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิง การติดตั้งเครื่องสูบน้ำมันเชื้อเพลิง สะพานข้ามแนวท่อ เขื่อนหรือกำแพง กักเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และต้องจัดให้มีการระบายมลพิษ
(6) หมวด 5 ถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและอุปกรณ์ ข้อ 30 - 43 กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำของการออกแบบ ประกอบและติดตั้ง รวมทั้ง การทดสอบและตรวจสอบ
(7) หมวด 6 การวางระบบท่อและการติดตั้งอุปกรณ์ ข้อ 44 - 49 กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำของการออกแบบ ประกอบและติดตั้ง รวมทั้ง การทดสอบและตรวจสอบสัญลักษณ์แถบสีระบบท่อน้ำมันเชื้อเพลิงและท่อไอน้ำมันเชื้อเพลิง
(8) หมวด 7 ระบบป้องกันและระงับอัคคีภัย ข้อ 50 - 62 กำหนดมาตรฐานระบบ ท่อน้ำดับเพลิง เครื่องดับเพลิงชนิดผงเคมีแห้ง สัญญาณเตือนภัย โฟมเข้มข้น ซึ่งนำมาใช้เป็นสารละลายโฟมสำหรับดับเพลิง ระบบจ่ายน้ำดับเพลิงให้เพียงพอต่อการระงับภัย การฉีดสารละลายโฟม น้ำหล่อเย็น แหล่งน้ำหรือที่เก็บน้ำสำหรับดับเพลิง เครื่องสูบน้ำดับเพลิง แผนระงับเหตุเพลิงไหม้ การฝึกซ้อมแผนระงับเหตุเพลิงไหม้ และการจัดทำขั้นตอนในการรับหรือจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง
(9) บทเฉพาะกาล ข้อ 63 คลังน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้รับใบอนุญาตก่อนวันที่กฎกระทรวงใช้บังคับให้ได้รับการยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวง เว้นแต่การติดตั้งระบบอุปกรณ์ เตือนภัยป้องกันน้ำมันล้นถัง ระบบป้องกันและระงับอัคคีภัย การสร้างเขื่อนเก็บกักน้ำมันเชื้อเพลิง และการปรับปรุงเกี่ยวกับสัญลักษณ์และมาตรฐานสีของระบบท่อให้ดำเนินการแล้วเสร็จภายในระยะเวลาที่กำหนด
2.2 ร่างกฎกระทรวงการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยานพาหนะทางบก พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับคุณสมบัติ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขของการขนส่ง ลักษณะของถังหรือภาชนะที่ใช้ในการบรรจุหรือขนส่งรวมถึงการบำรุงรักษาถังหรือภาชนะดังกล่าว วิธีการปฏิบัติงาน และการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใดอันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) กำหนดให้กฎกระทรวงมีผลบังคับใช้หลังจากประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว 90 วัน
(2) ในข้อ 2 นิยามคำว่า ยานพาหนะทางบก ถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ถังน้ำมันเชื้อเพลิง รถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง รถไฟขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง รถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิง ใบอนุญาต และน้ำมันเชื้อเพลิง
(3) หมวด 1 ประเภทการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 3 กำหนดการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงและรถไฟขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 3 และการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 1 ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง
(4) หมวด 2 การอนุญาตสำหรับการประกอบกิจการ ข้อ 4-14 กำหนดหลักเกณฑ์การ ขออนุญาตการประกอบกิจการควบคุมประเภทที่ 3 รวมทั้งการขอแก้ไขเปลี่ยนแปลง ขอต่ออายุใบอนุญาต ขอใบแทนใบอนุญาต และขอโอนใบอนุญาต การรายงานการเกิดอุบัติเหตุ การจัดทำสัญญาประกันภัยและกรมธรรม์ประกันภัย และกำหนดให้การประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือรถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิงต้องปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยการขนส่งทางบก
(5) หมวด 3 ถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบท่อและอุปกรณ์ ข้อ 15 - 45 กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำของการออกแบบและการติดตั้งถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบท่อและอุปกรณ์ รวมทั้งกำหนดหลักเกณฑ์การทดสอบและซ่อมบำรุง และกำหนดแบบแสดงรายละเอียดพร้อมรายการคำนวณของถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง การติดตั้งระบบท่อและอุปกรณ์ การติดตั้งถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงกับตัวโครง ยานพาหนะและการติดตั้งโครงป้องกันระบบท่อน้ำมันเชื้อเพลิงและกันชนหลัง
(6) หมวด 4 การขนถ่ายและการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 46 - 59 กำหนดหลักเกณฑ์ในการปฏิบัติงานและคุณสมบัติของผู้ปฏิบัติงานเกี่ยวกับการขนถ่ายและขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง การติดตั้งเครื่องบันทึกข้อมูล และข้อกำหนดในการขนส่งถังน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิง
(7) หมวด 5 การป้องกันระงับอัคคีภัยและเครื่องหมาย ข้อ 60 - 62 กำหนดมาตรฐานเครื่องดับเพลิงชนิดผลเคมีแห้ง แผ่นป้ายแสดงความเสี่ยงและหมายเลขสหประชาชาติ
(8) หมวด 6 บทเฉพาะกาล ข้อ 63 - 68 ผู้ใดประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง โดยรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งได้รับอนุญาตตามกฎหมายว่าด้วยการขนส่งทางบกอยู่ก่อนหรือในวันที่ กฎกระทรวงนี้ใช้บังคับ ให้ขออนุญาตตามแบบที่กรมธุรกิจพลังงานกำหนดภายในหนึ่งปีนับแต่วันที่ กฎกระทรวงนี้มีผลบังคับใช้
2.3 ร่างกฎกระทรวงการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์การบำรุงรักษาถังหรือภาชนะที่ใช้ในการบรรจุหรือขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดวิธีปฏิบัติงานและการจัดให้มีและบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือเครื่องมือ
(1) ระยะเวลาบังคับใช้ ข้อ 1 กำหนดให้กฎกระทรวงมีผลบังคับใช้หลังจากประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว 180 วัน
(2) ในข้อ 2 นิยามคำว่า การซ่อมบำรุง การบำรุงรักษา การซ่อมแซม และผู้ควบคุมการซ่อมบำรุง
(3) หมวด 1 บททั่วไป ประกอบด้วยข้อ 3 – 11 โดย ข้อ 3 กำหนดให้ใช้บังคับสำหรับถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ความจุ 2,500 ลิตรขึ้นไป ข้อ 4 กำหนดให้มีการ ตรวจสอบและการซ่อมบำรุงครบวาระปีละ 1 ครั้ง และครบวาระตามเวลาที่กำหนดในกฎกระทรวงคลัง สถานที่เก็บรักษา สถานีบริการ และการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง และข้อ 5 – 11 กำหนดบุคลากรผู้ปฏิบัติงานและการรายงานผล
(4) หมวด 2 การซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงพื้นดินขนาดใหญ่ตามแนวตั้ง ประกอบด้วย ข้อ 12 – 37 โดย ข้อ 12 – 22 กำหนดการวางแผน การกำหนดมาตรการความปลอดภัยและการเตรียมการซ่อมบำรุง ข้อ 23 – 26 กำหนดวิธีการตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการซ่อมบำรุง ข้อ 27 – 31 กำหนดเกณฑ์การยอมรับความเสียหาย เพื่อพิจารณาให้ใช้ถังต่อไปหรือทำการซ่อมบำรุง ถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และ ข้อ 32 – 37 กำหนดวิธีการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และการรื้อถอนถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง
(5) หมวด 3 การซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเหนือพื้นดินขนาดใหญ่ตามแนวนอนถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงใต้พื้นดิน และถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงที่ติดตั้งภายในโป๊ะเหล็ก ประกอบด้วยข้อ 38 – 51 โดยข้อ 38 – 40 กำหนดการวางแผน การกำหนดมาตรการความปลอดภัยและการเตรียมการ ซ่อมบำรุง ข้อ 41 – 44 กำหนดวิธีการตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการซ่อมบำรุง และข้อ 45 – 46 กำหนดเกณฑ์การยอมรับความเสียหาย เพื่อพิจารณาให้ใช้ถังต่อไปหรือทำการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมัน เชื้อเพลิง ข้อ 47 – 51 กำหนดวิธีการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และการรื้อถอนถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง
(6) หมวด 4 การซ่อมบำรุงถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วยข้อ 52 – 65 โดยข้อ 52 – 53 กำหนดการวางแผน การกำหนดมาตรการความปลอดภัยและการเตรียมการซ่อมบำรุง ข้อ 54 – 61 กำหนดวิธีการตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการซ่อมบำรุง และข้อ 62 – 65 กำหนดวิธีการซ่อมบำรุงถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง
2.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับคุณสมบัติ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขของผู้ทดสอบและตรวจสอบ ภาชนะบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิง รวมถึงสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง และการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใดอันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) ในข้อ 1 นิยามคำว่า การทดสอบและตรวจสอบ ผู้ทดสอบและตรวจสอบ หัวหน้าวิศวกรทดสอบ วิศวกรทดสอบ ผู้ชำนาญการทดสอบและตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง ผู้ชำนาญการทดสอบกรรมวิธีไม่ทำลายสภาพเดิม การตรวจสอบตามวาระ และสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง
(2) หมวด 1 บททั่วไป ข้อ 2 - 3 กำหนดขอบเขตอำนาจหน้าที่ของผู้ทดสอบและ ตรวจสอบโดยแบ่งผู้ทดสอบและตรวจสอบออกเป็น 3 ระดับ ซึ่งผู้ทดสอบและตรวจสอบระดับที่ 3 มีขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการทดสอบและตรวจสอบสูงสุด
(3) หมวด 2 เครื่องมือที่ใช้ในการทดสอบและตรวจสอบ ข้อ 4 กำหนดประเภทและลักษณะของเครื่องมือที่ใช้ในการทดสอบและตรวจสอบ ตามความจำเป็นในการทดสอบและตรวจสอบ แต่ละประเภท
(4) หมวด 3 คุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ ข้อ 5 - 7 กำหนดคุณสมบัติของ ผู้ทดสอบและตรวจสอบ ระดับที่ 1 - 3 ตามขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการทดสอบและตรวจสอบ
(5) หมวด 4 การออกหนังสือรับรองเป็นผู้ทดสอบและตรวจสอบ หัวหน้าวิศวกรทดสอบ วิศวกรทดสอบ ผู้ชำนาญการทดสอบและตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ชำนาญการทดสอบกรรมวิธีไม่ทำลายสภาพเดิม ข้อ 8 - 9 กำหนดแบบคำขอหนังสือรับรอง แบบหนังสือรับรอง อายุหนังสือรับรองและการเพิกถอนหนังสือรับรอง
(6) หมวด 5 หลักเกณฑ์ วิธีการทดสอบและตรวจสอบ ข้อ 10 - 15 กำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ ตลอดจนข้อปฏิบัติในการทดสอบและตรวจสอบ
(7) บทเฉพาะกาล ข้อ 16 ภายในระยะเวลา 2 ปี นับแต่วันที่กฎกระทรวงนี้มีผล บังคับใช้หากยังไม่มีผู้ทดสอบและตรวจสอบหรือมีแต่ไม่เพียงพอ การทดสอบและตรวจสอบให้ดำเนินการโดยผู้ประกอบกิจการหรือผู้ที่ทำการทดสอบและตรวจสอบ และการทดสอบและตรวจสอบต้องกระทำ ต่อหน้าพนักงานเจ้าหน้าที่
2.5 ร่างกฎกระทรวงระบบไฟฟ้าของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดวิธีการปฏิบัติงานและการจัดให้มีและบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือเครื่องมืออื่นใด เพื่อประโยชน์ในการดำเนินการเก็บรักษา การขนส่ง การใช้ การจำหน่าย การแบ่งบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง สถานที่เก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง และคลังน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใดอันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) ในข้อ 1 นิยามคำว่า สถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง น้ำมันเชื้อเพลิง ระบบไฟฟ้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า บริภัณฑ์ บริเวณอันตราย การระบายอากาศทางกล ระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า ตัวนำล่อฟ้า ตัวนำลงดิน ตัวนำประสาน รากสายดิน บริเวณป้องกันและจุดต่อทดสอบ
(2) หมวด 1 บททั่วไป ข้อ 2 - 5 กำหนดให้ระบบไฟฟ้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า และบริภัณฑ์เฉพาะที่อยู่ภายในบริเวณอันตรายของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้ การออกแบบและควบคุม การเดินสายไฟฟ้า การติดตั้งอุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า บริภัณฑ์ และระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่าให้ออกแบบและควบคุมโดยวิศวกรไฟฟ้าที่ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ประกอบวิชาชีพวิศวกรรมควบคุม มาตรฐานการออกแบบและติดตั้ง กำหนดให้บริเวณที่มีการถ่ายเทน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องทำการป้องกันการสะสมของประจุไฟฟ้าสถิต
(3) หมวด 2 แบบระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า ข้อ 6 - 7 กำหนดให้แสดงรายละเอียดของแบบระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า
(4) หมวด 3 บริเวณอันตรายของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 8 - 13 กำหนดบริเวณอันตรายตามตำแหน่งพื้นที่และขอบเขตระยะห่างภายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง สถานที่เก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง คลังน้ำมันเชื้อเพลิง และสถานที่มีการรับจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงโดยระบบ ขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ พร้อมแสดงบริเวณอันตรายและเทคนิคการป้องกันการระเบิดของบริภัณฑ์ตามกฎกระทรวงนี้เปรียบเทียบกับมาตรฐานสากล
(5) หมวด 4 ระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า ข้อ 14 - 28 กำหนดสิ่งปลูกสร้างที่ต้องจัดให้มีระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า วัสดุ อุปกรณ์ การติดตั้ง การวัดความต้านทานของรากสายดิน มาตรฐานของการออกแบบ
(6) หมวด 5 มาตรฐานขั้นต่ำของอุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้าและบริภัณฑ์ ที่ใช้ในบริเวณอันตรายของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 29 กำหนดให้ อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า และบริภัณฑ์ที่อยู่ภายในบริเวณอันตรายต้องได้รับการรับรองจากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือจากสถาบันนานาชาติ
(7) หมวด 6 การตรวจสอบและรับรองระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจาก ฟ้าผ่า ข้อ 30 กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการต้องจัดให้มีการตรวจสอบระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า โดยกรมธุรกิจพลังงานหรือผู้ทดสอบและตรวจสอบ
(8) บทเฉพาะกาล ข้อ 31 สถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ติดตั้งระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า อยู่ก่อนกฎกระทรวงนี้มีผลบังคับใช้ไม่ต้องปฏิบัติเว้นแต่ให้ยื่นแบบแสดงการติดตั้งและปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้ ภายในระยะเวลาที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงคลังน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. โดยในหมวด 3 ลักษณะและระยะปลอดภัยภายนอก ให้แก้ไขการกำหนดที่ตั้งของคลังน้ำมันจากเขตสถานศึกษา ศาสนสถาน สถานพยาบาล และโบราณสถาน จาก ต้องไม่อยู่ภายในระยะ 100 เมตร เป็น ต้องไม่อยู่ภายในระยะ 200 เมตร ทั้งนี้ เพื่อให้มีความปลอดภัยต่อประชาชนในบริเวณใกล้เคียงมากยิ่งขึ้น
2. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยานพาหนะทางบก พ.ศ. ….
3. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …
4. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ พ.ศ. ….
5. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงระบบไฟฟ้าของสถานีประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ . …
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานนอกรูปแบบและพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพ อีกทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระการลงทุนของภาครัฐในระบบการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าด้วย โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ โดยมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 ได้เห็นชอบให้ขยายปริมาณการรับซื้อเป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า ในช่วงปี พ.ศ. 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุ เหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า
2. ต่อมารัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เนื่องจาก ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดต่ำลง ในขณะที่กำลังการผลิตสำรอง (Reserve Margin) ของระบบอยู่ในระดับสูง อย่างไรก็ตาม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม เป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ทรัพยากรภายในประเทศอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนเป็นการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน คณะรัฐมนตรีจึงมีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการ SPP ประเภท Non-Firm ให้แก่ กฟผ. ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้
3. ตั้งแต่ปี 2535 ถึงปัจจุบัน (ณ เดือนกันยายน 2549) มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 113 ราย มีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 2,726.62 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 79 ราย มีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 2,337.50 เมกะวัตต์ ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ณ เดือนสิงหาคม 2549 ประเภทสัญญา Firm 2.56 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และสัญญาประเภท Non-Firm 2.21 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
4. เพื่อเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ทรัพยากรอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน ต่อมากระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบ Cogeneration และได้เสนอ กพช. เพื่อทราบในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ซึ่งกระทรวงพลังงานมีความเห็นว่าควรเปิด ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ในปัจจุบัน แต่ปรับโครงสร้างราคาให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) ทั้งนี้ จะมีการพิจารณาปรับปรุงการกำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ให้เหมาะสมกับ สถานการณ์ปัจจุบัน โดยจะจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เพื่อนำความเห็นมา ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ต่อไป
5. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่อง นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ซึ่งกำหนดมาตรการในการจัดหาพลังงาน โดยส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) ในปริมาณที่เหมาะสม โดยผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ดำเนินการตามมติ กพช. วันที่ 4 กันยายน 2549 แล้วเห็นว่า เพื่อเป็นการดำเนินการตามนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ และเป็นการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้า อย่างมีประสิทธิภาพ ควรเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยได้มีการหารือกับ กฟผ. เกี่ยวกับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแล้วเห็นว่า ควรขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะต้องมีการดำเนินการ ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี เพื่อเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration และดำเนินการ ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ตามแนวทางดังต่อไปนี้
6.1 คำนึงถึงวัตถุประสงค์ของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และการ ส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนในการมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า
6.2 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU)
6.3 กำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ข้อกำหนด ทางด้านเทคนิค รวมทั้ง ข้อกำหนดอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้เหมาะสมและจูงใจให้เกิดการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพอย่างแท้จริง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ตามแนวทางในข้อ 6.1 - 6.3 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อขอความเห็นชอบก่อนออกประกาศใช้ต่อไป
3. ให้เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อแก้ไขมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 ให้สามารถจัดซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration ได้ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ได้อนุมัติกรอบแผนอนุรักษ์พลังงานฯ ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548-2554) ตามข้อเสนอของคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยมี เป้าหมายตามยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศที่จะลดอัตราส่วน การใช้พลังงานต่ออัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจจาก 1.4:1 เป็น 1:1 ภายในปี 2551 และเพิ่มอัตราส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 8 ภายในปี 2554 ซึ่งผลการดำเนินการในปี 2548 และปี 2549 คาดว่าจะลดการใช้พลังงานได้ 2,490 ktoe/ปี หรือคิดเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 47,310 ล้านบาท การใช้พลังงานต่ออัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจปรับจาก 1.4:1 เป็น 1.2:1 และเพิ่มอัตราส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 3 และยังมีประโยชน์ในด้านอื่นๆ เช่น ลดการก่อมลพิษให้กับสิ่งแวดล้อม เป็นต้น
2. เพื่อให้การดำเนินการอนุรักษ์พลังงานสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและเหมาะสมกับประเทศมากขึ้น รวมทั้งความสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ด้านพลังงานของประเทศ และนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาลชุดปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนและปรับแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่ยังเหลืออยู่ในช่วงปี 2550 - 2554 และเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมครั้งที่ 3/2549 (ครั้งที่ 44) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2549 และมีมติเห็นควรปรับลดเป้าหมายพลังงานแสงอาทิตย์ลงเป็น 45 MW เพิ่มเป้าหมายของพลังงานลมเป็น 115 MW และปรับลดเป้า NGV เป็น 251,600 คัน ส่วนแนวทางดำเนินการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในขนส่ง ได้เห็นชอบกรอบแผนงานตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ และเมื่อแผนงานทางกระทรวงคมนาคมมีความชัดเจน คณะกรรมการ กองทุนฯ จะพิจารณารายละเอียดต่อไป
3. แผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2550-2554 ประกอบด้วย 3 แผนงาน คือ
3.1 แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นแผนงานเกี่ยวกับ 1) งานศึกษา วิจัยพัฒนา และ ส่งเสริมเพื่อก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนมากขึ้น 2) งานสร้างและพัฒนาศักยภาพของบุคคลที่ เกี่ยวข้องกับงานด้านพลังงานทดแทน และ 3) งานเผยแพร่ข้อมูลสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับประชาชนทั่วไปเพื่อรู้จักพลังงานทดแทนให้ถูกต้อง มีความเชื่อมั่น และสนับสนุนการดำเนินงานของรัฐ
3.2 แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นแผนงานเกี่ยวกับ 1) งานศึกษาวิจัยพัฒนาและส่งเสริมเพื่อก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในทุกๆ ด้าน 2) งานสร้างและพัฒนาศักยภาพของบุคคลที่เกี่ยวข้องกับงานอนุรักษ์พลังงาน และ 3) งานสร้างความรู้ความเข้าใจเพื่อให้มีการใช้พลังงาน อย่างรู้คุณค่า ปรับเปลี่ยนลักษณะการใช้พลังงานให้เป็นไปอย่างพอประมาณ
3.3 แผนงานบริหารเชิงกลยุทธ์ เป็นแผนงานเกี่ยวกับ 1) งานศึกษาวิจัยเชิงนโยบายเพื่อเป็นข้อเสนอแนะ ทางเลือกหรือภาพรวมของสถานการณ์ที่ผสมผสานทั้งมิติด้านการผลิตและการใช้พลังงาน ผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจพัฒนาแผนพลังงานทดแทน หรือแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานให้เหมาะสมทันต่อสถานการณ์ เป็นเครื่องมือนำทางสำหรับ จัดลำดับความสำคัญของงานและการจัดสรรงบประมาณ 2) งานด้านบริหารจัดการให้แผนอนุรักษ์พลังงานดำเนินไปอย่างมีประสิทธิภาพ และ 3) งานช่วยเหลือส่งเสริมการดำเนินงานอื่นๆ เป็นเรื่องเฉพาะกิจที่สำคัญหรือเร่งด่วน
4. แนวทางดำเนินการจะยังคงมาตรการเดิม แต่ทั้งนี้ได้มีการปรับเป้าหมายและวิธีดำเนินการ เช่น แก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้โรงงานควบคุมและอาคารควบคุมปฏิบัติตามพระราชบัญญัติฯ อย่างจริงจัง และดำเนินการกับโรงงานอาคารที่ใช้พลังงานสูงเป็นอันดับต้นๆ ของประเทศ ไม่น้อยกว่า 5 ราย เพื่อเป็นตัวอย่าง นอกจากนี้กำหนดจะเร่งออกมาตรฐานประสิทธิภาพด้านการใช้พลังงานกับ เครื่องใช้ อุปกรณ์ วัสดุต่างๆ ที่ผลิตและจำหน่ายในประเทศ 33 รายการ และลดเป้าหมายการประหยัด พลังงาน เนื่องจากได้เลื่อนแผนงานด้านขนส่ง และได้ทบทวนเป้าหมายและแผนด้านพลังงานทดแทน แสงอาทิตย์ ลม น้ำ แก๊สโซฮอล์ ไบโอดีเซล พร้อมทั้งได้เพิ่มมาตรการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์
5. สรุปเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ในช่วงปี 2550-2554
(1) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยลดใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ในปี 2554 จาก 91,877 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เหลือ 84,183 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือลดการใช้พลังงานโดยไม่เกิดประโยชน์ได้ประมาณ 9.1 เปอร์เซ็นต์ หรือประมาณ 7,694 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ จำแนกเป็นภาคคมนาคมขนส่งร้อยละ 3.9 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 4.6 และการจัดการใช้พลังงานร้อยละ 0.7
(2) พัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น โดยในปี 2554 จะมีการใช้พลังงานอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.1 ของความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย หรือทดแทนการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ประมาณ 1 0,226 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ จำแนกเป็น 1) ภาคคมนาคมขนส่ง มีการใช้พลังงานทดแทนร้อยละ 21 โดยใช้ Biodiesel แทนน้ำมันดีเซล 1,258 ktoe ใช้ Ethanol แทนน้ำมันเบนซิน 820 ktoe และใช้ NGV 3,264 ktoe และ 2) ภาคอุตสาหกรรมและบ้านอยู่อาศัย มีการใช้พลังงานทดแทน ดังนี้ ใช้แสงอาทิตย์ผลิตไฟฟ้า 45 MW คิดเป็น 4 ktoe และทำน้ำร้อน 5 ktoe ใช้พลังลมสูบน้ำและผลิตไฟฟ้า 115 MW คิดเป็น 13 ktoe ใช้น้ำท้ายเขื่อนชลประทานผลิตไฟฟ้า 156 MW คิดเป็น 18 ktoe ใช้ชีวมวลผลิตไฟฟ้า 2,800 MW คิดเป็น 940 ktoe และให้ความร้อน 3,660 ktoe และใช้น้ำเสียมาเป็นก๊าซชีวภาพผลิตไฟฟ้า 30 MW และให้ความร้อน 186 ktoe โดยจะจัดสรรเงินจากกองทุนฯ ไปช่วยเหลือสนับสนุนการดำเนินงานบางส่วน ในวงเงินประมาณ 12,488 ล้านบาท และคณะกรรมการกองทุนฯ จะใช้จ่ายเงินรวมดังกล่าว โดยสามารถปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
6. สำหรับฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ 30 กันยายน 2549 มีเงินคงเหลืออยู่ประมาณ 2,674 ล้านบาท ขณะที่ค่าใช้จ่ายตามแผนงานในช่วงปี 2550-2554 วงเงินประมาณ 12,488 ล้านบาท (ประมาณ 2,000-2,400 ล้านบาท/ปี) พบว่าฐานะการเงินกองทุนฯ ไม่เพียงพอ เมื่อพิจารณาในปี 2540 กพช. ได้ปรับลดอัตราจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนฯ จาก 7 สตางค์/ลิตร ไปเก็บที่ 4 สตางค์/ลิตร เป็นการชั่วคราว เพื่อช่วยบรรเทาสถานการรายได้ของรัฐ ในช่วงปี 2540 - 2541 ทำให้กองทุนฯ มีรายรับเหลือประมาณ 1,300-1400 ล้านบาทต่อปี แต่ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมารายจ่ายกองทุนฯ เพิ่มขึ้นเฉลี่ย 3,521 ล้านบาท/ปี ซึ่งทำให้ฐานะ การเงินกองทุนฯ ในช่วงต่อไปมีไม่เพียงพอ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาสถานการงบประมาณของประเทศในปัจจุบันค่อนข้างมั่นคง และเพื่อให้ฐานะทางการเงินของกองทุนฯ เพิ่มขึ้นสู่ระดับ และสอดคล้องกับการใช้จ่ายเงินของกองทุนฯ ตามแผนอนุรักษ์พลังงาน จึงขอเสนอปรับเพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็นอัตรา 7 สตางค์ต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตาที่ผลิตในประเทศและนำเข้า และอัตรา 6.3 สตางค์ต่อลิตร สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยในช่วง 2-3 ปีแรก รายจ่ายยังสูงกว่ารายรับแต่ที่ผ่านมาการเบิกจ่ายเงินกองทุนฯ ดำเนินการได้เฉลี่ยร้อยละ 70 ของงบประมาณประจำปีที่ได้รับ และเมื่อนำมาประเมินฐานะการเงินของกองทุนฯ ในช่วงปี 2550-2554 ทำให้มีสภาพคล่องเพียงพอรองรับกับแผนงานฯ ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
(สถานี)
ปีงบประมาณ | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | รวม |
1. เงินคงเหลือยกมาต้นปี | 4915 | 1348 | (4) | 25 | 491 | 4915 |
2. ประมาณการรายรับล่วงหน้า | 2102 | 2149 | 2198 | 2248 | 2299 | 10995 |
3. เงินทุนหมุนเวียนรอรับคืนจาก พพ. | 413 | 937 | 1080 | 986 | 936 | 4351 |
รวมรับ | 2514 | 3086 | 3277 | 3233 | 3235 | 4351 |
4. รายจ่าย ประกอบด้วย | ||||||
4.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2538-2547 | 558 | 468 | 398 | 256 | 76 | 1764 |
4.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2548-2549 | 3082 | 824 | 551 | 503 | - | 4959 |
4.3 ประมาณการรายจ่ายล่วงหน้า | 2441 | 3146 | 2300 | 2000 | 2600 | 12488 |
รวมจ่าย | 6081 | 4438 | 3248 | 2768 | 2676 | 19212 |
5. เงินคงเหลือปลายปี ยกไป | 1348 | (4) | 25 | 491 | 1049 | 1049 |
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2550-2554
2. เห็นชอบให้กำหนดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเป็นอัตรา 7 สตางค์ต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตาที่ผลิตภายในประเทศและนำเข้า และอัตรา 6.3 สตางค์ต่อลิตรสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
เรื่องที่ 8 มาตรการประหยัดพลังงานของส่วนราชการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมาตรการให้ทุกหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจลดการใช้พลังงานลง ร้อยละ 10-15 เทียบกับปริมาณการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงของปีงบประมาณ 2546 และให้สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดให้ตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) “ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน” เป็นหนึ่งในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการของ ส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2549 เป็นต้นไป และ สนพ. เป็นเจ้าภาพหลัก โดยส่วนราชการจะรายงานผ่าน www.e-report.energy.go.th ที่ สนพ. จัดทำไว้
2. ผลการลดใช้พลังงานของส่วนราชการปี 2549 เมื่อเทียบกับปี 2546
ด้านการใช้ไฟฟ้า | ส่วนราชการ (รวม 154 กรม) |
ส่วนจังหวัด (รวม 76 จังหวัด) |
ส่วนสถาบันอุดมศึกษา (รวม 79 สถาบัน) |
|
ใช้ลดลงจาก 46 | -146 | -38 | +18 | ล้านหน่วย |
ลดลงร้อยละ | -9.0% | -12.11% | +2.11% |
ด้านการใช้น้ำมัน | ส่วนราชการ (รวม 154 กรม) |
ส่วนจังหวัด (รวม 76 จังหวัด) |
ส่วนสถาบันอุดมศึกษา (รวม 79 สถาบัน) |
|
ใช้ลดลงจาก 46 | -40 | -2 | +6 | ล้านหน่วย |
ลดลงร้อยละ | -21.27% | -5.87% | +84.59% |
3. สำนักงาน ก.พ.ร. และ สนพ. ได้รับคำอุทธรณ์จากหน่วยงานหลายแห่ง เรื่องตัวชี้วัดประสิทธิภาพของส่วนราชการ ที่กำหนดเป้าหมายลดการใช้พลังงานลงให้ได้ร้อยละ 10 - 15 ไม่ยุติธรรมเนื่องจากแต่ละหน่วยงานมีบทบาทและภารกิจต่างกันหลายประการ และมีการขยายตัวทุกปีทั้งในด้านจำนวนบุคลากรและกิจกรรมที่ต้องปฏิบัติ ซึ่งส่งผลโดยตรงถึงการใช้พลังงานโดยรวมของหน่วยงานเพิ่มขึ้น
4. สำนักงาน ก.พ.ร. และ สนพ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนกำหนดเป้าหมายลดใช้พลังงานให้เหมาะสม โดย สนพ. ได้ศึกษาและสำรวจความเห็นจากส่วนราชการ ทำให้ทราบว่าหน่วยงานราชการมีความแตกต่างกันหลายประการ เช่น ลักษณะและที่ตั้งของอาคารที่หน่วยงานนั้นตั้งอยู่ ลักษณะการใช้งานอาคาร กิจกรรมของหน่วยงาน หน้าที่หลักหรือการให้บริการของหน่วยงาน ขนาดของหน่วยงานในแต่ละกระทรวงที่แตกต่างกัน นอกจากนี้ ยังมีการขยายตัวทุกปีทั้งด้านจำนวนบุคลากรและกิจกรรมที่ต้องทำ ซึ่งปัจจัยเหล่านี้ส่งผลโดยตรงถึงการใช้พลังงานโดยรวมของหน่วยงาน
5. สำนักงาน ก.พ.ร. ได้เชิญ สนพ. ประชุมร่วมกันเมื่อ 31 สิงหาคม 2549 เพื่อปรับเป้าหมายจากที่กำหนดให้ทุกส่วนราชการลดการใช้พลังงานลงให้ได้ร้อยละ 10-15 โดย สนพ. เสนอกำหนดเป็น ”ค่า มาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” โดยกำหนดเกณฑ์ประเมินผลระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงานของส่วนราชการดังนี้
5.1 ปีงบประมาณ 2550 : Energy Utilization Index – EUI ประเมินจากค่าดัชนีการใช้พลังงานของหน่วยงาน เปรียบเทียบกับค่าดัชนีการใช้พลังงานของหน่วยงานอื่นๆ ที่อยู่ในกลุ่มเดียวกันตามที่ สนพ. จำแนกประเภทไว้ ซึ่งในเบื้องต้นมี 9 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มทั่วไป (2) กลุ่มโรงพยาบาลและสถานีอนามัย (3) กลุ่มโรงเรียน (4) กลุ่มศาลและสำนักงานอัยการ (5) กลุ่มเรือนจำและสถานคุมประพฤติ (6) กลุ่มสถานีตำรวจ (7) กลุ่มสถาบันอุดมศึกษาและสถาบันอาชีวศึกษา (8) กลุ่มสถานสงเคราะห์ และ (9) กลุ่มสถานีวิทยุและสถานีเครื่องส่งสัญญาณ ซึ่ง สนพ. ได้จัดทำรายละเอียดเสนอ สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นประเด็นประเมินผลด้านการประหยัดพลังงานของส่วนราชการ ปีงบประมาณ 2550 แล้ว
5.2 ปีงบประมาณ 2551 : Energy Performance Index - EPI ประเมินจากค่าดัชนีการใช้พลังงานของหน่วยงานนั้นที่ใช้จริงในปี 2551 เปรียบเทียบค่าดัชนีมาตรฐานการใช้พลังงานของกลุ่ม
5.3 ในปี 2551 จากการรวบรวมข้อมูลต่างๆ คาดว่าจะทราบค่าใช้จ่ายด้านพลังงานของหน่วยงานที่ได้จากสูตรคำนวณทางคณิตศาสตร์ ซึ่งมีค่าน้ำหนักของตัวแปรต่างๆ เหมาะสมกับส่วนราชการ เช่น จำนวนบุคลากร จำนวนเวลาทำการ พื้นที่ให้บริการ ฯลฯ ที่เป็นประโยชน์ต่อสำนักงบประมาณจะนำไปเป็นเกณฑ์พิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีในส่วนค่าไฟฟ้าและค่าน้ำมันเชื้อเพลิงให้กับแต่ละส่วนราชการ ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2552 เป็นต้นไป
6. เสนอให้กระทรวงการคลังกำหนดให้ทุกส่วนราชการจัดซื้ออุปกรณ์และครุภัณฑ์โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ตลอดจนจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีในส่วนค่าบำรุงดูแลรักษา เครื่องปรับอากาศและรถยนต์ที่เป็นครุภัณฑ์ของส่วนราชการให้แต่ละส่วนราชการด้วย
มติของที่ประชุม
1. ให้นำ “ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” มาใช้เป็นเกณฑ์ในการประเมินผลด้านการประหยัดพลังงานของส่วนราชการตั้งแต่ปีงบประมาณ 2551 เป็นต้นไป โดยมอบหมาย สำนักงาน ก.พ.ร. และ สนพ. ร่วมกันพิจารณากำหนดปัจจัยต่างๆ ที่เป็นตัวแปรให้เหมาะสมและเป็นที่ยอมรับของ ส่วนราชการ และให้สำนักงบประมาณนำ “ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” ไปใช้ประกอบการพิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี ในส่วนค่าไฟฟ้าและค่าน้ำมันเชื้อเพลิงให้แต่ละส่วนราชการโดยเริ่มใช้ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2552 เป็นต้นไป
2. ในปีงบประมาณ 2550 ให้คงกำหนดเป้าหมายลดใช้พลังงานของส่วนราชการจาก “ร้อยละ 10 –15 เมื่อเทียบกับการใช้พลังงานในปีงบประมาณ 2546” ไปก่อน และขณะเดียวกันให้ สนพ. ทำความ เข้าใจกับส่วนราชการเรื่องเกณฑ์ใหม่ “ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมในการใช้งานต่อไป
3. ให้กระทรวงการคลังกำหนดให้ทุกส่วนราชการจัดซื้ออุปกรณ์และครุภัณฑ์ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการใช้พลังงานระดับดีมาก (ฉลากเบอร์ 5) ตลอดจนจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีในส่วนค่าบำรุงดูแลรักษา เครื่องปรับอากาศและรถยนต์ที่เป็นครุภัณฑ์ของส่วนราชการให้แต่ละส่วนราชการด้วย
เรื่องที่ 9 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ปี 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ : ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในไตรมาสที่ 1 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 57.95 และ 62.41 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 5.08 และ 5.17 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากบริษัท Gazprom ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในรัสเซียหยุดการส่งก๊าซธรรมชาติไปยูเครน ประกอบกับท่อขนส่ง น้ำมันในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิดและสถานการณ์ความตึงเครียดในประเทศตะวันออกกลาง สำหรับไตรมาสที่ 2 และ 3 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 8.01 และ 7.87 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากผู้นำสูงสุดของอิหร่านเตือนสหรัฐอเมริกาในการคัดค้านการพัฒนาโครงการนิวเคลียร์ของอิหร่านและตลาดยังคงกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของสถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลาง ตลอดจนโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกา 2 แห่งปิดฉุกเฉิน ส่วนในไตรมาสที่ 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 57.14 และ 60.00 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสที่แล้ว 8.82 และ 10.28 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากนักลงทุนและกลุ่มผู้ซื้อขายน้ำมันให้ความสำคัญกับปัจจัยพื้นฐานในระยะสั้นโดยเฉพาะปริมาณสำรองน้ำมันดิบสหรัฐอเมริกาที่ยังคงอยู่ในระดับสูงมากกว่า ส่งผลให้นักลงทุนและกลุ่มผู้บริโภคที่ทำธุรกิจซื้อขายล่วงหน้าเทขายเพื่อทำกำไร
สรุปปี 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยปี 2549 อยู่ที่ระดับ 61.64 และ 65.88 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 12.10 และ 11.03 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ : ในไตรมาสที่ 1 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 67.29 และ 66.39 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 3.58 และ 3.90 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากบริษัท Lanka IOC Ltd. ของศรีลังกาออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ปริมาณ 5,000 ตัน ในส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.36 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 3.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากบริษัท Petechim ของเวียดนามนำเข้าน้ำมันดีเซล ปริมาณ 10,000 ตัน ประกอบกับโรงกลั่นเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกน้ำมันดีเซลในเดือนมีนาคม 2549 ลงประมาณ 122,000 ตัน ส่วนในไตรมาสที่ 2 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 16.34 และ 16.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุปทานในภูมิภาคเอเชียค่อนข้างตึงตัวด้วยโรงกลั่นในภูมิภาคหลายแห่งปิดซ่อมบำรุง ในส่วนราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 15.07 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากบริษัท Pertamina ต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลในเดือนมิถุนายนเพิ่มอีก 600,000 บาร์เรล เพื่อใช้ในโรงไฟฟ้า PT Perusahaan Listrik Negara ไตรมาสที่ 3 และ 4 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวลดลงจากไตรมาสที่แล้ว 20.15 และ 20.20 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ทำให้ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 63.48 และ 62.72 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการใช้ในภูมิภาคเอเซียลดลง ในส่วนราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวลดลง 13.95 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ ระดับ 70.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากสิ้นสุดฤดูกาลท่องเที่ยวในสหรัฐอเมริกาทำให้นักลงทุนลดปริมาณการส่งน้ำมันดีเซลจากเอเชียไปสหรัฐอเมริกาลง และ Petroleum Association of Japan ประกาศปริมาณสำรองน้ำมันก๊าดของญี่ปุ่นอยู่ในระดับสูงสุดในรอบ 10 ปี ที่ 544 ล้านลิตร
สรุปปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วปี 2549 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.33, 75.52 และ 77.05 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 10.95 , 11.17 และ 12.70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับตัวสูงขึ้นและลดลงตามราคาตลาดจรในสิงคโปร์ โดยปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และ ดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยอยู่ที่ 27.58, 26.78 และ 25.61 บาท/ลิตร ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 อยู่ 3.67, 3.67 และ 5.57 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันปี 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงผันผวน โดยแนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ จะเฉลี่ยอ่อนตัวลงจากปี 2549 จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 55 - 65 และ 62 - 70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 65 - 75 และ 68 - 75 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปัจจัยที่ส่งผลต่อราคา คือ เศรษฐกิจของโลกอยู่ในช่วงชะลอตัว ความต้องการใช้น้ำมันลดลงจากที่ได้คาดการณ์ไว้ก่อนหน้านี้ ปริมาณสำรองน้ำมันดิบของโลกโดยเฉพาะของประเทศสหรัฐอเมริกาและกลุ่มประเทศ OECD อยู่ในระดับสูงกว่าช่วงเดียวกันของปี
5. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 ธันวาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 4,934 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 48,598 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 17,446 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,546 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,927 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 79 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 43,664 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 สถานการณ์พลังงานในปี 2549 และแนวโน้มปี 2550
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวม ในปี 2549 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 1,557 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 เป็นการใช้น้ำมันลดลงจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 1.9 ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 และ 34.9 ตามลำดับ ส่วนการใช้ลิกไนต์ลดลงจากปีที่ผ่านมา ร้อยละ 12.3 และการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้น ร้อยละ 39.2 การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 770 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 3.7 โดยการผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท และไฟฟ้าพลังน้ำเพิ่มขึ้นมาก แต่การผลิตลิกไนต์ของภาคเอกชนลดลง ส่วนการนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น อยู่ที่ระดับ 974 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ลดลงร้อยละ 0.7 เนื่องจากการนำเข้าน้ำมันดิบลดลงแต่มูลค่าอยู่ที่ระดับ 912,240 ล้านบาทหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.0 เมื่อเทียบกับปี 2548 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกอยู่ในระดับสูง
2. น้ำมันสำเร็จรูป ในปี 2549 การใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีจำนวน 709 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลง จากปีก่อนร้อยละ 1.3 โดยปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินอยู่ระดับที่ 125 พันบาร์เรลต่อวัน เนื่องจากระดับราคาสูงขึ้นจึงส่งผลให้ประชาชนหันมาใช้เชื้อเพลิงทางเลือกอื่นแทนน้ำมันมากขึ้น ได้แก่ LPG และ NGV ส่วนการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์อยู่ที่ระดับ 3.5 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 56.5 เมื่อเทียบกับปีที่ผ่านมา ส่วนปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลอยู่ 318 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 5.7 สาเหตุจากภาครัฐได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลในเดือนกรกฎาคม 2548 ขณะที่ LPG มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 13.6 (ไม่รวมการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี) เป็นการใช้ในรถยนต์เป็นหลัก ได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้นถึงร้อยละ 50.2มติของที่ประชุม
3. ในปี 2549 การใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ระดับ 3,236 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.8 โดยเป็นการใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 75 ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมี และอื่นๆ (โพรเพน อีเทน และ LPG) ร้อยละ 16 และที่เหลือร้อยละ 9 ใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม
4. สำหรับการใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน อยู่ที่ระดับ 31 ล้านตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดยการใช้ลิกไนต์ ลดลงร้อยละ 9.1 เนื่องจากอุปทานภายในประเทศน้อยลงจากการที่บริษัท ลานนารีซอร์สเซส จำกัด (มหาชน) หยุดผลิต ขณะที่การใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 34.9 เพื่อทดแทนลิกไนต์ภายในประเทศและการใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของบริษัท บีแอลซีพีเพาเวอร์ จำกัด ที่เริ่มดำเนินการเมื่อต้นปี 2549
5. ไฟฟ้า กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า ณ วันที่ 30 เดือนพฤศจิกายน 2549 อยู่ที่ 27,087 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในปีนี้เกิดขึ้นในเดือนพฤษภาคมที่ระดับ 21,064 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีก่อน 526 เมกะวัตต์ กำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.1
6. ปริมาณการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งประเทศ ในปี 2549 อยู่ที่ระดับ 126,600 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัว เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.9 เป็นการใช้ในเขตนครหลวง 41,344 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 เขตภูมิภาค 82,772 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 และการใช้ของลูกค้าตรงของ กฟผ. 2,484 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45 ของการใช้ ไฟฟ้าทั้งประเทศเพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 5.3 สาขาธุรกิจ และบ้านและที่อยู่อาศัยเพิ่มขึ้นเท่ากันคือร้อยละ 4.7 สาขาเกษตรลดลงร้อยละ 11.6 เนื่องจากเกิดภาวะน้ำท่วมในหลายจังหวัด และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้น ร้อยละ 5.4
7. แนวโน้มการใช้พลังงานในปี 2550 ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,636 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2549 ร้อยละ 5.1 โดยความต้องการพลังงานเกือบทุกชนิดเพิ่มขึ้น ยกเว้นไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลงร้อยละ 13.3 เนื่องจากปี 2549 เป็นปีที่มีปริมาณน้ำมาก เป็นพิเศษ การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.7 โดยประมาณการว่าความต้องการน้ำมันสำเร็จรูปทุกชนิดเพิ่มขึ้นยกเว้นน้ำมันเตาที่มีการใช้ลดลงร้อยละ 8.5 เนื่องจาก กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงลงด้วยปีหน้า ปตท. สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. ได้มากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเบนซิน และดีเซลจะเพิ่มขึ้น ร้อยละ 3.2 และ 2.4 ตามลำดับ เนื่องจากผู้ใช้รถมีทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนน้ำมัน ได้แก่ LPG และ NGV ทั้งนี้ คาดว่าการใช้ LPG ในรถยนต์จะชะลอตัวลงจากปี 2549 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายที่จะลดการชดเชยราคา LPG ทำให้ LPG มีราคาสูงขึ้น รวมทั้งรถแท็กซี่ส่วนหนึ่งจะหันไปใช้ NGV มากขึ้นตามนโยบายรัฐบาล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 108 - วันจันทร์ที่ 4 ธันวาคม 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2549 (ครั้งที่ 108)
วันจันทร์ที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.00 น
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
2.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
3.การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
4.แนวทางปฏิบัติตามนโยบายเปิดเสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
5.การแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤศจิกายน 2549)
7.การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล รองผู้อำนวยการฯ รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ซึ่งปัจจุบันมี 2 โครงการ ได้จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้วได้แก่ โครงการน้ำเทิน - หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้เจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดร่างบันทึกเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 โดยใช้ MOU ของโครงการน้ำงึม 2 เป็นต้นแบบ ซึ่งร่าง MOU ของทั้งสองโครงการได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านแล้ว เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2549 และต่อมาเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2549 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน เสนอร่าง MOU การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการ น้ำงึม 3 เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบร่าง MOU ของทั้งสองโครงการก่อนลงนามร่วมกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการต่อไป
3. ลักษณะของโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 สรุปได้ดังนี้
3.1 โครงการน้ำเทิน 1 มีกำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) ปีละประมาณ 1,996 ล้านหน่วย เชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3โดยระบบ 500 กิโลโวลต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประมาณปี 2556 ซึ่งกลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Gamuda Berhad จำกัด, บมจ. ผลิตไฟฟ้า (EGCO) และรัฐบาล สปป. ลาว. ถือหุ้นร้อยละ 40,40 และ 20 ตามลำดับ
3.2 โครงการน้ำงึม 3 มีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ PE และ SE ปีละประมาณ 2,212 ล้านหน่วย เชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 โดยระบบ 230 กิโลโวลต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประมาณปี 2556 ซึ่งกลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย MDX Lao, บริษัท Marubeni จำกัด, บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง และรัฐบาล สปป. ลาว ถือหุ้นร้อยละ 27, 25, 25 และ 23 ตามลำดับ
4. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และ [ชื่อบริษัท] จำกัด ใน สปป. ลาว
4.2 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 523 [440]* เมกะวัตต์และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ PE เท่ากับ 1,692 [1,982]* ล้านหน่วย และ SE เท่ากับ 304 [230]* ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) จำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
4.3 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กล่าวคือ 1) Primary Energy (PE)Tariff ส่วนที่ 1 เท่ากับ 2.6700 Cents/หน่วย และส่วนที่ 2 เท่ากับ 1.0146 บาท/หน่วย 2) Secondary Energy (SE) Tariff เท่ากับ 1.2335 บาท/หน่วย 3) Excess Energy (EE) Tariff เท่ากับ 1.1307 บาท/หน่วย และ 4) Pre COD Energy Tariff เท่ากับ 1.5419 บาท/หน่วย
4.4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date:COD) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.5 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จากกลไกพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism: CDM) โครงการจะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว
4.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ ซึ่งแต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบ ค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.7 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้
- Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA
- Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 54 [53]* เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date(FCD) และ วัน SFCD
- Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 และ 60 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน FCD และ วัน SFCD
- หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.8 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกันกำหนดไว้ 1) วันลงนามสัญญาฯ จำนวน 7.6 [8.9]* Million USD 2) วัน Financial Close Date จำนวน 19.1 [22.4]* Million USD 3) วันที่ COD จำนวน 17.1 [20.0]* Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 14 ปี จำนวน 5.75 [6.7]* Million USD โดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับ และ ตีความตามกฎหมายไทย
(หมายเหตุ * : ค่าใน [ ] เป็นค่าของโครงการน้ำงึม 3)
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1และโครงการน้ำงึม 3
2.เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย นำร่างบันทึกความเข้าใจฯที่ได้รับความเห็นชอบแล้วในข้อ1 ไปลงนามร่วมกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติอนุมัติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดยเห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง รวมกำลังผลิต 2,800 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะต้องมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นตามแผน PDP 2004 หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. ขอความเห็นชอบต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบหมายให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน สำหรับราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และได้เห็นควรกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยจะให้การสนับสนุน 1) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และ 2) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
4. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. -และได้มีมติ-ดังนี้
4.1 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยให้การสนับสนุนเป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยให้การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง และมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวให้ส่งผ่าน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ทั้งนี้ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิงเป็นดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 |
4.2 เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิตรวม 81.7 เมกะวัตต์ โดยจำแนกเป็น พลังน้ำขนาดเล็ก 78.7 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 1 เมกะวัตต์ และกังหันลม 2 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน เพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ที่จะมีการเปิดประมูลแข่งขันในอนาคต ทั้งนี้ ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
5. ตามมติ กบง. ในข้อ 4 กำหนดให้คงสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตติดตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์ โดยให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนเอง กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตส่วนที่เหลืออีกประมาณ 59 เมกะวัตต์ ให้นำมานับรวมในมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตแยกตามประเภท เชื้อเพลิง ตามสัดส่วนที่ กฟผ. เสนอ และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กบง. จะส่งผลกระทบทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้นประมาณ 0.36 - 0.40 สตางค์ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตและขายเข้าระบบสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้า รูปแบบอื่นๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551
- เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ และเห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุน ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ทั้งนี้ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อย ละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
เรื่องที่ 3 การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศเกี่ยวกับข้อกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซล 3 ฉบับ ประกอบด้วย 1) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2547 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 มกราคม 2547 2) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2548 โดยมีผลบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548 และ 3) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2548 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548
2. เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายการบริหารประเทศด้านพลังงาน ในการส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด สนพ. ได้ดำเนินการศึกษาแนวทางการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ อนาคต ขณะที่ปัจจุบันคุณภาพอากาศของไทยพบว่า ปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กกว่า 10 ไมครอน (PM-10) จากการใช้น้ำมันดีเซลที่มีค่ากำมะถันสูง และปัญหาก๊าซโอโซนมีปริมาณสูงเกินมาตรฐานในหลายพื้นที่ โดยเฉพาะในเขตเมืองใหญ่ โดยมีสาเหตุหลักจากการเผาไหม้น้ำมันเชื้อเพลิง นอกจากนี้ในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2549 พบว่าสัดส่วนการใช้น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีปริมาณถึงร้อยละ 60 ของการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทั้งหมด และปริมาณรถยนต์ที่จดทะเบียนทั่วประเทศในปี 2547 ได้เพิ่มขึ้นจากจำนวน 20.624 ล้านคัน เป็น 25.266 ล้านคัน ในปี 2548 หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 22.50 ขณะเดียวกันในกลุ่มสหภาพ ยุโรปได้มีการปรับปรุงมาตรฐานการปล่อยไอเสียรถยนต์ และมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง โดยได้บังคับใช้มาตรฐาน EURO 4 ในปี 2548 ซึ่งกำหนดปริมาณกำมะถันในน้ำมันเบนซินและดีเซลไว้ไม่สูงกว่า 50 ppm
3. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมผู้ประกอบการอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน ผู้ผลิตรถยนต์ และหน่วยราชการที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 เพื่อพิจารณามาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต โดยมีข้อเสนอการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตามแนวทางมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิง EURO 4 โดยปรับปรุงจากมาตรฐานคุณภาพน้ำมันที่บังคับใช้อยู่ในปัจจุบัน เฉพาะข้อกำหนดดังต่อไปนี้
3.1.1 น้ำมันเบนซิน/แก๊สโซฮอล์
ข้อกำหนด | หน่วย | อัตราสูงต่ำ | ประกาศฉบับปัจจุบัน | ประกาศอนาคต |
โอเลฟีน | ร้อยละโดยปริมาตร | ไม่สูงกว่า | (ไม่ได้กำหนด) | 18 |
ตะกั่ว | กรัม/ลิตร | ไม่สูงกว่า | 0.013 | 0.005 |
กำมะถัน | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | 0.05 | 0.005 |
เบนซีน | ร้อยละโดยปริมาตร | ไม่สูงกว่า | 3.5 | 1.0 |
3.1.2 น้ำมันดีเซล
ข้อกำหนด | หน่วย | อัตราสูงต่ำ | ประกาศฉบับปัจจุบัน | ประกาศอนาคต |
Polycyclic Aromatic Hydrocarbon (PAH) | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | (ไม่ได้กำหนด) | 11 |
กำมะถัน | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | 0.035 | 0.005 |
จำนวนซีเทน/ดัชนีซีเทน | - | ไม่ต่ำกว่า | 47 | 50 |
3.2 การปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต ประมาณการเบื้องต้นว่าจะต้องใช้เงินลงทุนประมาณ 50,000 ล้านบาท เพื่อปรับลดปริมาณกำมะถันลงไปที่ระดับ 50 ppm และใช้เพิ่มอีก 30,000 ล้านบาท เพื่อลดปริมาณกำมะถันลงไปที่ 10 ppm ซึ่งจะต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการปรับปรุงโรงกลั่นน้ำมันอย่างน้อย 5 ปี จึงควรกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้ มาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
3.3 ที่ประชุมได้มีข้อสังเกตว่าการลงทุนปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ภาครัฐควรมีการดำเนินการอย่างเข้มงวดในการควบคุมการปล่อยมลพิษของรถยนต์ใช้ งาน และควรพิจารณาให้สิทธิประโยชน์ ทั้งด้านการสนับสนุนเงินลงทุน การลดหย่อนภาษี และมาตรการจูงใจในด้านอื่นๆ แก่ผู้ประกอบการที่สามารถดำเนินการตามนโยบายของรัฐได้ก่อนระยะเวลาที่กำหนด ตลอดจนควรพิจารณาให้ปรับปริมาณสารอะโรมาติกในน้ำมันแก๊สโซฮอล์ เป็นร้อยละ 39 เพื่อให้กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นมีความคล่องตัวในการจัดหาองค์ประกอบ ส่วนการปรับลดกำมะถันในน้ำมันเชื้อเพลิงไปที่ระดับ 10 ppm ควรเป็นความสมัครใจ โดยรัฐบาลอาจใช้มาตรการเสริมเพื่อสร้างแรงจูงใจ และให้กลไกด้านการตลาดเป็นตัวขับเคลื่อน
4. การปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว จะช่วยลดผลกระทบทั้งทางด้านมลพิษ และทางด้านสุขภาพอนามัย และทำให้สามารถใช้อุปกรณ์กำจัดมลพิษที่เป็น Advance Technology ในรถใหม่ได้อย่างมีประสิทธิภาพ นอกจากนี้การปรับลดกำมะถันในน้ำมันจะช่วยลดการเสื่อมและยืดอายุการใช้งานของ เครื่องยนต์ ตลอดจนอุปกรณ์ลดมลพิษต่างๆ ส่งผลให้ประหยัดค่าใช้จ่ายในการดูแลบำรุงรักษาหรือเปลี่ยนเครื่องยนต์และ อุปกรณ์ลดมลพิษด้วย แต่ทั้งนี้ประเทศไทยอาจจะต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมากในการปรับปรุงโรงกลั่น น้ำมัน และพัฒนารถยนต์ ซึ่งจากการประมาณการเบื้องต้นคาดว่ากลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นฯ จะมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รวมประมาณถึง 50,960 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม เมื่อเปรียบเทียบกับผลประโยชน์ทางด้านสิ่งแวดล้อมและสุขอนามัยของประชาชน จะเห็นว่าการลงทุนดังกล่าวมีความจำเป็นและคุ้มค่า
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในอนาคต ตามแนวทางของมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิง EURO 4 โดยการปรับปรุงจากมาตรฐานคุณภาพน้ำมันที่มีบังคับใช้อยู่ในปัจจุบันเฉพาะข้อ กำหนด ดังรายละเอียดในข้อ 3.1.1 และข้อ 3.1.2
2.เห็นชอบให้กำหนดระยะเวลาในการบังคับใช้มาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบยุทธศาสตร์การส่งเสริมน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ โดยกำหนดให้มีการใช้เอทานอลวันละ 1 ล้านลิตร ในปี 2549 และเพิ่มเป็น 3 ล้านลิตร ในปี 2554 เพื่อทดแทนสาร MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และเห็นชอบให้ตั้งคณะทำงานร่วมระหว่างกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เพื่อกำหนดมาตรการส่งเสริมการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล และสนับสนุนแผนการจัดการด้านวัตถุดิบ ตลอดจนรูปแบบการนำไปสู่ การปฏิบัติที่ชัดเจน
2. เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ (กชช.) และได้มีระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการยกเลิก "ระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วย คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ พ.ศ.2545" ลงวันที่ 26 พฤษภาคม 2548 โดย กชช. มีอำนาจครอบคลุมภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เมื่อผู้ประกอบการได้รับใบอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อ ใช้เป็นเชื้อเพลิงจาก กชช. แล้ว ผู้ประกอบการต้องยื่นเรื่องต่อกรมโรงงานอุตสาหกรรม กรมสรรพสามิต สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามกฎหมายต่อไป
3. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติให้เปิดเสรีในการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่าย เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงได้ตามเป้าหมายที่กำหนดและสอดคล้องกับนโยบาย ของกระทรวงพลังงาน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2549 กชช. ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงการคลังร่วมกันพิจารณายกเลิกข้อกำหนดที่เป็นอุปสรรคต่อการเปิด เสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
4. กระทรวงพลังงานได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหารือเพื่อพิจารณายกเลิกข้อ กำหนดที่เป็นอุปสรรคต่อการเปิดเสรีฯ และพิจารณาแนวทางดำเนินการเพื่อส่งเสริมและสนับสนุนตามนโยบายการเปิดเสรีรวม 3 ครั้ง ซึ่งปรากฏว่ามีประกาศและข้อกำหนดที่อาจเป็นอุปสรรคต่อการเปิดเสรีการตั้งโรง งานเอทานอลฯ คือ 1) ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง วิธีการบริหารงานสุราฯ พ.ศ. 2543 ในส่วนที่ 3 การทำและขายส่งสุราสามทับ (แอลกอฮอล์) ข้อ 11 ไม่อนุญาตให้โรงงานสุรากลั่นแห่งอื่นทำสุราสามทับ (เอทานอล) ออกขายภายในประเทศ 2) เงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดย กชช. ทั้งหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการขออนุญาตจัดตั้งโรงงาน ดังนั้นเพื่อให้ไม่มีอุปสรรคในนโยบายเปิดเสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้
4.1 ให้กระทรวงการคลังจัดทำประกาศ เรื่อง การจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงแทนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง วิธีการบริหารงานสุรา พ.ศ. 2543 สำหรับการ ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรี ทั้งนี้ให้กระทรวง การคลังร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการและจัดทำประกาศดังกล่าวให้ แล้วเสร็จโดยเร็ว
4.2 ยกเลิกเงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดย กชช. และให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตั้ง โรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากคณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติหรือจาก กชช. ใดที่มีความประสงค์จะปรับเปลี่ยนแก้ไขสาระสำคัญโครงการ รวมทั้งผู้ที่มีความประสงค์จะจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในประเทศ และ/หรือผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออก ให้ดำเนินการขออนุญาตจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ประกาศ ระเบียบของหน่วยราชการที่เกี่ยวข้องทุกประการ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กระทรวงการคลังจัดทำประกาศเรื่อง การจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงแทนการบังคับใช้ ประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง วิธีการบริหารงานสุรา พ.ศ. 2543 สำหรับการตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อให้สอดคล้องกับ นโยบายการเปิดเสรี ทั้งนี้ให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการและจัดทำประกาศดังกล่าวให้ แล้วเสร็จโดยเร็ว
2.เห็นควรยกเลิกเงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดยคณะกรรมการพัฒนา และส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงจากคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ หรือจากคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพใดที่มีความประสงค์จะ ปรับเปลี่ยนแก้ไขสาระสำคัญโครงการ รวมทั้งผู้ที่มีความประสงค์จะจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงภายในประเทศและ/หรือผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงเพื่อการส่งออกให้ดำเนินการขออนุญาตจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง พิจารณาดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ประกาศ ระเบียบของหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องทุกประการ
เรื่องที่ 5 การแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. องค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) เป็นองค์การระหว่างประเทศที่ก่อตั้งขึ้น เพื่อสนับสนุนให้เกิดการศึกษาเกี่ยวกับการจัดหาแหล่งพลังงาน การผลิตและการใช้พลังงานให้มีความสัมพันธ์กับการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ ตลอดจนการอนุรักษ์พลังงาน และส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างยั่งยืน เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดแก่ทุกประเทศทั่วโลก ซึ่งการเข้าร่วมเป็นสมาชิกจะต้องจัดตั้งในรูปของคณะกรรมการสมาชิกของประเทศ (Country Member Committee) เท่านั้น
2. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 ในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (Thailand National Committee - World Energy Council) โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นเลขานุการฯ ต่อมา เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2538 คณะรัฐมนตรีได้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทยขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร. บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานฯ และ พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการฯ ทั้งนี้ การดำเนินงานที่ผ่านมา ประเทศไทยได้จัดส่งผู้แทนเข้าร่วมในการประชุมและกิจกรรมขององค์การอย่างต่อ เนื่องทุกปี เพื่อติดตามความก้าวหน้าทางวิชาการ โดยมุ่งเน้นด้านเทคโนโลยีและความสำเร็จของการจัดการด้านพลังงาน ตลอดจนการแลกเปลี่ยนความรู้ ประสบการณ์ด้านพลังงานกับประเทศต่างๆ
3. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทบทวนคณะกรรมการที่คณะรัฐมนตรีแต่ง ตั้งไว้ ซึ่งจะสิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ ในวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานจึงได้ทำหนังสือแจ้ง สลค. ขอยกเลิกคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย แต่เนื่องจากองค์การพลังงานโลกของประเทศไทยยังมีความจำเป็นจะต้องคงอยู่ เพื่อทำหน้าที่ประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกต่อไป จึงเห็นควรให้คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยมาอยู่ภายใต้คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยปรับให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ที่สอดคล้องกับนโยบายการพัฒนาพลังงาน ในปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ตามการปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ใหม่
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤศจิกายน 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ระดับ 56.72 และ 59.42 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 0.29 และ 0.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวโอเปคจะลดกำลังการผลิตลงอีก 0.3 - 0.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ประกอบกับสถานการณ์ความรุนแรงในประเทศไนจีเรียที่ยืดเยื้อและทวีความรุนแรง มากขึ้น
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 62.89 และ 62.14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 1.06 และ 0.93 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก Energy Information Administration (EIA) รายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐฯ ลดลงอยู่ที่ระดับ 204 ล้านบาร์เรล ขณะที่ความต้องการซื้อน้ำมันเบนซินในภูมิภาคยังมีอย่างต่อเนื่อง สำหรับราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 69.55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลง 1.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากโรงกลั่นของเกาหลีใต้ จะเพิ่มการส่งออกน้ำมันเครื่องบินในเดือนธันวาคม 2549
3. ราคาน้ำมันขายปลีกเดือนพฤศจิกายน ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร และปรับขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร ขณะที่ปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 อยู่ที่ระดับ 25.69 , 24.89 และ 23.84 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (ณ วันที่ 27 พ.ย. 2549) มีเงินสดสุทธิ 8,439 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 53,758 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 22,759 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,617 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคา LPG 11,680 ล้านบาท และดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 102 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 45,319 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงมหาดไทย ได้เชิญผู้แทน กฟภ. เข้าร่วมการประชุมเพื่อกำหนดแนวทางในการแก้ไขปัญหาและการช่วยเหลือผู้ประสบ อุทกภัย เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 และมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย ต่อมา กฟภ. ได้เสนอเรื่อง การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย ต่อ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 และที่ประชุมได้มีมติ ดังนี้
1.1 เห็นชอบในหลักการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัย รายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใดใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 100 บาท/เดือน จะไม่สามารถนำส่วนลดค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปได้
1.2 เห็นชอบแนวทางการแบ่งรับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยให้ (1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ (2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง
1.3 มอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. จัดทำประมาณการภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับ ผู้ประสบอุทกภัย โดยพิจารณาถึงปริมาณการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาด เล็กที่ประสบอุทกภัยร่วมด้วย และจัดส่งให้ สนพ. เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. การประมาณการภาระส่วนลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย ในช่วงเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 พบว่าพื้นที่ประสบอุทกภัยทั้งประเทศจำนวน 47 จังหวัด มีจำนวน ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ประสบอุทกภัยประมาณ 1.22 ล้านราย คิดเป็นภาระส่วนลดค่ากระแสไฟฟ้ารวมประมาณ 531 ล้านบาท จำแนกเป็นการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. และ กฟภ. จำนวนประมาณ 50 และ 481 ล้านบาท ตามลำดับ โดยที่ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. รับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าเป็นจำนวน 265 25 และ 241 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 107 - วันจันทร์ที่ 6 พฤศจิกายน 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2549 (ครั้งที่ 107
วันจันทร์ที่ 6 พฤศจิกายน พ.ศ. 2549 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ
2.การแก้ไขปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และแนวทางในการบริหารกองทุนฯ ในอนาคต
3.แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
4.แนวทางการส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์และการเลื่อนการยกเลิกเบนซิน 95
5.การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
6.การขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว>
7.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กันยายน - ตุลาคม 2549)
8.การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และแนวโน้มค่า Ft ในระยะต่อไป
10.การพัฒนาและปรับปรุงกฎหมายต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2549 รัฐบาลได้แถลงนโยบายรัฐบาลต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ และ ในส่วนของนโยบายด้านพลังงานเป็นดังนี้ "จะส่งเสริมประสิทธิภาพและประหยัดการใช้พลังงาน การพัฒนาและใช้ประโยชน์พลังงานทดแทน การสำรวจและพัฒนาแหล่งพลังงานทั้งภายในประเทศและนอกประเทศ รวมถึงเขตพัฒนาร่วมกันกับประเทศเพื่อนบ้าน การส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด การกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานที่เหมาะสม และการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม โดยแยกงานนโยบายและการกำกับดูแลให้มีความชัดเจน รวมทั้งส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงานในระยะยาว และการศึกษาวิจัยพลังงานทางเลือก" เพื่อให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินงาน กระทรวงพลังงานจึงได้จัดทำนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยแบ่งนโยบายพลังงานออกเป็น 2 ระยะคือ มาตรการที่ต้องดำเนินการทันที ซึ่งเป็นนโยบายเร่งด่วนเพื่อแก้ปัญหาพลังงานของประเทศ และมาตรการที่ต้องดำเนินการในระยะต่อไป เป็นนโยบายเพื่อการวางพื้นฐานการพัฒนาพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคงและ ยั่งยืน สอดคล้องกับ หลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง
2. นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ประกอบด้วย นโยบายในระยะสั้น และระยะยาว โดยที่นโยบายระยะสั้น สรุปได้ดังนี้
2.1 ปรับโครงสร้างการบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงาน ของประเทศมีประสิทธิภาพสูงสุด โดยยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อแยกงานนโยบายและการกำกับดูแลออกจากกันให้มีความชัดเจน ด้วยให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมถึงกิจการ ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และมีการจัดตั้งองค์กรอิสระกำกับดูแลตามกฎหมาย พร้อมทั้งเสนอการแก้ไขพระราชกฤษฎีกา กำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 เพื่อโอนอำนาจรัฐ ให้มาอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐ ตลอดจนเร่งผลักดัน ปรับปรุง แก้ไข กฎหมายด้านพลังงานอื่นๆ เช่น พ.ร.บ. ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นต้น
2.2 การจัดหาพลังงาน เพื่อให้มีความเพียงพอและมั่นคง โดยเร่งรัดและส่งเสริมการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงปิโตรเลียมทั้งใน ประเทศและเขตพื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้าน เช่น แหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพิ่มเติม และพัฒนาโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ เร่งส่งเสริมบทบาทของ ปตท.สผ. ในการสำรวจพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมทั้งในประเทศและต่างประเทศ ขณะเดียวกันปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยการปรับค่าพยากรณ์ไฟฟ้าให้เหมาะสมและสอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจ และส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ตลอดจนกระจายแหล่งและชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
2.3 ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ โดยการกำหนดเป้าหมาย และเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานทั้งภาครัฐ เอกชน และประชาชน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังและต่อเนื่อง และจัดตั้งองค์กรหลักในการผลักดันและบริหารจัดการด้านการใช้พลังงาน (National Demand Side Management Office) พร้อมทั้งเร่งดำเนินการกำหนดมาตรฐานการประหยัดพลังงานของอุปกรณ์ เครื่องจักร และเครื่องยนต์ที่ใช้พลังงาน และส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชนให้มากขึ้น ตลอดจนริเริ่ม มาตรการประหยัดพลังงานในภาคคมนาคมขนส่ง รวมทั้งสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) ในปริมาณที่เหมาะสม โดยผ่านระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
2.4 ส่งเสริมพลังงานทดแทนที่เหมาะสมกับประเทศ เพื่อกระจายชนิดเชื้อเพลิงและลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน โดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) ก๊าซโซฮอล์ (Gasohol) และไบโอดีเซล (Biodiesel) ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง และสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในสัดส่วนและราคาที่เหมาะสม รวมทั้งจัดตั้งองค์การมหาชนเพื่อดำเนินการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนใน ชุมชนให้เกิดขึ้นอย่างจริงจังและยั่งยืน พร้อมทั้งสนับสนุนการศึกษาวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทน เชิงนโยบาย นอกจากนี้จะเผยแพร่ให้ความรู้เพื่อให้ประชาชนรู้จักและมั่นใจการเลือกใช้ เชื้อเพลิงอื่น
2.5 กำหนดโครงสร้างราคาพลังงาน เพื่อให้การกำหนดราคาพลังงานโปร่งใส เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกำกับดูแลให้การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามกลไกตลาดที่เสรี โปร่งใส และเป็นธรรม และเร่งดำเนินการเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและวางกรอบแนวทาง การใช้งบประมาณของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต พร้อมทั้งปรับโครงสร้างราคาและการชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อให้ราคาสะท้อนต้นทุน และปรับวิธีการคำนวณค่า Ft ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมยิ่งขึ้น รวมทั้งกำกับดูแลอัตราค่าตอบแทนในการจัดหา ค่าผ่านท่อ และการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้บริโภค
2.6 กำหนดมาตรการด้านพลังงานสะอาด เพื่อลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการพลังงานในรูปแบบ ต่างๆ โดยการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันสำเร็จรูปให้สูงขึ้นอย่างเหมาะสม และปฏิบัติตามพันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ พร้อมทั้งร่วมมือกับนานาประเทศในการดำเนินการด้านสิ่งแวดล้อมที่เกี่ยวข้อง กับการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืน ตลอดจนเร่งผลักดันกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM) เพื่อส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และช่วยให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น
2.7 ส่งเสริมให้ภาคเอกชนและประชาชนมีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบาย โดยส่งเสริมการ มีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบายและมาตรการด้านพลังงาน เพื่อให้การพัฒนาพลังงานเป็นการพัฒนาอย่างยั่งยืน รวมทั้งส่งเสริมการมีส่วนร่วมในการพัฒนาพลังงานชุมชน เช่น การผลิตไฟฟ้าและไบโอดีเซลชุมชน
3. สำหรับนโยบายระยะยาว ซึ่งเป็นการวางรากฐานการบริหารจัดการพลังงานแบบยั่งยืน และสอดคล้องตามหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยจะดำเนินการ ดังนี้คือ
3.1 จัดหาพลังงานโดยการกำหนดมาตรการที่ก่อให้เกิดการพัฒนาและจัดหาพลังงานของ ประเทศที่ทำให้เกิดความมั่นคง มีใช้อย่างพอเพียงและทั่วถึง และลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ รวมทั้งศึกษาวิจัยพัฒนาพลังงานทางเลือกอื่นๆ
3.2 พัฒนาพลังงานแบบยั่งยืน โดยให้ความสำคัญในการนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาใช้ในการพัฒนาพลังงาน ควบคู่ไปกับการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาธุรกิจพลังงาน และปฏิบัติตาม พันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ พร้อมทั้งให้ผู้ผลิต ผู้จำหน่าย และผู้ใช้เข้ามามีส่วนร่วมในการรับผิดชอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม
3.3 ส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงาน โดยส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงานเพื่อให้เกิด ประสิทธิภาพและความเป็นธรรม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ดังนี้
ระยะสั้น เริ่มดำเนินการทันทีภายในรัฐบาลนี้
1. ปรับโครงสร้างการบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงานของประเทศมีประสิทธิภาพสูงสุด
(1) ยกร่างและเร่งดำเนินการเพื่อให้มีพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน เพื่อแยกงานนโยบายและการกำกับดูแลออกจากกันให้มีความชัดเจน โดยให้การกำกับดูแลกิจการพลังงาน ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และมีการจัดตั้งองค์กรอิสระกำกับดูแล
(2) เสนอการแก้ไขพระราชกฤษฎีกา กำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 เพื่อโอนอำนาจรัฐให้มาอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐ
(3) เร่งผลักดัน ปรับปรุง แก้ไข กฎหมายด้านพลังงานอื่นๆ เช่น พ.ร.บ. ปิโตรเลียม พ.ศ. 2515 และ พ.ร.บ. เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นต้น ทั้งนี้ เพื่อแก้ปัญหาและอุปสรรค ตลอดจนทำให้เกิดความคล่องตัวในการดำเนินการด้านพลังงาน
2. การจัดหาพลังงาน เพื่อให้พลังงานมีความเพียงพอและมั่นคง
(2.1) เร่งรัดและส่งเสริมการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงพลังงาน
(1) ส่งเสริมการสำรวจพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงปิโตรเลียมทั้งในประเทศ และเขตพื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้าน
- เร่งจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพิ่มเติม จากแหล่งยูโนแคล แหล่งอาทิตย์ แหล่งบงกช แหล่งไพลิน และแหล่งก๊าซในเขตพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA)
- พัฒนาโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ สหภาพพม่า แหล่ง M7/M9 และ A1 และประเทศอินโดนีเซีย แหล่งนาทูน่า และหรือ LNG จากต่างประเทศ
- เร่งรัดการเจรจาตกลงเกี่ยวกับการพัฒนาทรัพยากรปิโตรเลียมในเขตไหล่ทวีปทับซ้อนไทย - กัมพูชา
(2) ส่งเสริมบทบาทของ ปตท.สผ. ในการสำรวจพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมทั้งในประเทศและต่างประเทศ
(2.2) ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(1) ปรับค่าพยากรณ์ไฟฟ้าให้เหมาะสมและสอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจ เพื่อให้การลงทุนด้านกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างเหมาะสมและเพียงพอต่อความต้อง การใช้
(2) ส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP)
(3) กระจายแหล่งและชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน เสถียรภาพของราคาโดยคำนึงถึงต้นทุนการผลิต ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และประโยชน์ต่อผู้บริโภค
3. ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ
(1) กำหนดเป้าหมายและเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานทั้งภาครัฐ เอกชน และประชาชน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังและต่อเนื่อง และปลูกฝังให้เกิดการใช้พลังงานอย่างรู้คุณค่า เช่น การเลือกซื้ออุปกรณ์ที่ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นต้น
(2) จัดตั้งองค์กรหลักในการผลักดันและการบริหารจัดการด้านการใช้พลังงาน (National Demand Side Management Office) เพื่อให้การดำเนินการส่งเสริมการประหยัดพลังงานเป็นไปอย่างคล่องตัว มีประสิทธิภาพ มีความต่อเนื่อง
(3) เร่งดำเนินการกำหนดมาตรฐานการประหยัดพลังงานของอุปกรณ์ เครื่องจักร และเครื่องยนต์ที่ใช้พลังงาน รวมทั้ง ดำเนินการติดฉลากอุปกรณ์ที่ได้กำหนดมาตรฐานไว้แล้ว
(4) ส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชนให้มากขึ้น โดยจัดเตรียมพื้นที่จอดรถในลักษณะ Park & Ride และอำนวยความสะดวก โดยเตรียม Feeder ให้บริการเดินทางเข้าสู่เมือง
(5) สนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นระบบการผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ โดยผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในปริมาณที่เหมาะสม
(6) ริเริ่มมาตรการประหยัดพลังงานในภาคขนส่ง ได้แก่ การพัฒนาระบบแหล่งมวลชน ระบบ Logistics และการพัฒนายานยนต์ประหยัดพลังงาน เป็นต้น
4. ส่งเสริมพลังงานทดแทนที่เหมาะสมกับประเทศ เพื่อกระจายชนิดเชื้อเพลิงและลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน
(1) ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) ก๊าซโซฮอล์ (Gasohol) และไบโอดีเซล (Biodiesel) ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ตามความเหมาะสมกับศักยภาพด้านการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ
(2) สนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เช่น วัสดุเหลือใช้จากการเกษตร ของเสียจากอุตสาหกรรม ก๊าซชีวภาพ ขยะ ลม พลังงานแสงอาทิตย์ ในสัดส่วนและราคาที่เหมาะสม โดยเร่งออกประกาศขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตขนาดเล็กมาก (VSPP) และการกำหนดราคารับซื้อ ไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากราคาตามระเบียบ
(3) จัดตั้งองค์การมหาชนเพื่อดำเนินการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนในชุมชน ให้เกิดขึ้นอย่างจริงจังและยั่งยืน เนื่องจากการดำเนินการจะเป็นไปอย่างคล่องตัวและมีประสิทธิภาพ
(4) สนับสนุนการศึกษาวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนเชิงนโยบาย เพื่อหาแนวทางที่เหมาะสม ในการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ
(5) เผยแพร่ให้ความรู้เพื่อให้ประชาชนรู้จักและมั่นใจการเลือกใช้เชื้อเพลิงอื่น เช่น NGV ก๊าซโซฮอล์ และไบโอดีเซล รวมทั้ง ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจเกี่ยวกับความจำเป็นในการส่งเสริม และพัฒนาพลังงานทางเลือกอื่นๆ เช่น ถ่านหิน และอื่นๆ
5. กำหนดโครงสร้างราคาพลังงาน เพื่อให้การกำหนดราคาพลังงานโปร่งใส เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
(1) กำกับดูแลให้การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามกลไกตลาดที่เสรี โปร่งใส และเป็นธรรม
(2) เร่งดำเนินการเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและวางกรอบแนวทางการใช้งบประมาณของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
(3) ปรับโครงสร้างราคาและการชดเชยก๊าซหุงต้ม (LPG) เพื่อให้ราคาสะท้อนต้นทุน และลดการบิดเบือนของการใช้ก๊าซหุงต้มที่ไม่เหมาะสม
(4) ปรับวิธีการคำนวณค่า Ft ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมยิ่งขึ้น โดยให้มีการส่งผ่านต้นทุนค่าเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้าภายใต้การดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ
(5) กำกับดูแลอัตราค่าตอบแทนในการจัดหา ค่าผ่านท่อ และการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ให้มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้บริโภค
(6) ติดตามและกำกับดูแลราคาพลังงานทดแทน (NGV, Gasohol, Biodisel) ให้สะท้อนต้นทุนและเป็นธรรมแก่ผู้บริโภค
6. กำหนดมาตรการด้านพลังงานสะอาด เพื่อลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการพลังงานในรูปแบบต่างๆ
(1) กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันสำเร็จรูปให้สูงขึ้นอย่างเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมของประเทศ
(2) ให้ความสำคัญในการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาธุรกิจพลังงาน โดยให้ ผู้ผลิต ผู้จำหน่าย และผู้ใช้ร่วมรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม
(3) ปฏิบัติตามพันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ
(4) ร่วมมือกับนานาประเทศในการดำเนินการด้านสิ่งแวดล้อมที่เกี่ยวข้องกับการประ กอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืน
(5) เร่งผลักดันกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM) เพื่อส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ และช่วยให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น
7. ส่งเสริมให้ภาคเอกชนและประชาชนมีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบาย เพื่อความเข้าใจและร่วมมือกันพัฒนาพลังงานของประเทศ
(1) ส่งเสริมการมีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบายและมาตรการด้านพลังงาน เพื่อให้การพัฒนาพลังงานเป็นการพัฒนาอย่างยั่งยืน
(2) ส่งเสริมการมีส่วนร่วมในการพัฒนาพลังงานชุมชน เช่น การผลิตไฟฟ้าและไบโอดีเซลชุมชน อันเป็นการสอดคล้องกับการพัฒนาเศรษฐกิจแบบพอเพียง
ระยะยาว : เริ่มดำเนินการศึกษา วิจัยเพื่อวางรากฐานการบริหารจัดการพลังงานแบบยั่งยืน และสอดคล้องตามหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยจะดำเนินการในเรื่องต่างๆ ดังนี้
8. จัดหาพลังงาน
- กำหนดมาตรการที่ก่อให้เกิดการพัฒนาและจัดหาพลังงานของประเทศที่ทำให้ เกิดความมั่นคง มีใช้อย่างพอเพียงและทั่วถึง และลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ
- สนับสนุนส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน และศึกษาวิจัยพัฒนาพลังงานทางเลือกอื่นๆ
9. พัฒนาพลังงานแบบยั่งยืน
- ให้ความสำคัญในการนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาใช้ในการพัฒนาพลังงาน ควบคู่ไปกับลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาธุรกิจพลังงาน
- ปฏิบัติตามพันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ
- ให้ผู้ผลิต ผู้จำหน่าย และผู้ใช้เข้ามามีส่วนร่วมในการรับผิดชอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม
- ให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการบริหารจัดการพลังงาน
10 ใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
- สนับสนุนหน่วยงานอื่นในการพัฒนาโครงการที่ส่งผลในการลดใช้พลังงาน โดยเฉพาะน้ำมัน ได้แก่ การพัฒนาระบบขนส่งมวลชน ระบบ Logistics การพัฒนายานยนต์ประหยัดพลังงาน เป็นต้น
11. ส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงาน
- ส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงานเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพและความเป็น ธรรม โดยมีระบบกำกับดูแลการประกอบกิจการที่มีประสิทธิภาพและสร้างความเป็นธรรมให้ แก่ผู้บริโภค
เรื่องที่ 2 การแก้ไขปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และแนวทางในการบริหารกองทุนฯ ในอนาคต
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นของราคาน้ำมันในช่วงปลายปี 2546 ถึงต้นปี 2547 รัฐบาลได้มีนโยบายตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2547 ถึงวันที่ 13 กรกฎาคม 2548 ส่งผลให้ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระหนี้สินจากการจ่ายเงินชดเชยสะสมทั้งสิ้น 92,054 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาปัญหาภาระหนี้สินจากการตรึงราคาน้ำมัน และหนี้สินจากเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยพบว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ในช่วงเดือนตุลาคม 2550 - มีนาคม 2551 จำนวนเงิน 11,468 ล้านบาท กบง. จึงเห็นชอบให้ปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล เพิ่มขึ้น 1.50 บาท/ลิตร โดยเพิ่มจาก 2.50 บาท/ลิตร เป็น 4.00 บาท/ลิตร และให้ประธานกรรมการฯ เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นผู้ปรับขึ้นหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมัน เบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล
2. ผลการดำเนินการแก้ไขปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ จำนวน 4 ครั้ง โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 0.96 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.55 บาท/ลิตร ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายรับจากน้ำมันเพิ่มขึ้นจาก 2,600 ล้านบาท/เดือน เป็น 3,646 ล้านบาท/เดือน ซึ่งเมื่อหักเงินชดเชยก๊าซ LPG แล้วกองทุนฯ จะมีรายได้สุทธิ 3,162 ล้านบาท/เดือน ซึ่งทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ สิ้นตุลาคม 2549 มีเงินสดในบัญชี 5,533 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุนฯ 53,656 ล้านบาท และมีฐานะกองทุนฯ สุทธิติดลบ 48,123 ล้านบาท แยกเป็น 3 ประเภท คือ 1) หนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท แบ่งเป็น 2 งวดๆ ละ 8,800 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดในเดือนตุลาคม 2550 และตุลาคม 2551 ตามลำดับ 2) หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 22,759 ล้านบาท และ 3)หนี้ค้างชำระเงินชดเชย 13,297 ล้านบาท
3. จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ ระดับปัจจุบัน คาดว่าจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ สามารถสะสมเงินเพียงพอที่จะชำระหนี้สถาบันการเงินหมดภายในเดือนกรกฎาคม 2550 และชำระหนี้พันธบัตรได้ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 อย่างไรก็ตามหนี้ในส่วนพันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท ต้องไถ่ถอนตามกำหนดเวลาเดิม และเมื่อกองทุนฯ ได้ชำระหนี้สินจนหมดแล้ว จึงเห็นควรให้พิจารณาแนวทางในการ จัดการกองทุนน้ำมันฯ โดยพิจารณาจากทางเลือกใน 3 แนวทางคือ 1) ยกเลิกกองทุนน้ำมันฯ เพื่อไม่ให้ กองทุนฯ ถูกใช้เป็นเครื่องมือทางการเมือง 2) คงกองทุนฯ ไว้เพื่อใช้ในยามฉุกเฉิน โดยกำหนดวัตถุประสงค์ การใช้จ่ายเงินที่ชัดเจน หรือ 3) นำเงินกองทุนฯ ไปใช้ในการลดการใช้พลังงานในภาคขนส่ง
มติของที่ประชุม
เห็นควรมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษารายละเอียดแนวทางการจัดการกองทุนน้ำมันฯ เมื่อกองทุนฯ ชำระหนี้สินหมดแล้ว โดยให้คงกองทุนฯ ไว้เพื่อใช้ในยามฉุกเฉิน และ/หรือนำเงินกองทุนฯ ไปใช้ในการลดใช้พลังงานในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 3 แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการจัดตั้งองค์กร กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของกระทรวงพลังงาน โดยให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทำหน้าที่กำกับดูแลในช่วงเปลี่ยนผ่าน และให้กระทรวงพลังงานดำเนินการปรับปรุงกฎหมายที่มีอยู่ให้เหมาะสมต่อไป ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติเห็นชอบให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยในระยะแรกให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน และในระยะยาวให้มีการยกร่าง พ.ร.บ. การประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อให้การกำกับดูแลมีความสมบูรณ์ครบถ้วนต่อไป
2. การดำเนินการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน เป็นดังนี้
2.1 คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า (กกฟ.) จำนวน 7 ท่าน ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 ทั้งนี้ ให้ สนพ. ทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการของ กกฟ. ต่อมา กกฟ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ (อกก.) เพื่อช่วยเหลือการปฏิบัติงาน จำนวน 6 คณะ ประกอบด้วย 1) อกก. กำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ 2) อกก. พิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า 3) อกก. การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า 4) อกก. คุ้มครองผู้บริโภค 5) อกก. กำกับดูแลการดำเนินงานของกิจการไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ และ 6) อกก. ดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ต่อมา กกฟ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ขอลาออกจากตำแหน่ง โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2549 เป็นต้นไป
2.2 การดำเนินการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมาได้ดำเนินงานตามมติคณะ รัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เรื่องแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ซึ่งกำหนด การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติเป็น 2 ระยะ โดยในระยะสั้น ให้ กพช. ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ กำกับดูแลอัตราค่าผ่านท่อ คุณภาพการให้บริการ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งส่งเสริมและขจัดอุปสรรคในการแข่งขัน และในระยะยาวเมื่อการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... แล้วเสร็จ การดำเนินการในการออกใบอนุญาตต่างๆ จะเป็นหน้าที่ขององค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลการออกใบอนุญาต ในกิจการระบบท่อส่งก๊าซฯ ท่อจำหน่ายก๊าซฯ การจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซฯ รวมทั้งการกำกับดูแลอัตราค่าบริการผ่านท่อก๊าซฯ การลงทุน คุณภาพการบริการ และความปลอดภัย
3. ข้อเสนอแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
3.1 การกำกับดูแลระยะยาว เพื่อดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 และให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติมีประสิทธิผลในระยะยาว ควรยกร่าง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานโดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและ กิจการก๊าซธรรมชาติ และสามารถจัดตั้งองค์กรกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติอย่างถาวร มีอำนาจหน้าที่ตามกฎหมาย
3.2 การกำกับดูแลในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3.2.1 การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เนื่องจาก กกฟ. ซึ่งกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านได้ลาออกทั้งคณะ และปัจจุบันยังไม่มีนโยบายที่จะแปรรูปการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ตลอดจนอำนาจหน้าที่ที่ปฏิบัติโดย กกฟ. เดิม สนพ. ได้ปฏิบัติอยู่แล้ว ดังนั้น การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ควรมีการดำเนินการยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับ ดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 และให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อกำกับกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านภาย ใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน จำนวน 4 คณะ ประกอบด้วย คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
3.2.2 การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมในการแข่งขันทางธุรกิจ การควบคุมให้การใช้อำนาจทางกฎหมายเป็นไปโดยถูกต้อง และการรักษาประโยชน์ของรัฐควรปรับปรุงแก้ไขพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 กำหนดให้มีคณะกรรมการกำกับกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อรับโอนอำนาจของรัฐ ซึ่ง บมจ. ปตท. ได้รับโอนไปเพื่อประกอบธุรกิจปิโตรเลียมตามพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บมจ. ปตท. พ.ศ. 2544 ได้แก่ อำนาจการประกาศเขต อำนาจการรอนสิทธิเหนือพื้นดินของเอกชน และอำนาจในการเวนคืนที่ดิน ตามมาตรา 29-30 มาตรา 32-36 และมาตรา 38 ของพระราชบัญญัติการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2521 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ทั้งนี้ หากมีการตรากฎหมายการกำกับกิจการพลังงานแล้ว อำนาจหน้าที่ตามพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของ บมจ. ปตท. พ.ศ. 2544 จะสิ้นสุดลงตามความในมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติทุน รัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
ในการดำเนินการปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ขอบ บมจ. ปตท. พ.ศ. 2544 เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการนโยบายทุนรัฐวิสาหกิจ (กนท.) ตามความในมาตรา 13 (4) และมาตรา 26 วรรค 2 แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ดังนั้น จึงควรมอบหมายให้กระทรวงการคลังนำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อ กนท. เพื่อพิจารณาดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้มีการยกร่าง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป
2.เห็นควรให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 และให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแล กิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน รายละเอียดตามข้อ 3.2.1
3.เห็นชอบในหลักการให้ปรับปรุงแก้ไขพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 รายละเอียดตามข้อ 3.2.2 และมอบหมายให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์และการเลื่อนการยกเลิกเบนซิน 95
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบยุทธศาสตร์การส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์โดยกำหนดให้มีการใช้เอทานอ ลวันละ 1 ล้านลิตร ในปี 2549 เพื่อทดแทนสาร MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และเห็นชอบให้ตั้งคณะทำงานร่วมระหว่างกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เพื่อกำหนดมาตรการส่งเสริมการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล และสนับสนุนแผนการจัดการด้านวัตถุดิบ ตลอดจนรูปแบบการนำไปสู่การปฏิบัติที่ชัดเจน
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 ได้เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ เพื่อดำเนินการกำหนดนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาเชื้อเพลิงชีวภาพของ ประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศ และได้กำหนดเป้าหมายให้มีการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ และยกเลิกน้ำมันเบนซิน 95 ในวันที่ 1 มกราคม 2550
3. การดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซิน 95 ให้สูงกว่าแก๊สโซฮอล์ 1.50 บาท/ลิตร จนถึงปัจจุบัน (เดือนตุลาคม 2549) มีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล์จำนวน 3,444 สถานี มีปริมาณความต้องการเอทานอลสำหรับผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 350,000 ลิตร/วัน หรือร้อยละ 44 ของการใช้น้ำมันเบนซิน 95 ทั้งหมด อย่างไรก็ตาม ปริมาณการผลิตเอทานอลในปัจจุบันยังไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ของประเทศ โดย ณ วันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีผู้ผลิตเอทานอลเพียง 5 ราย ปริมาณการผลิตเฉลี่ย 480,000 ลิตร/วัน ขณะที่ความต้องการใช้เพื่อทดแทน น้ำมันเบนซิน 95 ทั้งหมดจะมีประมาณ 800,000 ลิตร/วัน ประกอบกับการที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ส่วนต่างระหว่างราคาน้ำมันเบนซินกับเอทานอลเพิ่มมากขึ้น กล่าวคือ ราคาน้ำมันเบนซิน ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 15 บาท/ลิตร โดยที่ราคาเอทานอลอยู่ที่ระดับ 25.30 บาท/ลิตร ทำให้ต้นทุนน้ำมันแก๊สโซฮอล์สูงขึ้นตาม นอกจากนี้ การยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 อาจก่อให้เกิดผลกระทบกับรถยนต์รุ่นเก่าที่เป็นระบบ คาร์บิวเรเตอร์ที่ยังมีการใช้งานอยู่ประมาณ 500,000 คัน และการเปลี่ยนการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 มาเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ จะต้องมีการติดตาม ตรวจสอบ เพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาที่อาจเกิดจากถังเก็บน้ำมันของสถานีบริการมีสิ่ง สกปรก โดยเฉพาะสถานีบริการน้ำมันอิสระที่มีอยู่จำนวนมากและยังไม่ได้เริ่มจำหน่าย น้ำมันแก๊สโซฮอล์ ซึ่งจะต้องใช้เวลาอีกระยะหนึ่งในการดำเนินการเพื่อตรวจสอบให้สถานีบริการดัง กล่าวมีความพร้อม
4. กระทรวงพลังงานได้เชิญผู้ที่เกี่ยวข้องประชุมหารือเมื่อวันที่ 18 และ 26 ตุลาคม 2549 เพื่อประเมินความต้องการใช้และการผลิตเอทานอล ตลอดจนความเป็นไปได้ในการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ในวันที่ 1 มกราคม 2550 โดยผลการประชุมสรุปได้ว่ายังมีความไม่แน่นอนในประเด็นการผลิต เอทานอลให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเลื่อนกำหนดการยกเลิกไปก่อน จนกว่าจะแน่ใจได้ว่ามีการผลิตเอทานอลได้เพียงพอ และควรเร่งรัดการผลิตเอทานอลจากโรงงานให้ได้โดยเร็ว สำหรับด้านราคาเอทานอลที่สูงกว่าเบนซิน 95 ควรจะมีการศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริง เพื่อเป็นเกณฑ์ประกอบการเจรจาซื้อขาย ระหว่างผู้ค้าน้ำมันกับโรงงานผลิตเอทานอลต่อไป
5. ข้อเสนอเพื่อพิจารณาแก้ไขปัญหาต่างๆ ดังกล่าวมีดังนี้
5.1 ควรให้มีการเลื่อนกำหนดการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ออกไป โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาในการยกเลิก การจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 โดยคำนึงถึงประเด็นความเพียงพอของปริมาณเอทานอล การกำหนดราคาเอทานอล และแนวทางการลดผลกระทบต่อรถยนต์ที่ไม่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้
5.2 เพื่อให้การบริหารจัดการมีความเป็นเอกภาพ คล่องตัว และมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น ควรเปลี่ยนแปลงองค์กรที่ทำหน้าที่บริหารจัดการด้านการส่งเสริมเอทานอล โดยยกเลิกคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเอทานอล และไบโอดีเซล ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ออกไป โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาในการยกเลิก การจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 โดยคำนึงถึงประเด็นความเพียงพอและปริมาณเอทานอล การกำหนดราคาเอทานอล และแนวทางผลกระทบต่อรถยนต์ที่ไม่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้
2.เห็นควรให้ยกเลิกคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเอทานอล และคณะอนุกรรมการไบโอดีเซลขึ้นภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้กระบวนการบริหารและจัดการเชื้อเพลิงชีวภาพมีความเป็นเอกภาพ คล่องตัว และมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
เรื่องที่ 5 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการนโยบายแห่งชาติว่าด้วยการพัฒนา กฎหมาย เพื่อศึกษา และเสนอแนะการยกเลิกและปรับปรุงกฎหมายทั้งระบบ ให้สอดคล้องกับการปรับโครงสร้างทางเศรษฐกิจและการพัฒนาประเทศ และให้กระทรวง กรม รัฐวิสาหกิจและหน่วยงานของรัฐทุกแห่งจัดทำแผนพัฒนากฎหมายเป็นรายปี กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจึงได้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนากฎหมายของกรมฯ ขึ้น ซึ่ง คณะกรรมการฯ ได้ตรวจสอบ ศึกษา วิเคราะห์พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และฉบับแก้ไขเพิ่มเติมทุกฉบับ รวมทั้ง การรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง และนำมาประกอบการพิจารณายกร่างแก้ไขปรับปรุงกฎหมาย ตามหลักการที่กำหนด คือ ปรับปรุงข้อกำหนดการจัดเก็บรายได้รัฐ ปรับอัตราและระยะเวลาการลดหย่อนค่า ภาคหลวงปิโตรเลียมในพื้นที่ที่มีลักษณะพิเศษ ปรับปรุงขั้นตอนการอนุมัติ อนุญาตเกี่ยวกับการสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมให้รวดเร็วยิ่งขึ้น
2. พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ได้ประกาศใช้เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2514 ประกอบด้วย 25 มาตรา และได้มีการแก้ไขปรับปรุงมาแล้วรวม 4 ครั้ง เมื่อปี พ.ศ. 2516 , 2522 , 2532 และ 2534 ตามลำดับ และการแก้ไขครั้งที่ 5 มีวัตถุประสงค์เพื่อปรับปรุงแก้ไขให้มีมาตรการที่เหมาะสมสอดคล้องกับ สถานการณ์ปัจจุบัน อันจะส่งผลให้มีนักลงทุนต่างประเทศเข้ามาร่วมลงทุนมากขึ้น เพื่อเพิ่มโอกาสในการแข่งขันของประเทศต่อไป ซึ่งสาระสำคัญในการปรับปรุงสรุปได้ดังนี้
2.1 ปรับปรุงอำนาจหน้าที่ของรัฐมนตรี องค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการปิโตรเลียม คุณสมบัติของกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ และอำนาจหน้าที่ของอธิบดี ตลอดจน ขั้นตอนการพิจารณาอนุมัติและอนุญาตเกี่ยวกับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมให้ เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ การปรับปรุงอำนาจของ รัฐมนตรี ให้พิจารณาเฉพาะเรื่องนโยบายสำคัญและเกี่ยวข้องกับผลประโยชน์โดยตรงของ ประเทศเท่านั้น รวมทั้ง แก้ไขปรับปรุงเรื่องการอนุมัติหรืออนุญาตที่เป็นเรื่องที่มีความสำคัญรองลง มาและการปรับปรุง องค์ประกอบคณะกรรมการฯ โดยเปลี่ยนผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรมเป็นผู้อำนวยการ สนพ. และเพิ่มเลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเป็น กรรมการ โดยที่ลดจำนวนกรรมการที่แต่งตั้งโดยคณะรัฐมนตรีเหลือ 5 คน และเพิ่มบทบัญญัติเกี่ยวกับคุณสมบัติวาระการดำรงตำแหน่งของกรรมการผู้ทรง คุณวุฒิ
2.2 แก้ไขเพิ่มเติมบทบัญญัติ เพื่อเพิ่มแรงจูงใจในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ได้แก่
- ปรับปรุงกรณีที่ผู้รับสัมปทานสามารถขอขยายอายุสัมปทาน เมื่อการประกอบกิจการปิโตรเลียมส่วนใหญ่ ต้องหยุดชะงักลง ให้ครอบคลุมถึงกรณีที่มิใช่ความผิดของผู้รับสัมปทาน
- ยกเลิกการจำกัดจำนวนแปลงและพื้นที่รวมของแปลงสำรวจ
- กำหนดให้ผู้รับสัมปทานหลายรายที่มีพื้นที่ผลิตคาบเกี่ยวกัน ในแหล่งสะสมปิโตรเลียมแหล่งเดียวกัน หรือต่างแหล่งกัน และการผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานรายหนึ่งรายใด ไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์สามารถร่วมกันผลิตได้
- กำหนดให้อธิบดีสั่งให้บุคคลอื่นเข้าดำเนินการบำบัดปัดป้องความโสโครก จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมโดยผู้รับสัมปทานได้ โดยให้ผู้รับสัมปทานเป็นผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด
- กำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องเสนอแผนงาน งบประมาณประจำปี และงบการเงินประจำปีต่อกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
- ปรับเพดานอัตราและระยะเวลาการลดหย่อนค่าภาคหลวงเพิ่มขึ้น สำหรับแหล่งที่มีสภาพธรณีวิทยาไม่เอื้ออำนวย หรือแหล่งที่มีอัตราการผลิตลดต่ำลง หรือแหล่งที่มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการสูงกว่าปกติ
- เพิ่มข้อกำหนดให้รัฐมนตรีสามารถเปลี่ยนแปลงค่าคงที่ทางธรณีวิทยาได้ในกรณีที่เห็นสมควร
2.3 เพิ่มบทบัญญัติให้อำนาจรัฐในการกำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับการรื้อถอนสิ่งปลูก สร้าง วัสดุ อุปกรณ์ และสิ่งอำนวยความสะดวกออกจากพื้นที่ผลิต เมื่อผู้รับสัมปทานสิ้นสุดสิทธิการดำเนินการในพื้นที่ หรือหมดอายุการใช้งาน เพื่อป้องกันปัญหาสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต และส่งเสริมการปฏิบัติตามหลักการประกอบกิจการปิโตรเลียมที่ดี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ตาม ข้อ 2.1 - 2.2
เรื่องที่ 6 การขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมา ได้มีการปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเพิ่มเติม เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 โดยรัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนามใน MOU เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539
2. ในการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว โดยฝ่ายไทยและ สปป. ลาว จะเจรจาเป็นรายโครงการ ตามที่รัฐบาล สปป. ลาว จะเสนอโครงการให้ไทยพิจารณาทั้งนี้ฝ่ายไทยมีคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านทำหน้าที่กำกับดูแล
3. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้ MOU ดังกล่าว ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และโครงการห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ และโครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการน้ำเทิน 1 ได้ผ่านความเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศ เพื่อนบ้านแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำบันทึกความเข้าใจเรื่องอัตราค่าไฟฟ้า (Tariff MOU) และโครงการน้ำงึม 3 ในเบื้องต้นได้มีการเจรจาราคาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
4. เนื่องจากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ ตาม MOU ซึ่งลงนามเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 จะสิ้นสุดภายในปี 2549 ในขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศได้สูงขึ้น ในช่วง 5 ปี ตั้งแต่ปี 2550-2554 จะเพิ่มขึ้นปีละประมาณ 1,400 เมกะวัตต์ และปี 2555-2559 จะเพิ่มขึ้น ปีละประมาณ 1,700 เมกะวัตต์ ประกอบกับปัจจุบัน สปป. ลาว ได้เสนอโครงการที่มีศักยภาพใน สปป. ลาว จำนวน 7 โครงการ รวมโครงการที่มีศักยภาพ และที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะทำให้ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอาจเพิ่มสูงขึ้นเป็น 5,781 เมกะวัตต์ ซึ่งการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะช่วยให้ สปป. ลาว มีรายได้มากขึ้น สามารถนำเงินไปใช้พัฒนาเศรษฐกิจของประเทศให้ดีขึ้น และช่วยส่งเสริมความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยทั้งนี้ฝ่ายไทยและ สปป. ลาว ได้มีการเจรจาบันทึกความเข้าใจขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาวแล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558
2.เห็นชอบในหลักการร่าง MOU รายละเอียดปรากฏตามเอกสารแนบ 3.6.4 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงการต่างประเทศปรับปรุงแก้ไขร่าง MOU และหากไม่มีประเด็นการแก้ไขที่เป็นสาระสำคัญ ให้กระทรวงพลังงานดำเนินการให้มีการลงนามใน MOU ดังกล่าวต่อไป โดยไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ อีก
3.มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้ลงนามใน MOU
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กันยายน - ตุลาคม 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยตั้งแต่ กันยายน - ตุลาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 58.25 และ 60.99 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนสิงหาคม 10.52 และ 12.74 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากการเทขายทำกำไรของนักลงทุนในตลาดซื้อขายล่วงหน้า และผู้ค้าคลายความกังวล เกี่ยวกับสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างอิหร่านและสหประชาชาติ ประกอบกับปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯปรับตัวเพิ่มขึ้น
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยในตลาดจรสิงคโปร์ ระหว่างเดือนกันยายน - ตุลาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 64.04, 63.39 และ 73.70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากเดือนสิงหาคม 17.18 , 16.97 และ 12.59 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ รวมทั้งจีน ไต้หวัน และอินเดีย ได้ออกประมูลขายน้ำมันเบนซินส่งมอบในเดือนตุลาคม 2549 ประกอบกับความต้องการใช้ในภูมิภาคลดลงและสิ้นสุดฤดูกาลท่องเที่ยวในสหรัฐ อเมริกา
3. เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลงจากเดือนสิงหาคม 3.96 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลง 3.30 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 25.69 , 24.89 และ 24.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 27 ตุลาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 7,167 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 55,709 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 24,702 ล้านบาท หนี้เงิน ชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 1,627 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,510 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 111 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 48,542 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และแนวโน้มค่า Ft ในระยะต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ค่าไฟฟ้าที่การไฟฟ้าเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ (1) ค่าไฟฟ้าฐาน กำหนดขึ้นภายใต้สมมติฐานความต้องการใช้ไฟฟ้า ราคาเชื้อเพลิง อัตราแลกเปลี่ยน และอัตราเงินเฟ้อในระดับหนึ่ง ซึ่งจะมีการปรับทุก 3-5 ปี โดยค่าไฟฟ้าฐานเฉลี่ยปัจจุบันเท่ากับ 2.25 บาท/หน่วย (2) ค่าไฟฟ้าตามสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) คำนวณจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่า ไฟฟ้าฐาน และ (3) ภาษีมูลค่าเพิ่ม คิดในอัตราร้อยละ 7 ของมูลค่าไฟฟ้ารวม โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้มีการเก็บค่า Ft ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2535 เป็นต้นมา และสูตร Ft มีการปรับปรุงแก้ไขเพื่อให้มีความเหมาะสมหลายครั้ง ซึ่ง สูตร Ft ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นมา จะเปลี่ยนแปลงตามค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้า
2. การเปลี่ยนแปลงค่า Ft ที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงที่ผ่านมา เป็นผลมาจาก (1) สถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติที่เป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และ (2) ข้อจำกัดท่อก๊าซธรรมชาติและปริมาณก๊าซธรรมชาติทำให้ต้องมีการผลิตไฟฟ้าจาก น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงเพิ่มขึ้น ทั้งนี้ ค่า Ft ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน (เดือนตุลาคม 2549 - มกราคม 2550) เท่ากับ 78.42 สตางค์/หน่วย ลดลงจากช่วงก่อนหน้า จำนวน 7.02 สตางค์/หน่วย เป็นผลมาจากความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ลดลง และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโรงไฟฟ้าถ่านหินเอกชนบีแอลซีพี ในเดือนตุลาคม 2549 ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากประชาชนลดลงจาก 3.10 บาท/หน่วย เป็น 3.04 บาท/หน่วย หรือลดลงประมาณร้อยละ 2.06
3. การประมาณการค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บในเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2550 ในเบื้องต้นคาดว่าจะอยู่ในระดับ 87.14 สตางค์/หน่วย เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันเท่ากับ 8.72 สตางค์/หน่วย อย่างไรก็ตาม ได้มีการดำเนินการเพื่อลดผลกระทบของค่า Ft ดังนี้
3.1 ประสานงานกับกรมชลประทาน เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 422 ล้านหน่วย
3.2 เลื่อนกำหนดการจ่ายไฟฟ้าก่อนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Pre COD) ของโรงไฟฟ้าถ่านหินเอกชนบีแอลซีพี ให้เร็วขึ้น 15 วัน เป็นวันที่ 1 ธันวาคม 2549 เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้าจำนวน 324 ล้านหน่วย
3.3 ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เร่งรัดการนำก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 (Early Gas) เข้าใช้งานเร็วขึ้น 1 เดือน เป็นเดือนพฤษภาคม 2550 เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติจำนวน 526 ล้านหน่วย
อย่างไรก็ตาม เนื่องจากก๊าซธรรมชาติแหล่งภูฮ่อมเลื่อนกำหนดแล้วเสร็จล่าช้ากว่าเดิม 15 วัน เป็นวันที่ 16 พฤศจิกายน 2549 และปัจจัยอื่นๆ ทำให้การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาในช่วงเดือนตุลาคม 2549 - พฤษภาคม 2550 ลดลงได้เพียง 721 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าประมาณ 2,224 ล้านบาท ทั้งนี้ จากสถานการณ์ปริมาณน้ำในเขื่อนอยู่ระดับสูงมากในปัจจุบัน และการบริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพ จะทำให้ค่า Ft ในรอบเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2550 ไม่ปรับเพิ่มขึ้นจากปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
1.1 กฟน. และ กฟภ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนกันยายน 2549 มี VSPP เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 96 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 16.86 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 11.02 เมกะวัตต์
1.2 กพช. มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration และร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาน กับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ตลอดจนได้มอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการในรายละเอียดทางด้านเทคนิค และเอกสารประกอบการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เพื่อขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทั้งนี้ เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อไป
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.1 คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) ต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และ คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 เห็นชอบให้ขยายปริมาณการรับซื้อเป็น 3,200 เมกะวัตต์ ในช่วงปี พ.ศ. 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า
2.2 รัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เนื่องจาก ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และ โครงการ SPP ประเภท Non-Firm ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา มีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าทั้งสิ้น 168 ราย ณ เดือนสิงหาคม 2549 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วจำนวน 112 ราย โดย กฟผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 95 ราย มี SPP 78 ราย ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วมีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,333.10 เมกะวัตต์
2.3 กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียด ความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคา รับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
3. ความคืบหน้าการดำเนินงาน
3.1 สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เรื่อง การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP แล้ว โดยยังคงเหลือประเด็นด้านค่าใช้จ่ายในการติดตั้งอุปกรณ์ป้องกัน และค่าบริการทางวิศวกรรม ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณา คาดว่าจะสามารถ นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติ และออกประกาศขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2549
3.2 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบ Cogeneration ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 และได้ข้อสรุปแนวทางเพิ่มเติมจากมติ กพช. ดังนี้
3.2.1 เห็นควรเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ในปัจจุบัน แต่ปรับโครงสร้างราคาให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ จะมีการพิจารณาปรับปรุงการกำหนดเงื่อนไข ประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดยจะจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เพื่อนำความเห็นมาปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ต่อไป
3.2.2 การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เห็นควรกำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภท เชื้อเพลิง โดยมี แนวทางในการให้การสนับสนุนให้ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขาย ไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
3.3.3 การกำหนดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร้อยละ 5 ของกำลัง การผลิตใหม่ของ กฟผ. (RPS) ในปริมาณ 140 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟผ. จะผลิตจากพลังน้ำขนาดเล็ก 80 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะดำเนินการเอง และจากพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ อีก 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจะเปิดประมูลแข่งขัน ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว นอกจากนี้ ให้ กฟผ. พิจารณาปรับลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานลม เนื่องจากมีต้นทุนสูง และเสนอแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เสนอ กพช. อนุมัติต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การพัฒนาและปรับปรุงกฎหมายต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงาน มีกฎหมายสำคัญที่เป็นพระราชบัญญัติ จำนวน 6 ฉบับ และประกาศคณะปฏิวัติอีก 1 ฉบับ ได้แก่
1.1 พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทำหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหาร และพัฒนาพลังงานต่อคณะรัฐมนตรี เพื่อให้การบริหารและพัฒนาพลังงานมีเอกภาพ มีประสิทธิภาพและเป็นไปอย่างต่อเนื่อง
1.2 พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นการกำหนดมาตรการ ในการกำกับ ดูแล ส่งเสริม และช่วยเหลือเกี่ยวกับการใช้พลังงาน รวมทั้งการจัดตั้งกองทุนเพื่อพัฒนาและอนุรักษ์พลังงานเพื่อให้การอุดหนุน ช่วยเหลือในการอนุรักษ์พลังงาน
1.3 พระราชบัญญัติการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นการกำหนดอำนาจหน้าที่ของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน วิธีการดำเนินงาน และขอบเขตการรอนสิทธิเพื่อดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ รวมทั้งบทกำหนดโทษการไม่ปฏิบัติตามกฎหมาย
1.4 พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ใช้ในการส่งเสริมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ภายใต้มาตรการควบคุมที่เหมาะสม เพื่ออำนวยประโยชน์ให้แก่รัฐ ผู้ประกอบกิจการปิโตรเลียมและประชาชน
1.5 พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ใช้กำกับดูแลการค้าและการสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน รวมทั้งการกำกับดูแลเรื่องคุณภาพน้ำมัน
1.6 พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 เพื่อใช้กำหนดหลักเกณฑ์การควบคุมการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกำหนดมาตรการในการเก็บรักษา การขนส่ง การใช้ การจำหน่าย การแบ่งบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิงของคลังน้ำมันเชื้อเพลิง และระบบขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ
1.7 ประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม พ.ศ. 2514 ว่าด้วยการบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว และออกหลักเกณฑ์ในการกำกับดูแลให้สถานประกอบการเกี่ยวกับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก่อให้เกิดความปลอดภัย
2. ในการดำเนินการตามกฎหมายได้เกิดปัญหาและอุปสรรคต่างๆ ได้แก่ องค์ประกอบของคณะกรรมการตามกฎหมายที่ควรปรับปรุง และขอบเขตของกิจกรรมพลังงานให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันและอนาคต โดยมีผลเนื่องจากการปฏิรูประบบราชการปี 2545 และการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างของหน่วยงานภาครัฐ นอกจากนี้ ความซ้ำซ้อนของกฎหมายและการบังคับใช้ การใช้อำนาจตามกฎหมายของเจ้าหน้าที่ตามกฎหมายในบางหน่วยงานที่ควรปรับ เปลี่ยน ตลอดจนการปฏิบัติตามกฎหมายที่ควรปรับลดขั้นตอนและระยะเวลาให้ง่าย รวดเร็ว และทันต่อการเปลี่ยนแปลง
3. กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการปรับปรุงและพัฒนากฎหมายต่างๆ โดยเฉพาะอย่างยิ่งพระราชบัญญัติทั้ง 6 ฉบับ และประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ให้มีความเหมาะสมและสอดคล้องกับสภาพแวดล้อมที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งเมื่อพระราชบัญญัติหรือกฎหมายฉบับใดมีการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแก้ไขแล้ว เสร็จสมบูรณ์ กระทรวงพลังงานได้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 106 - วันจันทร์ที่ 4 กันยายน 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2549 (ครั้งที่ 106)
วันจันทร์ที่ 4 กันยายน พ.ศ. 2549 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549)
2.แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ
3.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
4.การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
5.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
นายสุริยะ จึงรุ่งเรืองกิจ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
1.1 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์อยู่ที่ระดับ 57.66 และ 60.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เฉลี่ยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 0.79 และ 2.65 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากสภาพอากาศในสหรัฐอเมริกาอบอุ่นปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันในสหรัฐอเมริกาเพิ่มขึ้นทั้งปริมาณสำรองน้ำมันดิบ น้ำมันเบนซิน และน้ำมันสำเร็จรูป แต่ในเดือนมีนาคมราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 57.82 และ 62.80 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากอิหร่านออกมาปฏิเสธข้อเรียกร้องจากคณะรัฐมนตรีความมั่นคงแห่งสห ประชาชาติทั้ง 15 ชาติ ในการระงับการทดลองเสริมสมรรถนะแร่ยูเรเนียมภายในระยะเวลา 30 วัน
1.2 ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงเดือนกรกฎาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เฉลี่ยเดือนกรกฎาคมอยู่ที่ระดับ 69.17 และ 74.06 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก การเจรจาระหว่างอิหร่านกับคณะมนตรีความมั่นคงแห่งสหประชาชาติ ในเรื่องข้อเสนอการระงับโครงการทดลองอาวุธนิวเคลียร์ยังไม่มีข้อยุติและ สหรัฐอเมริกาได้แถลงว่าจะนำน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ออกมาใช้ทันทีหากการขน ส่งน้ำมันในอ่าวเปอร์เซียหยุดชะงักลง ประกอบกับตลาดยังคงกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของสถานการณ์ความตึงเครียดใน ตะวันออกกลางระหว่างอิสราเอลและกลุ่มขบวนการติดอาวุธเฮชบอเลาะห์ นอกจากนั้นโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกา 2 แห่งต้องปิดฉุกเฉินเป็นผลกระทบของพายุ
1.3 เดือนสิงหาคม ราคาน้ำมันดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนสิงหาคมอยู่ที่ระดับ 69.23 และ 74.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว เนื่องจากบริษัท BP ประกาศลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบจากแหล่งผลิต Prudhoe Bay ในรัฐ Alaska ของสหรัฐอเมริกาอยู่ที่ระดับ 110,000 บาร์เรล ต่อวัน จากประสบปัญหาทางเทคนิค ประกอบกับ National Hurricane Center (NHC) ได้ออกมาแจ้งข่าวการ ก่อตัวของพายุโซนร้อน Tropical Stom Ernesto ในบริเวณแถบตะวันออกของทะเล Caribbean ได้เลื่อนตัวไปทางตะวันตกเฉียงเหนือเข้าสู่ Bermuda โดยไม่ส่งผลกระทบต่อแหล่งผลิตน้ำมันและก๊าซธรรมชาติในบริเวณเกาะแม็กซิโก ดังนั้นในช่วง 7 เดือน (กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549) ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 63.93 และ 68.86 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม อยู่ที่ระดับ 5.49 และ 5.37 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
2.1 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2549 อยู่ที่ระดับ 65.02, 64.20 และ 66.08 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยเฉลี่ยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.77 1.22 และ 3.29 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากบริษัทของศรีลังกา ออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ปริมาณ 5,000 ตัน ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวลดลงเนื่องจากบริษัท Petechim ของเวียดนามนำเข้าน้ำมันดีเซล ปริมาณ 10,000 ตัน ประกอบกับโรงกลั่นเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกน้ำมันดีเซลในเดือนมีนาคม 2549 ลงประมาณ 122,000 ตัน ด้วยโรงกลั่นลดกำลังการกลั่นลง
2.2 ตั้งแต่เดือนมีนาคม - พฤษภาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจนเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.80 86.17 และ 84.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุปทานในภูมิภาคเอเซียค่อนข้างตึงตัวเพราะโรงกลั่นในภูมิภาคเอเซีย หลายแห่งปิดซ่อมบำรุง เช่น ประเทศญี่ปุ่น และจากตลาดยังคงมีความต้องการซื้อเข้ามาจากผู้ซื้อหลักในภูมิภาค ได้แก่ อินโดนีเซีย และเวียดนาม ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจาก บริษัท Pertamina ต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลในเดือนมิถุนายนเพิ่มอีก 600,000 บาร์เรล เพื่อใช้ในโรงไฟฟ้า PT Persuahaan Listrik Negara ที่เกิดปัญหาในระบบท่อส่งก๊าซ ขณะที่อุปทานในภูมิภาคลดลง
2.3 อย่างไรก็ตามเดือนมิถุนายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 82.76 และ 82.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอินโดนีเซียได้ชะลอการนำเข้าลง และเข้าสู่ช่วงฤดูฝนของญี่ปุ่น ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นฉลี่ยเดือนมิถุนายนอยู่ ที่ระดับ 85.88 เหรียญสหรัฐต่อ บาร์เรล จากอุปทานน้ำมันดีเซลจากตะวันออกกลางลดลง ประกอบกับอินเดียและอินโดนีเซีย ออกประมูลซื้อน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น และในเดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ระดับ 85.50 84.47 และ 86.29 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยราคาน้ำมันเบนซินปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาปิดน้ำมันดิบ WTI และ Brent นอกจากนี้อินโดนีเซียและเวียดนามได้ออกประมูลซื้อ น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นเพื่อนำเข้าในช่วงไตรมาสที่ 3 ส่วนราคาน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมัน ที่ใช้เพื่อความอบอุ่นในตลาดซื้อขายล่วงหน้า ICE และจากความต้องการซื้ออย่างต่อเนื่องของเวียดนามที่ออกประมูลซื้อน้ำมัน ดีเซลปริมาณรวม 3.24 ล้านบาร์เรล
2.4 เดือนสิงหาคม 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 82.41 และ 81.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการใช้ในตลาดชะลอตัวทั้งจากเวียดนามและอินโดนีเซีย โดยที่อุปทานในตลาดเพิ่มขึ้นด้วยปริมาณสำรองที่สิงคโปร์ปรับเพิ่มขึ้นสูงสุด ในรอบ 5 เดือน ประกอบกับจีนจะกลับมาส่งออกน้ำมันเบนซินในเดือนกันยายน 2549 ปริมาณ 255,000 บาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.38 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาในตลาดล่วงหน้า International Continental Exchange (ICE) และจากเกาหลีใต้ประเทศผู้ส่งออกน้ำมันดีเซลรายใหญ่ของภูมิภาคเอเชียลดปริมาณ ส่งออกลงในเดือนกันยายน 2549 ประมาณ 300,000 ตัน ดังนั้นในช่วง 7 เดือน (กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549) ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 78.96 78.18 และ 80.05 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 12.16, 12.76 และ 11.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีก
ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ถึงกรกฎาคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง ครั้งละ 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 6 ครั้ง และครั้งละ 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง พร้อมทั้งปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 12 ครั้ง และครั้งละ 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ในส่วนของราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 6 ครั้ง และครั้งละ 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และปรับลดลงครั้งละ 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 5 ครั้ง ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 30.19, 29.39 และ 27.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ ต่อมาในเดือนสิงหาคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 3 ครั้ง และปรับราคาลดลง 0.50 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 28.49, 27.69 และ 27.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ ดังนั้นในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - สิงหาคม ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 1.95 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.85 บาท/ลิตร
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ณ วันที่ 21 สิงหาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 15,557 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 68,662 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 29,605 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคา ค้างชำระ 1,404 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,961 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีคืนอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 133 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 53,105 ล้านบาท และคาดว่าในเดือนกันยายน 2549 จะมีเงินส่งเข้ากองทุนฯ ประมาณ 2,573 ล้านบาท และมีรายจ่ายมากกว่ารายรับประมาณ 405 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากปัจจุบันประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศเป็นจำนวนมาก ขณะที่การใช้พลังงานยังขาดประสิทธิภาพเท่าที่ควร โดยเฉพาะในสาขาขนส่งและอุตสาหกรรมซึ่งเป็นสาขาที่มีการใช้พลังงานจำนวนมาก ตลอดจนการบริหารจัดการด้านพลังงานเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดยังไม่ได้นำ ไปปฏิบัติอย่างจริงจัง และในช่วงปีที่ผ่านมาได้เกิดปัญหาวิกฤติราคาพลังงานขึ้น ซึ่งได้ส่งผลกระทบต่อภาวะเศรษฐกิจโดยรวม กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาดังกล่าวมาอย่างต่อเนื่อง และได้มีการปรับยุทธศาสตร์ เพื่อให้สอดคล้องและเหมาะสมกับสถานการณ์ที่เกิดขึ้น โดยการเร่งดำเนินการยุทธศาสตร์ด้านพลังงานพื่อการแข่งขันของประเทศไทย ซึ่งประกอบด้วย 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
1.1 ยุทธศาสตร์การใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ได้กำหนดเป้าหมายลดค่าความยืดหยุ่นด้านพลังงานของประเทศลงจากเดิม 1.4 : 1 ให้เหลือ 1 : 1 ภายในปี 2550 โดยมุ่งเน้นการปรับโครงสร้างในสาขาขนส่งและอุตสาหกรรมให้มีการใช้พลังงาน อย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดพลังงาน พร้อมทั้งนำมาตรการทางด้านภาษีมาใช้เพื่อสร้างแรงจูงใจในการประหยัดพลังงาน มากยิ่งขึ้นในทั้ง 2 ภาคส่วน
1.2 ยุทธศาสตร์การพัฒนาพลังงานทดแทน มีเป้าหมายให้เพิ่มสัดส่วนพลังงานทดแทน จากเดิมร้อยละ 0.5 ของพลังงานเชิงพาณิชย์ ในปี 2545 เพิ่มเป็นร้อยละ 8 ของพลังงานเชิงพาณิชย์ ภายในปี 2554 โดยกำหนดสัดส่วนให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างใหม่จะต้องผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนในอัตราร้อยละ 4 และกำหนดมาตรการจูงใจเพื่อให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทนมาก ขึ้น พร้อมทั้งสนับสนุนการวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนที่ประเทศมีศักยภาพสูง ตลอดจน สนับสนุนให้ชุมชนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทน เป็นต้น
1.3 ยุทธศาสตร์การสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน โดยด้านไฟฟ้าได้กำหนดเป้าหมายให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าที่เพียงพอต่อความต้องการ ใช้ ไม่ให้เกิดไฟฟ้าดับหรือไฟฟ้าตก หรือมีไฟฟ้าสำรองเกินความจำเป็น และมีโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรม ตลอดจน คำนึงถึงคุณภาพชีวิตและผลกระทบสิ่งแวดล้อม ต่อชุมชนและท้องถิ่น โดยให้ กฟผ. รับผิดชอบระบบการผลิตและระบบส่งไฟฟ้า รวมถึงรับผิดชอบจัดตั้งกองทุนเพื่อพัฒนาชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า สำหรับด้านปิโตรเลียมได้กำหนดเป้าหมายการสำรองก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ ให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ได้นานอีก 30 ปี และยืดระยะเวลาการสำรองพลังงานของประเทศจาก 30 ปี เป็น 50 ปี โดยดำเนินการส่งเสริมการสำรวจและผลิตในประเทศ และประสานความร่วมมือกับประเทศต่างๆ ในภูมิภาค รวมทั้ง ส่งเสริมให้ ปตท. ปตท.สผ. และเอกชนไทยที่มีศักยภาพไปลงทุนด้านพลังงานในต่างประเทศ
1.4 ยุทธศาสตร์การปรับประเทศให้เป็นศูนย์กลางพลังงานในภูมิภาค มีเป้าหมายที่จะพัฒนาประเทศให้เป็นศูนย์กลางการค้าขายพลังงาน โดยปรับโครงสร้างและบทบาทจากผู้ซื้อเป็นผู้ค้าพลังงาน โดย ปรับปรุงระบบและโครงสร้างภาษีอากรในระบบการค้าน้ำมัน การพัฒนาใช้โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ให้เต็มประสิทธิภาพ ทั้งในส่วนของระบบเครือข่ายสายส่งไฟฟ้า ระบบเครือข่ายท่อก๊าซ ระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ ระบบคลังน้ำมันสำรอง และระบบเครือข่ายพลังงานอื่นๆ ระหว่างประเทศ เป็นต้น
2. ต่อมาเมื่อภาวะราคาน้ำมันยังสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานปรับยุทธศาสตร์พลังงาน โดยได้นำยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศมาดำเนินการ โดยเน้นในระยะแรกให้ดำเนินมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันแพงในสาขาการ ผลิตที่สำคัญ เช่น ประมง เกษตร และขนส่ง และในระยะยาวให้เร่งรัดขยาย เป้าหมายและส่งเสริมการใช้ NGV แก๊สโซฮอล์ และไบโอดีเซล เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งปัจจุบัน ณ เดือนสิงหาคม 2549 การส่งเสริมการใช้ NGV ในรถยนต์มีที่ใช้ NGV จำนวน 18,340 คัน และสถานีบริการ NGV จำนวน 66 สถานี ส่วนการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ ณ เดือนกรกฎาคม 2549 มีโรงงานผลิตเอทานอลได้แล้ว 5 แห่ง กำลังผลิตรวม 655,000 ลิตร/วัน แต่สามารถผลิตได้จริง 495,000 ลิตร/วัน และการส่งเสริมใช้ไบโอดีเซลมีโรงงานผลิต B100 จำนวน 3 แห่ง กำลังผลิตรวม 350,000 ลิตร/วัน และสถานีบริการ B5 จำนวน 35 สถานี
3. นอกจากนี้ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินมาตรการต่างๆ เพื่อบรรเทาผลกระทบของประชาชนในราคาน้ำมันที่ปรับสูงขึ้น ได้แก่ มาตรการตรึงราคาน้ำมันโดยใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการช่วยเหลือ ชาวประมง โดยยกเว้นภาษีอากรและเงินส่งเข้ากองทุนต่างๆ ของราคาน้ำมันดีเซล รวมทั้งมาตรการกระจายชนิดและแหล่งเชื้อเพลิง โดยส่งเสริมการใช้ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ และอื่นๆ เป็นเชื้อเพลิงในภาคการผลิตอุตสาหกรรมและภาคไฟฟ้ามากยิ่งขึ้น เพื่อเป็นการลดสัดส่วนการพึ่งพานำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ ตลอดจนได้ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนในประเทศ รวมทั้งการใช้มาตรการ RPS และ Feed in Tariff ขณะเดียวกันได้ส่งเสริม ให้เพิ่มมูลค่าให้กับทรัพยากรด้านพลังงาน โดยเฉพาะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ที่ได้จากก๊าซธรรมชาติ สำหรับภาคขนส่งซึ่งเป็นภาคที่ใช้พลังงานสูงถึงร้อยละ 37 ของปริมาณการใช้พลังงานของประเทศ ได้มีมาตรการเร่งเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่ง ทั้งในรูปการพัฒนาระบบขนส่งมวลชน ระบบรถไฟ และพัฒนาเครือข่ายการขนส่งแบบผสมผสานให้เชื่อมต่อกัน เพื่อการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพที่สุด
4. อย่างไรก็ตาม จากยุทธศาสตร์และมาตรการด้านพลังงานที่ได้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา พบว่ามีหลายมาตรการยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากยุทธศาสตร์และมาตรการด้านพลังงานที่กำหนดขึ้นเพื่อแก้ไขปัญหาด้าน พลังงานจะเกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่นๆ เช่น กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงการคลัง เป็นต้น ซึ่งได้มีควรพยายามร่วมกันผลักดันมาตรการต่างๆ ให้บรรลุ แต่ทั้งนี้ การขาดงบประมาณเพื่อการสนับสนุนในการดำเนินการได้เป็นอุปสรรคสำคัญในการผลัก ดันในการนำยุทธศาสตร์และมาตรการต่างๆ ไปสู่การปฏิบัติให้เกิดผลอย่างจริงจัง เพื่อให้มีการผลักดันแผนยุทธศาสตร์พลังงานไปสู่การปฏิบัติ จำเป็นที่จะต้องมีการบูรณาการการดำเนินงานร่วมกันระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยว ข้อง และมีงบประมาณสนับสนุนที่เพียงพอ กระทรวงพลังงานจึงเสนอ 1) จัดตั้งศูนย์ประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่การปฏิบัติ โดยมีการทำงานเป็นทีมร่วมกับหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง และ 2) มีแผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่น) โดยมีกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ประสานงานในการนำแผนฯ บรรจุเข้าไว้ในแผนบริหารราชการแผ่นดิน 4 ปี เพื่อให้หน่วยงานต่างๆ ใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนปฏิบัติราชการ 4 ปี และแผนปฏิบัติราชการประจำปี โดยกำหนดเป็นตัวชี้วัด (KPI) และใช้ในการจัดทำแผนงบประมาณสำหรับดำเนินโครงการต่างๆ ของแต่ละหน่วยงาน
5. แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวกับหน่วยงานอื่น) สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
5.1 ส่งเสริมการใช้รถ NGV ซึ่งมีเป้าหมายขยายจำนวนรถ NGV ในปี 2549 จำนวน 51,500 คัน, ปี 2550 จำนวน 171,100 คัน, และปี 2553 จำนวน 500,320 คัน ตามลำดับ ส่วนของสถานี NGV มีเป้าหมายขยายจำนวนสถานี NGV ในปี 2549 จำนวน 200 สถานี , ปี 2550 จำนวน 320 สถานี , และปี 2553 จำนวน 740 สถานี โดยมีมาตรการ คือ
1) เร่งพิจารณายกเว้นภาษีนำเข้า Chassis with Engine สำหรับรถบรรทุก รถโดยสาร NGVทั้งแบบ CBU และ CKD โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ
2) ยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ
3) เร่งดัดแปลงเครื่องยนต์รถโดยสาร ขสมก. จำนวน 1,477 คัน และ บขส. จำนวน 300 คัน ให้แล้วเสร็จภายในปี 2549 - 2550 และในระยะต่อไปเร่งจัดซื้อรถ NGV ใหม่ ของ ขสมก.จำนวน 2,000 คันตามที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติแล้ว รวมทั้งเร่งดัดแปลงรถโดยสาร ขสมก. บขส และรถร่วมที่เหลืออีก 17,000 คัน เป็นรถ NGV โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ
4) เร่งออกระเบียบบังคับให้รถแท็กซี่จดทะเบียนใหม่เป็น NGV โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ
5) อนุญาตให้รถบรรทุก NGV สามารถบรรทุกน้ำหนักเพิ่มได้ เพื่อชดเชยน้ำหนักถังก๊าซอีก 1 ตัน โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ
6) เร่งพิจารณาหามาตรการภาษีที่เหมาะสมเพื่อส่งเสริมการนำเข้ารถยนต์บรรทุก/รถ ยนต์โดยสาร NGV ประเภท CKD และ CBU โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ
7) เร่งออกระเบียบบังคับรถใหม่/รถเช่าของราชการ และรัฐวิสาหกิจเป็น NGV โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ
8) ปรับปรุงระเบียบ EIA ให้เอื้อต่อการวางท่อและปั๊ม NGV โดยมีกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นผู้รับผิดชอบ
5.2 ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ให้ยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 และให้มีการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ และตั้งแต่ปี 2550 จะเริ่มส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ 91 และในปี 2552 กำหนดให้มีการจำหน่ายแก๊สโซฮอล์ 91 ทั่วประเทศ พร้อมยกเลิกการจำหน่ายเบนซิน 91 และตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไปจะอนุญาตให้ส่งออกเอทานอลส่วนเกินได้ ทั้งนี้ โดยต้องเร่งดำเนินมาตรการ ดังนี้
1) เร่งโรงงานเอทานอลใหม่ 4 แห่งให้เสร็จภายในธันวาคม 2549 โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ
2) จัดทำแผนรองรับกรณีโรงงานเอทานอลใหม่ 4 โรง ที่จะเริ่มผลิตธันวาคม 2549 ไม่แล้วเสร็จตามเวลาที่ได้กำหนด โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ
3) ขยายปั๊มแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ โดยมีกระทรวงพลังงาน/บริษัทน้ำมัน เป็นผู้รับผิดชอบ
4) เร่งดำเนินการร่วมทุนระหว่างไทยออยล์กับองค์การสุรา เพื่อผลิตเอทานอลจากมันสำปะหลัง 500,000 ลิตร/วัน โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ
5) ส่งเสริม Contract Farming เพื่อใช้ป้อนเป็นวัตถุดิบให้กับโรงงานเอทานอล โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์, กระทรวงพลังงาน, ธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์, และกระทรวงมหาดไทย เป็นผู้รับผิดชอบ
6) เร่งส่งเสริมแก๊สโซฮอล์ 91 ตั้งแต่ปี 2550 - 2551 และ ปี 2552 อนุญาตให้ส่งออกเอทานอล ส่วนเกิน โดยมีคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ
5.3 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยในปี 2549 ได้กำหนดเป้าหมายการจัดหาวัตถุดิบโดยขยายพื้นที่ปลูกปาล์ม 720,000 ไร่ และในช่วงปี 2550 - 2555 ขยายพื้นที่ปลูกปาล์มใหม่ 4.7 ล้านไร่ (ในประเทศ 3.7 ล้านไร่ และในประเทศเพื่อนบ้าน 1 ล้านไร่) สนับสนุนการผลิตไบโอดีเซลจากวัตถุดิบในชุมชนจำนวน 60,000 ลิตร/วัน ภายในปี 2549 และส่งเสริมให้มีการผลิตในระดับพาณิชย์อย่างน้อย 300,000 ลิตร/วัน ภายในปี 2550 และเพิ่มเป็น 8.5 ล้านลิตร/วัน ในปี 2555 สำหรับการจำหน่ายไบโอดีเซลได้กำหนดให้มีการส่งเสริมการจำหน่าย B5 ในเขตกรุงเทพฯ และเชียงใหม่ ตั้งแต่ปี 2550 และขยายทั่วประเทศในปี 2554 และตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไปให้มีการส่งเสริมการจำหน่าย B10 ทั่วประเทศ ทั้งนี้โดยมีมาตรการที่ต้องเร่งดำเนินการในปี 2549 ดังนี้
5.3.1 การส่งเสริมการผลิตและใช้ไบโอดีเซล โดยดำเนินการ 1) ดำเนินการสร้างโรงผลิต ไบโอดีเซล กำลังผลิต 600,000 ลิตร/วัน เริ่มผลิตภายในเดือนตุลาคม 2550 และเจรจาร่วมทุนกับภาคเอกชน เพิ่มขึ้นอีก 2 ราย กำลังผลิตรวม 500,000 ลิตร/วัน โดยมี ปตท. เป็นผู้รับผิดชอบ 2) จำหน่ายน้ำมันปาล์มดิบ ส่วนเกินจากการผลิตไบโอดีเซล 300,000 ลิตร/วันให้กับเรือประมง รถขนส่งและประชาชนทั่วไปตามสถานีบริการน้ำมัน โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นผู้รับผิดชอบ และ 3) ขยายสถานีบริการ น้ำมันจาก 35 แห่ง เป็น 200 แห่ง ภายในเดือนกันยายน 2549 โดยมี ปตท. และบริษัท บางจาก จำกัด (มหาชน) เป็นผู้รับผิดชอบ
5.3.2 การส่งเสริมการปลูกพืชวัสดุดิบของไบโอดีเซล โดยดำเนินการ 1) กำหนดมาตรการ จูงใจ ให้เกษตรกรหันมาปลูกปาล์มแข่งกับยาง โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นผู้รับผิดชอบ 2) ส่งเสริม Contract farming ระหว่างเกษตรกร - โรงสกัด CPO-โรงงาน B100 โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นผู้ รับผิดชอบ และ 3) เจรจาปลูกปาล์มกับประเทศเพื่อนบ้านประมาณ 200,000 ไร่ ในปี 2550 โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์และกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ
5.3.3 การส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซลชุมชน โดยดำเนินโครงการ 1 อำเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน ซึ่งมีกระทรวงพลังงานและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เป็นผู้รับผิดชอบ
5.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ในช่วงปี 2550 - 2555 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานดังนี้
5.4.1 การจัดหาวัตถุดิบ โดยดำเนินการ 1) เร่งปลูกปาล์มในประเทศ 3.7 ล้านไร่ 2) ส่งเสริม Contract farming ระหว่างเกษตรกร - โรงสกัด CPO - โรงงาน B100 และ 3) เจรจาปลูกปาล์มใหม่ในประเทศเพื่อนบ้าน 1 ล้านไร่ โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงเกษตรและสหกรณ์
5.4.2 การส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซล โดยดำเนินการ 1) ส่งเสริมการจัดตั้งโรงงาน B100 ของเอกชนให้ครบ 8.5 ล้านลิตร/วัน โดยมีกระทรวงพลังงานและสถาบันการเงิน เป็นผู้รับผิดชอบ และ 2) จัดทำโครงการ 1 อำเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน โดยมีกระทรวงพลังงานและองค์กรปกครองท้องถิ่น เป็นผู้รับผิดชอบ
5.4.3 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดำเนินการ 1) ส่งเสริมการใช้น้ำมันมากกว่า B10 และ 2) ขยายสถานีบริการไบโอดีเซลทั่วประเทศ โดยมีกระทรวงพลังงาน/บริษัทผู้ค้าน้ำมัน เป็นผู้รับผิดชอบ
5.4.4 การวิจัยและพัฒนา ดำเนินการโดย 1) ทดสอบการใช้ B10 - 100 กับรถยนต์และยานพาหนะอื่นๆ โดยมีกระทรวงพลังงาน บริษัทรถยนต์ และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้รับผิดชอบ และ 2) สร้างมูลค่าเพิ่มจากผลพลอยได้ในการผลิตไบโอดีเซลไปสู่อุตสาหกรรมต่อเนื่อง โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรม เป็นผู้รับผิดชอบ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่น)
2.เห็นควรให้จัดตั้งคณะอนุกรรมการประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่ การปฏิบัติ โดยมี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ
เรื่องที่ 3 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2548 - กุมภาพันธ์ 2549 คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ได้มีการจัดประชุมรวม 4 ครั้ง และได้มีมติเรื่องต่างๆ ดังนี้
1. มติคณะกรรมการฯ ในการประชุม กชช. ครั้งที่ 6/2548 เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2548 เรื่อง คำขอของ ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิง โดยเห็นควรไม่อนุมัติการขอยกเลิกเงื่อนไขสัดส่วนการถือครองหุ้นไม่น้อยกว่า ร้อยละ 10 ของมูลค่าหุ้นทั้งหมดของผู้ถือหุ้นเดิมของ บริษัท ไทยอะโกร เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด แต่ทั้งนี้ได้อนุมัติการเปลี่ยนชื่อผู้ได้รับอนุญาตจาก บริษัทน้ำตาลมิตรผล จำกัด เป็น บริษัทเพโทรกรีน จำกัด และจาก บริษัทรวมเกษตรกรอุตสาหกรรม จำกัด เป็น บริษัทเพโทรกรีน จำกัด และอนุมัติการขอขยายกำลังการผลิตเอทานอลของบริษัทราชบุรีเอทานอล จำกัด จาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 150,000 ลิตรต่อวัน และของบริษัทอี เอส เพาเวอร์ จำกัด จาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 150,000 ลิตรต่อวัน
2. มติคณะกรรมการฯ ในการประชุม กชช. ครั้งที่ 1/2549 เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2549 มีมติรวม 3 เรื่อง คือ
2.1 เรื่อง มาตรการเพิกถอนใบอนุญาตโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยให้มีการกำหนดมาตรการเพิกถอนใบอนุญาตของผู้ประกอบการที่ไม่มีความชัดเจน ในการก่อสร้างโรงงาน ดังนี้
2.1.1 ผู้ประกอบการที่ได้ทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลครบถ้วนตาม กำลังการผลิตที่ได้รับอนุญาต ต้องดำเนินการในเรื่องต่างๆ ให้แล้วเสร็จ ภายในกำหนดเวลา ดังนี้
(1) ส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2549
(2) ได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2549
(3) เปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือเอกสารการเงินอื่น ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2549
2.1.2 ผู้ประกอบการที่ยังทำสัญญาซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลไม่ครบถ้วนตาม กำลังการผลิตที่ได้รับอนุญาต ต้องส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549 และต้องได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อ เครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล และเปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือ เอกสารการเงินอื่นที่แสดงว่ามีการชำระเงินค่าเครื่องจักรส่วนที่เหลือ ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549
2.1.3 กรณี บริษัทไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด ซึ่งเป็นโครงการความร่วมมือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการอ้อยและน้ำตาลทรายและ NEDO และอยู่ระหว่างการนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาอนุมัติข้อตกลงความร่วมมือ จึงเห็นควรรอผลการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรีก่อน
2.2 เรื่อง การอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่ม เติม มีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ คณะกรรมการฯ กำหนด และดำเนินการเรื่องต่างๆ ให้แล้วเสร็จภายในกำหนดเวลา ดังนี้
2.2.1 ส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549
2.2.2 ได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549
2.2.3 เปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือ เอกสารการเงินอื่น ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549
2.2.4 ส่งแผนการจัดหาวัตถุดิบ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549
2.3 เรื่อง การพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยมีมติอนุมัติให้ บริษัทไทยแอลกอฮอล์ จำกัด (มหาชน) ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบ ในการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มเติมได้
3. ในวันที่ 19 มกราคม 2549 กชช. ได้มีมติอนุญาตให้องค์การสุรา กรมสรรพสามิต สามารถผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากกำลังการผลิตส่วนเกิน ในส่วนของการผลิตแอลกอฮอล์ 99.8% โดยปริมาตร ในปริมาณเดือนละ 25,000 ลิตร
4. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549 ประธาน กชช. ได้มีหนังสือแจ้งประธาน กพช. เกี่ยวกับผลการอนุญาตให้บริษัท อี เอส เพาเวอร์ จำกัด ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลเพิ่มเติมจากน้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลได้ เพื่อให้สอดคล้องกับมติ กชช. ในการประชุมครั้งที่ 5/2548
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพในการประชุม ครั้งที่ 6/2548 เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2548 เรื่อง คำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
2.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพในการประชุม ครั้งที่ 1/2549 เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2549 ใน 3 เรื่อง คือ เรื่องมาตรการเบิกถอนใบอนุญาตโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เรื่องการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มเติม และเรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการ ที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.เห็นชอบอนุญาตให้องค์การสุรา กรมสรรพสามิต สามารถผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงในปริมาณเดือนละประมาณ 25,000 ลิตร ได้ตามที่ขอมา
4.เห็นชอบอนุญาตให้ บริษัท อี เอส เพาเวอร์ จำกัด ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลเพิ่มเติมจากน้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลตามที่ขอมา
5.เพื่อเป็นการเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อ เพลิงได้ตามเป้าหมายที่กำหนดและสอดคล้องกับนโยบายของกระทรวงพลังงานให้มีการ จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ภายในวันที่ 1 มกราคม 2550 ทั่วประเทศ คณะกรรมการฯ จึงมีมติเห็นควรให้เปิดเสรีในการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ตั้งแต่บัดนี้เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP และร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่าย จำหน่าย สำหรับปริมาณ พลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ โดยการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ การออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการใช้ทรัพยากรในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ ลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เป็นการกระจายโอกาสไปยังพื้นที่ห่างไกลให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ช่วยเพิ่มความมั่นคงในระบบส่งและระบบจำหน่าย ช่วยลดความ สูญเสีย (Loss) ในระบบไฟฟ้า ลดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาดเล็กเพื่อจ่ายไฟฟ้าไปยังพื้นที่ห่างไกล และช่วยลดการจัดหาไฟฟ้าในช่วงที่ระบบมีความต้องการไฟฟ้าสูง (Peak)
2. เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งมีเงื่อนไขการผลิตไฟฟ้าที่แตกต่างกัน ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอเห็นควรให้ยกร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP แยกเป็น 2 ระเบียบ คือ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และเห็นควรพิจารณาขยายปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายจาก 6 เมกะวัตต์ เป็น 10 เมกะวัตต์ โดยมีประเด็นที่ต้องพิจารณา ดังนี้
2.1 ตามมาตรา 37 แห่ง พรบ. กฟผ. กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า จะต้องได้รับอนุญาตจาก กฟผ. ดังนั้น VSPP จะต้องขออนุญาตจาก กฟผ. ด้วย ในขณะที่ VSPP จะเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้พิจารณาความปลอดภัยต่อระบบไฟฟ้าแล้ว ดังนั้น เพื่อลดขั้นตอนและระยะเวลาในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า และการขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องต่างๆ หาก VSPP ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแล้ว ขอให้ กฟผ. เร่งรัดการดำเนินการพิจารณาให้อนุญาตด้วย
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายโดยเฉพาะในเขต กฟภ. ในบางพื้นที่สามารถรับซื้อได้เกินกว่า 6 เมกะวัตต์ แต่ไม่ถึง 10 เมกะวัตต์ ดังนั้น ในกรณี VSPP มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ เห็นควรให้สิทธิ์การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายพิจารณารับซื้อเป็นกรณีๆ ไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถรับซื้อได้ จะต้องมีรายงานผลการตรวจสอบ และหากมีข้อขัดแย้งให้ผู้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้ายื่นอุทธรณ์ไปยังคณะกรรมการ กำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ผ่าน สนพ.
3. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3.1 กำหนดนิยามของ VSPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้า ทั้งภาคเอกชน รัฐบาล รัฐวิสาหกิจ และ ประชาชนทั่วไปที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของตนเอง ที่จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในปริมาณพลัง ไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
3.1.1 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy) เช่น พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ พลังน้ำขนาดเล็ก (Micro Hydroeletricity) พลังงานคลื่นทะเลหรือมหาสมุทร พลังงานความร้อน ใต้พิภพ พลังงานชีวมวล พลังงานจากก๊าซชีวภาพ เป็นต้น หรือผลิตไฟฟ้าจากกากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร ผลิตภัณฑ์ที่แปรรูปมาจากกากหรือเศษวัสดุเหลือใช้จากการเกษตร หรือจากผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร ขยะมูลฝอย ไม้จากการปลูกป่าเป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เสริมได้ แต่พลังงานความร้อนที่ได้จากการใช้เชื้อเพลิงเสริมในแต่ละรอบปีจะต้องไม่ เกินร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนทั้งหมดที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในรอบปีนั้นๆ
3.1.2 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่ได้มาจากกระบวนการผลิต การใช้ หรือการขนส่ง เชื้อเพลิงได้แก่ พลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร พลังงานสูญเสียจากไอเสียเครื่องยนต์ และพลังงานที่เป็นผลพลอยได้ เช่น พลังงานกลซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการปรับลดความดันของก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ไม่รวมถึงการใช้พลังงานสิ้นเปลืองที่ใช้แล้วหมดไปมาผลิตกระแสไฟฟ้าโดยตรง
3.2 การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้ากำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) โดยวิธีการคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้าในแต่ละเดือนสำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ ยังคงใช้หลักการหักลบหน่วยพลังงานไฟฟ้า (Net Energy) สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ คำนวณค่าพลังงานไฟฟ้าทั้งหมดตามมิเตอร์ซื้อในอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และมิเตอร์ขายตามอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกของผู้ใช้ไฟประเภทนั้นๆ ทั้งนี้ VSPP ที่ทำสัญญาเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่า 1 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่นำมาคำนวณราคารับซื้อจะถูกหักออกร้อยละ 2 ของปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขาย เพื่อเป็นค่าดำเนินการโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3.3 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ
3.3.1 ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ VSPP ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายน้อยกว่าหรือเท่ากับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่การ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้ VSPP จะรับซื้อในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกที่การ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้ VSPP รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติขายปลีก (Ft ขายปลีก)
3.3.2 ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ VSPP ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย มากกว่าปริมาณ พลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้ VSPP จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เท่ากับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่าย จำหน่ายขายให้ VSPP ในแต่ละเดือน ด้วยอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกรวมกับค่า Ft ขายปลีก สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่ VSPP ขายเกินกว่าที่ซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย กำหนดราคารับซื้อเป็น 2 กรณี ดังนี้ (1) กรณีเป็นผู้ใช้ไฟอัตราปกติ อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่ขายจะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย ทุกระดับแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย และ (2) กรณีเป็นผู้ใช้ไฟอัตรา TOU อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่ขายจะเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11-33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ.ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย
4. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.1 กำหนดนิยามของ VSPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้า ทั้งภาคเอกชน รัฐบาล รัฐวิสาหกิจ และประชาชนทั่วไปที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของตนเอง ที่จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นระบบผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง โดยใช้เชื้อเพลิงที่เป็นพลังงานสิ้นเปลืองที่ใช้แล้วหมดไป ทั้งนี้ กำหนดเงื่อนไขสำหรับ VSPP จะต้องนำความร้อนที่เหลือจากการผลิตไฟฟ้าไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ (Thermal Processes) นอกจากการผลิตไฟฟ้า โดยกำหนดสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (Primary Energy Saving) เกินกว่าร้อยละ 10 ในแต่ละปี กล่าวคือ VSPP ที่สามารถปฏิบัติตาม เงื่อนไขดังกล่าวได้ ถือว่าเป็นการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อย่างมีประสิทธิภาพ และให้มีการคิดค่าปรับในกรณีที่ VSPP ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดของกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.2 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้าทั้งหมดตามมิเตอร์ที่ซื้อจาก VSPP ในอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดันที่ VSPP ทำการเชื่อมโยงกับระบบไฟฟ้าของการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ทั้งนี้ VSPP ที่ทำสัญญาเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่า 1 เมกะวัตต์ ขึ้นไป ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่นำมาคำนวณจะถูกหักออกร้อยละ 2 ของปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขาย เพื่อเป็นค่าดำเนินการโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
5. ร่างระเบียบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปรับปรุงจากระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ พ.ศ. 2545 โดยขยายปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบตามสัญญาเป็นไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และจัดทำรูปแบบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าใหม่ให้สอดคล้องกับประเภทของเครื่อง กำเนิดไฟฟ้า ทั้งนี้ กำหนดให้การแก้ไขระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฯ จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยให้มีการรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียประกอบการพิจารณาด้วย
6. มีข้อเสนอแนะการดำเนินงาน เพื่อให้การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ปฏิบัติในแนวทาง เดียวกันและมีความคล่องตัว ซึ่งจะเป็นการจูงใจให้ VSPP เพิ่มมากขึ้น ดังนี้
6.1 เห็นควรให้ กฟผ. เร่งรัดการดำเนินการให้อนุญาตตามมาตรา 37 แห่ง พรบ. กฟผ. สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ ที่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแล้ว
6.2 เห็นควรให้ VSPP ขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน ในลักษณะเดียวกันกับ VSPP 1 เมกะวัตต์
6.3 เห็นควรมอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย พิจารณาในรายละเอียด (1) การคำนวณค่าปรับสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ายังคงตามระเบียบเดิม (3) แนวทางในการทดสอบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการกำหนดขั้นตอนและหลักการในการขออนุญาตเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า (4) แบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และ (5) ต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้แล้วเสร็จเพื่อเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP
6.4 การบังคับใช้ระเบียบฯ ใหม่ กำหนดให้ใช้เฉพาะ VSPP ที่จะยื่นคำร้อง และเสนอขายไฟฟ้าภายหลังการออกระเบียบฉบับใหม่นี้ สำหรับ VSPP รายเดิมสามารถขอยุติสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมและใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่แก้ไข ใหม่ตามระเบียบใหม่ได้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2.เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration
3.เห็นชอบร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์
4.เห็นชอบข้อเสนอการดำเนินงาน เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเร่งดำเนินการออกประกาศรับ ซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป
5.มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการประชาสัมพันธ์นโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน
เรื่องที่ 5 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และระบบ Cogeneration โดยใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง ต่อมารัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เนื่องจาก ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดต่ำลง ในขณะที่กำลังการผลิตสำรอง (Reserve Margin) ของระบบอยู่ในระดับสูง อย่างไรก็ตาม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม และเป็นการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน คณะรัฐมนตรีจึงมีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการ SPP ประเภท Non-Firm ให้แก่ กฟผ. ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้
นอกจากนี้ เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็กที่อยู่ในพื้นที่ห่างไกล คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดย กฟน. และ กฟภ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2546 เห็นชอบแผนยุทธศาสตร์พลังงาน ของกระทรวงพลังงาน โดยกำหนดเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 ของการใช้พลังงานทั้งหมด เป็นร้อยละ 8 ภายในปี พ.ศ. 2554 และกำหนดมาตรการกำหนดสัดส่วนการผลิตหรือจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Portfolio Standard: RPS) นอกจากนี้ ได้เห็นชอบให้กำหนดยุทธศาสตร์การใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในภาค อุตสาหกรรม โดยให้กระทรวงอุตสาหกรรมร่วมกับกระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการ ส่งเสริมระบบผลิตพลังงานที่ผนวกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ เช่น ระบบ Cogeneration ในนิคมอุตสาหกรรม และระบบ District heating/cooling เป็นต้น ทั้งนี้ ในส่วนของโรงไฟฟ้าใหม่ 4 โรง ของ กฟผ. ซึ่งมีกำลังผลิตทั้งสิ้นประมาณ 2,800 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี พ.ศ. 2551-2553 ได้มีแผนจัดหาไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ประมาณ 140 เมกะวัตต์
3. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าใน ลักษณะ Distributed Generation (DG) ด้วยระบบการผลิตไฟฟ้า น้ำร้อน และน้ำเย็นร่วมกัน (Combined Heat and Power : CHP) เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้ทรัพยากรของประเทศ ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และเห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ CHP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนเกินสามารถขาย ไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP หรือ VSPP เพื่อเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพสูงสุดในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ CHP รวมทั้ง ปรับปรุงกฎ ระเบียบ ที่เกี่ยวข้องให้เหมาะสมต่อไป
4. ข้อเสนอการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.1 เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบหมายให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน สำหรับราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขัน ดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนต่อไป
4.2 ควรมีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้าน ราคา ผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อ ไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ เงื่อนไขและหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ขึ้นอยู่กับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบที่กำหนด
4.3 การจัดหาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบหลังปี พ.ศ. 2553 ด้วยวิธีการเปิดประมูลแยกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนออกจากการ กำหนดเป็นเงื่อนไขในการเปิดประมูล โดยผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจ่ายเงินผ่านกองทุนเพื่อใช้ในการสนับสนุนการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป
4.4 เห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนเกินสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP หรือ VSPP เพื่อเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพสูงสุดในการผลิตไฟฟ้า จึงเห็นควรเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration และมอบหมายให้ สนพ. ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพื่อให้การกำหนดกฎเกณฑ์ เงื่อนไข และโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะเป็นการจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเข้ามาขายไฟฟ้าตามระเบียบมากขึ้น ก่อให้เกิดการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ ทรัพยากรอย่างมีประโยชน์สูงสุด
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการ จูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย และมอบหมายให้ สนพ. ไปดำเนินการในรายละเอียดและนำเสนอ กพช. ขอความเห็นชอบต่อไป
2.การจัดหาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบหลังปี พ.ศ. 2553 ด้วยวิธีการเปิดประมูล ให้แยกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ออกจากการกำหนดเป็นเงื่อนไขในการเปิดประมูล โดยผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจะต้องจ่ายเงินผ่านกองทุนตามที่รัฐกำหนดเพื่อใช้ใน การสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป
3.มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
สรุปสาระสำคัญ
1. นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี (ครม.) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) แต่ที่ประธาน กพช. ได้มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะกรรมการและเลขานุการ กพช. เป็นผู้จัดทำคำชี้แจงแล้ว
2. ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกมายัง กพช. ลงวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2549 เพื่อไปให้ถ้อยคำต่อศาลปกครองกลางในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งประธาน กพช. ได้มอบหมายให้ สนพ. บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ.กฟผ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บมจ.ปตท.) พร้อมด้วยนายวิชาญ ธรรมสุจริต พนักงานอัยการ ซึ่งได้รับมอบอำนาจจากประธาน กพช. ให้เป็นผู้ดำเนินการแก้ต่างคดีแทน ไปให้ถ้อยคำต่อศาลปกครองกลางในวันดังกล่าวแล้ว และต่อมาศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายวิชาญ ธรรมสุจริต ลงวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 เพื่อให้ทำคำให้การในคดีดังกล่าว โดยมีประเด็นคำฟ้องของ นายเหวง โตจิราการ ดังนี้
2.1 ขอให้ยกเลิก เพิกถอนมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนด โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
2.2 ขอให้ยกเลิก เพิกถอนมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนด โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
2.3 ขอให้ ครม. และ กพช. พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากลที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย มาใช้ในการคำนวณต้นทุนค่าไฟฟ้า
2.4 ขอให้ ครม. และ กพช. พิจารณาให้ บมจ. กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท.
ทั้งนี้ สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ผู้รับมอบอำนาจแทน ครม. ได้มีหนังสือลงวันที่ 2 มีนาคม 2549 ถึงอัยการสูงสุด เพื่อให้ดำเนินการประสานกับกระทรวงพลังงาน และจัดทำคำให้การแก้คำฟ้องยื่นต่อศาล ปกครองกลางในนาม ครม. ต่อไป
3. เพื่อให้เกิดความคล่องตัวมากยิ่งขึ้น ประธาน กพช. จึงได้มอบอำนาจให้ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค พนักงานอัยการ เป็นผู้ดำเนินการแก้ต่างคดีดังกล่าวแทนนายวิชาญ ธรรมสุจริต ทั้งนี้ สนพ. บมจ. กฟผ. และ บมจ. ปตท. ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องและจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 โดยนายเหวง โตจิราการ ได้ทำคำให้คัดค้านคำให้การยื่นต่อศาลเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2549 และต่อมาศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ลงวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้ทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ปัจจุบันคดีดังกล่าวอยู่ระหว่างการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการดำเนินงานคดีการฟ้องร้องของนายเหวง โตจิราการ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานความคืบหน้าในการดำเนินงานดังกล่าวเป็นระยะๆ
2.เห็นชอบตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบหมายให้นายวิชาญ ธรรมสุจริต และนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค พนักงานอัยการ เป็นผู้ดำเนินการแก้ต่างคดีดังกล่าวแทน กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2549 และวันที่ 22 มีนาคม 2549 ตามลำดับ
3.มอบหมายให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี
กพช. ครั้งที่ 105 - วันอังคารที่ 23 พฤษภาคม 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2549 (ครั้งที่ 105)
วันอังคารที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ เป็นเลขานุการที่ประชุม
เรื่อง ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน โครงการห้วยเฮาะ และอีก 1 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนพฤศจิกายน พ.ศ. 2552
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2548 มีมติ เห็นชอบในหลักการร่าง MOU ของโครงการน้ำงึม 2 ตามที่ กฟผ. เสนอ โดย กฟผ. และบริษัท SouthEast Asia Energy จำกัด (SEAN) ได้ลงนาม MOU แล้ว เมื่อวันที่ 25 เมษายน 2548
3. โครงการน้ำงึม 2 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไชยสมบูรณ์ ในภาคกลางของ สปป. ลาว มีกำลังผลิต ติดตั้ง 615 เมกกะวัตต์ สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบได้ประมาณ 2,310 ล้านหน่วย ต่อปี จุดเชื่อมโยงระบบส่ง ณ สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ วันที่ 1 มกราคม 2556 กลุ่มผู้ลงทุน คือ บริษัท SEAN ประกอบด้วย บมจ. ช. การช่าง ถือหุ้น 28.5% รัฐบาล สปป. ลาว ถือหุ้น 25% บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด ถือหุ้น 25% บมจ. บางกอกเอ็กเพรสเวย์ ถือหุ้น 12.5% บริษัท Shlapak Development ถือหุ้น 4% บริษัท P.T. Construction & Irrigation จำกัด ถือหุ้น 4% และบริษัท Team Consulting Engineering and Management จำกัด ถือหุ้น 1%
4. ต่อมา กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งว่า กฟผ. และกลุ่มผู้ลงทุนได้ดำเนินการเจรจาจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 แล้วเสร็จ โดยได้ลงนาม MOU แล้ว และได้ลงนามขั้นต้น (Initial) ในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2548 และได้นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ให้สำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2548 โดยได้ส่งคณะผู้แทนไปชี้แจงเพิ่มเติมต่อคณะทำงานของ อส. เป็นระยะๆ รวมทั้ง ได้มีการแก้ไขเพิ่มเติมรายละเอียดในร่างสัญญาฯ ตามผลการหารือกับ อส. และ SEAN
5. ผลการตรวจพิจารณาร่างสัญญาฯ อส. สรุปได้ดังนี้
(1) เห็นควรตัดข้อ 13.2 เรื่อง Experts ออก และเพิ่มข้อ 13.2.9 (ตามข้ออ้างอิงหลังการตัด) ในเรื่อง Arbitration ว่า "Notwithstanding any provisions in this Agreement to the contrary, all provisions relating to or in connection with arbitration shall be subject to the Thai Arbitration Act in force"
(2) ข้อ 19 เรื่อง Governing Law เห็นควรเพิ่มเติมข้อความต่อไปนี้ "regardless of any applicable principles existing in the Thai laws regarding conflicts of laws" ต่อท้ายข้อความที่มีอยู่เดิม ซึ่งเมื่อแก้ไขแล้วข้อความในร่างสัญญาฯ จะเป็นดังนี้ "This Agreement shall be governed by and construed in all respects in accordance with the laws of Thailand regardless of any applicable principles existing under Thai laws regarding conflicts of laws.
(3) ในร่าง Annex II Form of Transfer Notice ของ Schedule 26 Notice to EGAT หน้า 807 ข้อ (ii) บรรทัดที่ 5 ของสัญญา หน้าคำว่า "bound" เห็นควรเพิ่มคำว่า "unconditionally"
นอกจากนี้ อส. ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมประเด็นสำคัญเกี่ยวกับสถานะความเป็นนิติบุคคลของ SEAN และ SEAN Branch และผู้มีสิทธิตามสัญญาสัมปทานที่ทำกับรัฐบาล สปป.ลาว โดยให้ถือเป็นเงื่อนไขบังคับที่ กฟผ. ควรตรวจสอบให้ได้ความชัดเจนในประเด็นข้อสังเกตดังกล่าวก่อนลงนามสัญญาฯ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แก้ไข ร่างสัญญาฯ ตามความเห็นของ อส. ทั้ง 3 ข้อแล้ว โดยได้ปรับปรุงแก้ไขส่วนต่างๆ ของร่างสัญญาฯ ที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกันด้วยแล้ว
6. วันที่ 15 พฤษภาคม 2549 กฟผ. และบริษัท SEAN ได้พิจารณาแก้ไข และ/หรือเพิ่มเติมรายละเอียดในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามความเห็นของ อส. โดย คกก. กลั่นกรองของ คกก. กฟผ. ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึง อส. แจ้งการดำเนินการของ กฟผ. ตามความเห็นและข้อสังเกตของ อส. พร้อมทั้งได้ลงนามขั้นต้น (Initial) ในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับสุดท้าย (Final Draft) กับบริษัท SEAN และมีหนังสือถึง พน. เพื่อพิจารณานำเสนอร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับสุดท้ายต่อ กพช. เพื่อพิจารณาอนุมัติให้ กฟผ. ลงนามสัญญากับบริษัท SEAN ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2
2.เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2
กพช. ครั้งที่ 104 - วันศุกร์ที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2549 (ครั้งที่ 104)
วันศุกร์ที่ 3 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2549 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. 48 - 25 ม.ค. 49)
3.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548
4.กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
5.ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
6.การปรับปรุงสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสำหรับโครงการ ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง
7.ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
8.การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
9.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวม ในปี 2548 การขยายตัวของเศรษฐกิจอยู่ที่ระดับร้อยละ 4.7 เป็นผลจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกปรับสูงขึ้นและปัญหาต่างๆ ที่เกิดขึ้นในประเทศ อาทิ ภาวะภัยแล้ง และปัญหาการระบาดของไข้หวัดนก เป็นต้น การใช้และการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศอยู่ที่ระดับ 1,525 และ 742 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน และมีอัตราขยายตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ ร้อยละ 4.9 และ 9.4 ตามลำดับ โดยที่การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์อยู่ที่ระดับ 969 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน หรือขยายตัวลดลงจากปีก่อน ร้อยละ 2.3 มีมูลค่านำเข้าพลังงานรวม 774,282 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 36.7 ส่วน การส่งออกพลังงานมีมูลค่ารวม 146,814 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 42.8 ทำให้มูลค่าการนำเข้า (สุทธิ) พลังงานค่ารวม 627,468 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.4
2. น้ำมันดิบ การจัดหาน้ำมันดิบได้ลดลงจากปีก่อนมาอยู่ที่ระดับ 925 พันบาร์เรลต่อวัน เป็นการผลิตภายในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศในสัดส่วนร้อยละ 12 และ 88 ตามลำดับ ขณะที่การผลิตภายในประเทศ เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.1 อยู่ที่ระดับ 113 พันบาร์เรลต่อวัน ส่วนการนำเข้าน้ำมันดิบได้ลดลงถึงร้อยละ 7.0 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มขึ้นในช่วง 6 เดือนแรกของปี เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากระดับราคา 41.93 เหรียญสหรัฐในเดือนมกราคม เป็น 51.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม และในช่วง 6 เดือนหลังของปี การนำเข้าน้ำมันดิบได้ชะลอตัวลง แต่มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 29.3
3. น้ำมันสำเร็จรูป การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 51,416 ล้านลิตร เป็นการผลิตภายในประเทศที่ 49,220 ล้านลิตร และเป็นการนำเข้าจำนวน 2,196 ล้านลิตร โดยเป็นการนำเข้าน้ำมันเตาคุณภาพดีเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้า ส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณ 42,005 ล้านลิตร ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.9 ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3 เนื่องจากราคาขายปลีกที่สูงขึ้น และมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ทำให้ประชาชนหันมาเปลี่ยนพฤติกรรมการบริโภคอย่างชัดเจน ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) และ LPG มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนแก๊สโซฮอล์มีปริมาณเพิ่มขึ้นร้อยละ 873.3 จากรัฐบาลได้มีนโยบาย ในการยกเลิกการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 เปลี่ยนเป็นแก๊สโซฮอล์ทั้งหมดภายในเดือนมกราคม 2550 และราคาแก๊สโซฮอล์มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินทั่วไป สำหรับการใช้น้ำมันดีเซลมีปริมาณ 19,633 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนเพียงร้อยละ 0.1 เนื่องจากรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกดีเซลในช่วงกลางปีทำให้ปริมาณการ ใช้ดีเซลชะลอตัวลง และการรณรงค์ของภาครัฐในมาตรการประหยัดพลังงาน ขณะที่การใช้น้ำมันเตาเพื่อการผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นร้อยละ 61.7 ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมได้ลดลงร้อยละ 8.1 เนื่องจากอุตสาหกรรม SME บางประเภทหันมาใช้ถ่านหินแทนน้ำมันเตามากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเครื่องบิน + ก๊าด และ LPG ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1 และ 7.5 ตามลำดับ
4. ด้านไฟฟ้า ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 มีกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าอยู่ที่ 26,431 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ที่ระดับ 20,538 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีที่ผ่านมาจำนวน 1,212 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6 ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 120,988 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เป็นการใช้ในเขตนครหลวง เขตภูมิภาค และการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. ที่ เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8, 7.5 และ 12.7 ตามลำดับ ส่วนภาคอุตสาหกรรมมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.5 เช่นเดียวกับสาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตร และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6, 4.8, 7.9 และ 3.7 ตามลำดับ
5. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2549 จาก สศช. ได้ประมาณเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.7 - 5.7 ในปี 2549 จึงสามารถคาดการณ์การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศจะขยายตัวเพิ่ม ขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5.6 ประกอบด้วย การเพิ่มขึ้นของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3.9 และ 7.6 ตามลำดับ สำหรับการใช้ลิกไนต์/ ถ่านหินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 เนื่องจากโรงไฟฟ้า BLCP ที่ใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นเชื้อเพลิงจะเข้าระบบ ส่วนการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้า ลดลงร้อยละ 8.4
การใช้น้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.9 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 น้ำมันดีเซลที่ยังคงปรับตัวลดลงร้อยละ 0.7 น้ำมันก๊าด + เครื่องบิน จะมีการใช้เพิ่มขึ้น ร้อยละ 3.5 และน้ำมันเตาจะใช้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 19.8 ซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากท่อก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. จะยังคงสร้างไม่เสร็จในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2549 นอกจากนี้การใช้ LPG คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 และการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 โดยมีค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 21,822 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุดอยู่ที่ร้อยละ 15.86
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. 48 - 25 ม.ค. 49)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 51.39 และ 55.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาสูงกว่าระดับปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาและยุโรปมีการสะสมเพิ่มขึ้น และเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 53.20 และ 57.42 เหรียญสหรัฐอเมริกาต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากท่อ ขนส่งน้ำมันดิบของบริษัทเชลล์ในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด ทำให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบต้องหยุดชะงัก ประกอบกับโอเปคมีแนวโน้มที่จะลดปริมาณการผลิตก่อนเข้าสู่ไตรมาส 2 ปี 2549 โดยอิหร่านสนับสนุนให้ลดเพดานการผลิตลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน
สำหรับเดือนมกราคม 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรท์ได้ปรับตัวสูงขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 58.28 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด และกลุ่มประเทศยุโรปได้ร่างมติยื่นต่อคณะกรรมการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) แจ้งให้ U.N. Security Council ดำเนินการคว่ำบาตรประเทศอิหร่าน เนื่องจากอิหร่านดำเนินการทดสอบพลังงานนิวเคลียร์ ดังนั้น ช่วง 2 เดือนครึ่งที่ผ่านมา ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 53.99 และ 58.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันดูไบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 0.35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันเบรนท์ปรับตัวลดลง 0.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์
ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 60.56 , 59.21 และ 61.50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ได้ปรับตัวลดลงเนื่องจากเวียดนามลด การนำเข้าน้ำมันเบนซินลง ร้อยละ 50 และบริษัท Cosmo Oil ประเทศญี่ปุ่น และ GS Caltex ประเทศเกาหลี ออกประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบเดือนพฤศจิกายน 2548 สำหรับเดือนธันวาคมราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.01 59.90 และ 63.83 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากจะมีการนำน้ำมันเบนซิน 95 จากเอเซียไปขายในสหรัฐอเมริกามากขึ้น ประกอบกับ อินโดนีเซียออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินปริมาณ 800,000 บาร์เรล และอากาศที่หนาวเย็นลงทั้งในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และ เอเซียเหนือ ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเพื่อทำความอบอุ่นเพิ่มสูงขึ้น
เดือนมกราคม 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 66.84 65.49 และ 69.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากอินโดนีเซียเพิ่มการ นำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนมกราคม ประกอบกับเวียดนามมีแผนการนำเข้าน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ร้อยละ 3 ในปีนี้ และความต้องการใช้น้ำมันก๊าดเพื่อทำความอบอุ่นในญี่ปุ่นเพิ่มขึ้นส่งผลให้ โรงกลั่นทั่วภูมิภาคหันมาผลิตน้ำมันก๊าด ทำให้อุปทานน้ำมันดีเซลในภูมิภาคลดลง ดังนั้นในช่วงเวลา 2 เดือนครึ่งที่ผ่านมา ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 62.60, 61.33 64.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 6.50 6.61 และ 7.98 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีก
ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร ในเดือนพฤศจิกายน และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.10 บาท/ลิตร โดยราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2548 อยู่ที่ระดับ 24.84 24.04 23.34 และ 22.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนธันวาคมผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 25.74 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
เดือนมกราคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 25 มกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 25.74 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประมาณการ ณ วันที่ 23 มกราคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 11,667 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 87,007 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้เดิม (อายุไม่เกิน 1 ปี) 15,660 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันบริหารกองทุนฯ อายุ 5 ปี 32,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,027 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,579 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 182 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 75,340 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อทำหน้าที่แทน รมว. พน ในการจัดสรรเงินกองทุนฯ ให้ กับส่วนราชการที่ปฏิบัติงานด้วยพลังงานและปิโตรเลียม และให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณและงบแสดงฐานะการเงินของกอง ทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนฯ เพื่อเสนอ รมว. พน เพื่อทราบ และนำเสนอ กพช.เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลสรุปการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548 ดังนี้
2.1 แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549
เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 รมว. พน. ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท โดยแบ่งออกเป็นปีละ 10 ล้านบาท ใน 6 หมวดรายจ่าย ได้แก่ หมวดการค้นคว้าวิจัยและการศึกษา หมวดการโฆษณาฯ หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม หมวด เดินทางเพื่อศึกษาดูงานฯ หมวดจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน
2.2 การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2548
คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดต่างๆ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 8,280,703 บาท ดังนี้
(1) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม ได้อนุมัติทุนการศึกษาและฝึกอบรมให้กับ หน่วยงานที่ปฏิบัติงานด้านพลังงานและปิโตรเลียม จำนวน 5,572,500 บาท ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (จำนวน 743,000 บาท) สนพ. (จำนวน 679,500 บาท) กรมธุรกิจพลังงาน (จำนวนเงิน 2,750,000บาท) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (จำนวน 750,000 บาท) และกรมบัญชีกลาง (จำนวน 650,000 บาท) เพื่อเป็นทุนในการศึกษาระดับปริญญาโทและอบรมภาษาอังกฤษทั้งในประเทศและต่างประเทศ
(2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ได้อนุมัติเงินกองทุนให้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน จำนวน 2 โครงการ ในวงเงิน 708,203 บาท
(3) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน ได้อนุมัติเงินกองทุนในการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวนทั้งสิ้น 1,700,000 บาท ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (จำนวน 160,000 บาท) สนพ.(จำนวน 412,000 บาท) กรมธุรกิจพลังงาน (จำนวน 250,000 บาท) และ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (จำนวน 878,000 บาท)
(4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ได้อนุมัติเงินจำนวน 300,000 บาท เพื่อเป็น ค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงานฯ ได้แก่ เงินเดือนค่าจ้างของเจ้าหน้าที่ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ ที่จะช่วยให้การปฏิบัติงานเกี่ยวกับกองทุนฯ
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2548 ในทั้ง 4 หมวด รวมเป็นเงิน 8,280,703 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 4,470,352.21 บาท และยอดเงินคงเหลือผูกพันเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 1,942,270.33 หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา จำนวน 509,287.34 บาท และหมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวน 853,347.08 บาท รวมเป็นจำนวนเงิน 3,304,904.75 บาท และมีเงินคงเหลือ 505,446.04 บาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 กองทุนฯ มีงบฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์ 407,685,116.41 บาท และงบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2548 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 8,930,372.27 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ซึ่งร่างระเบียบฯ ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2548 และต่อมาคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า จำนวน 7 ราย โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลอัตราค่าบริการของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดมาตรการส่งเสริมการ แข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ กำหนดวิธีการและกำกับการแข่งขันการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ กำกับดูแลการปฏิบัติงานของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดและกำกับดูแลมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัยของการประกอบกิจการไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ประกอบด้วย นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ เป็นประธานกรรมการ นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ นายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล นายชัยเกษม นิติสิริ นายอนันต์ อัศวโภคิน นายวีระพล จิรประดิษฐกุล เป็นกรรมการ และนายศิริชัย สายะศิลปี เป็นกรรมการและเลขานุการ
2. กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
2.1 การดำเนินงานด้านนโยบายและการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าที่ผ่านมา โดย กพช. ได้มีการจัดตั้งคณะกรรมการและคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยปฏิบัติงานของ กพช. ได้แก่ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานและราคาพลังงานของประเทศ คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ทำหน้าที่พิจารณาการแก้ไขระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับ ระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (SPP Grid Code) และระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยที่ กบง. ได้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการต่างๆ เพื่อช่วย ปฏิบัติงานโดยเฉพาะด้านไฟฟ้าอีกจำนวน 5 คณะ
2.2 กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ได้แยกกรอบการดำเนินงานด้านนโยบายและการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าออกจากกันให้มี ความชัดเจนในการดำเนินงาน โดยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าซึ่งแต่งตั้งขึ้นตามระเบียบสำนักนายก รัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 จะเป็นผู้กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของรัฐ และ กพช. จะเป็นผู้พิจารณากำหนดกรอบนโยบายของกิจการไฟฟ้า กระทรวงพลังงานจึงได้แบ่งขอบเขตงานด้านนโยบายและการกำกับดูแล ดังนี้
(1) กพช. ทำหน้าที่เป็นผู้พิจารณาและเสนอแนะนโยบายต่อคณะรัฐมนตรี ในการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ได้แก่ นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า นโยบายการกำหนดรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า นโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและประเทศเพื่อนบ้าน นโยบายด้านแผนการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดระดับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม และพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า ตลอดจนพิจารณาให้ความเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ เป็นต้น
(2) คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ทำหน้าที่เป็นผู้กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของ กพช. ได้แก่ การศึกษาและจัดทำรายละเอียดข้อเสนอแนะโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลการปรับราคาไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ตามกรอบของสูตรที่ กพช. และคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ การกำกับดูแลการดำเนินงาน ของผู้ประกอบการในกิจการไฟฟ้า ที่สอดคล้องกับรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่กำหนด การดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบนโยบายที่กำหนด และการกำกับดูแลการดำเนินการตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า ตลอดจน ติดตามสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าและระดับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรอง เป็นต้น
3. นอกจากนี้ เพื่อให้การดำเนินงานของคณะกรรมการกำกับฯ มีความครบถ้วนสมบูรณ์ และไม่เกิดความซ้ำซ้อนในการดำเนินงานด้านนโยบายของ กพช. จึงควรยกเลิกคณะอนุกรรมการบางคณะ ที่แต่งตั้งขึ้นภายใต้คำสั่ง กพช. และ กบง. ที่มีอำนาจหน้าที่ซ้ำซ้อนกับอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ในปัจจุบันมีจำนวน 3 คณะ ประกอบด้วย (1) คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (2) คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (3) คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการยกเลิกคณะอนุกรรมการฯ ที่มีอยู่เดิมอาจก่อให้เกิดปัญหาการร้องเรียน ในการปฏิบัติงานของคณะกรรมการกำกับฯ ตามมาได้
4. การกำหนดผู้ปฏิบัติงานเต็มเวลาในคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ตามความในวรรคสอง ข้อ 6 ของระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 ระบุให้กรรมการและเลขานุการ ต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลา และตามความในข้อ 10 ของระเบียบดังกล่าว นายกรัฐมนตรีสามารถกำหนดให้ประธานกรรมการหรือกรรมการบางคนมีจำนวนทั้งหมดไม่ เกินสามคนเป็นกรรมการ ผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำซึ่งต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลาตามข้อเสนอของ กพช. ได้ และเพื่อให้คณะกรรมการกำกับฯ สามารถดำเนินงานตามหน้าที่ที่กำหนดในระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีฯ ได้อย่างคล่องตัวและมีประสิทธิภาพ กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้ประธานกรรมการ (นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ) กรรมการผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำ ซึ่งต้องปฏิบัติงานเต็มเวลา ตามความในข้อ 10 ของระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับฯ พ.ศ. 2548
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการแบ่งขอบเขตงานนโยบายและอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 การกำกับดูแลตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า พ.ศ. 2548 โดยการยกเลิกคณะอนุกรรมการที่มีอำนาจหน้าที่ซ้ำซ้อนกับอำนาจหน้าที่ ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พร้อมทั้งมอบอำนาจหน้าที่ที่ซ้ำซ้อนดังกล่าวให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลคณะ กรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าต่อไป
2.เห็นควรกำหนดให้ประธานกรรมการ (นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ) เป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำซึ่งต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลา โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer: SPP) และบมจ. กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และจากระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP กำหนดเงื่อนไขให้ SPP ที่มีกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration จะต้องมีสัดส่วนของพลังงานความร้อน ที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 โดยเฉลี่ยในแต่ละปี และมีสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่งของพลังงาน ความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ ต่อพลังงานจากน้ำมันและ/หรือก๊าซธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 โดยคิดเฉลี่ยในแต่ละปี
2. การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ผ่านมา รัฐบาลได้มีการพิจารณา ผ่อนผันคุณสมบัติดังกล่าว เนื่องจาก SPP ได้รับผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา เมื่อเดือนกรกฎาคม 2540 และภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำอย่างต่อเนื่อง โดยกำหนดวันสิ้นสุดการผ่อนผันถึงสิ้นปี พ.ศ. 2546 ปัจจุบัน SPP บางรายยังคงไม่สามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration ที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ขณะที่ได้หมดระยะเวลาการผ่อนผันแล้ว ทำให้ SPP จะต้องชำระค่าปรับตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ขณะที่เงื่อนไขประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าไม่มีการกำหนดบทปรับไว้ ซึ่ง บมจ. กฟผ. อาจยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากถือว่าบริษัทไม่สามารถปฏิบัติตามคุณสมบัติสำคัญได้
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2548 ได้พิจารณาเรื่อง ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ และได้มีมติดังนี้
3.1 เห็นควรให้มีแนวทางการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามข้อกำหนด Cogeneration เพื่อเป็นการลดปัญหาจากการนำไอน้ำไปใช้อย่างไม่เกิดประโยชน์เพียงเพื่อให้ ผ่านเงื่อนไข อย่างไรก็ตาม ได้มีเงื่อนไขให้ SPP ที่จะได้ส่วนลดค่าปรับเงื่อนไขสัดส่วนพลังงานความร้อน จะต้องเพิ่มเติมบทปรับเงื่อนไขประสิทธิภาพ ในการผลิตไฟฟ้าไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 ด้วย ซึ่งเป็นการจูงใจให้ผู้ประกอบการ SPP ปรับปรุงกระบวนการผลิตให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น จะเป็นผลดีต่อภาพรวมของการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ค่าปรับดังกล่าว รวมกันจะต้องไม่เกินร้อยละ 10 ของค่าพลังงานไฟฟ้าที่ SPP ได้รับในปีนั้น
3.2 เห็นชอบแนวทางการคิดค่าปรับกับ SPP ที่มีความประสงค์จะแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.3 มอบหมายให้ สนพ. และ บมจ.กฟผ. ยกร่างแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ที่ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า เพื่อเสนอ กพช พิจารณาต่อไป
ทั้งนี้ สนพ. และ บมจ.กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยยกร่าง แก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration แล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อกำหนดบทปรับกรณี SPP ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า ด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ปี 2548 ถึงปี 2550 รวมระยะเวลา 3 ปี ตามรายละเอียดในเอกสารแนบ 4.2.2 ของระเบียบวาระการประชุม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นต้นไป
2.มอบหมายให้ บมจ. กฟผ. เร่งดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่มีความประสงค์จะขอแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จ ภายในเดือนมีนาคม 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามประเภทสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า คือ ประเภทสัญญา Firm ราคารับซื้อไฟฟ้าจะประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ซึ่งจะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง โดยในส่วนของโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงกำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐานเท่ากับ 0.62 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ทั้งนี้ ค่า EP จะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2548) โดยราคาถ่านหินที่ใช้อ้างอิงกำหนดจากราคา Japanese Benchmark Price (JBP) ของ Steam Coal ณ เดือนสิงหาคม 2548 เป็นฐานในการคำนวณ (1,007 บาท/ตัน) ปัจจุบันโครงการ SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในปัจจุบันมี 5 โครงการ กำลังการผลิตรวม 703 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย 370 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) ปัจจุบัน มีโครงการที่ได้รับการคัดเลือกและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 7 โครงการ เป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ 6 โครงการ และโครงการถ่านหิน 1 โครงการ กำลังการผลิตรวม 6,677.50 เมกะวัตต์ โดยโครงการก๊าซธรรมชาติ 4 โครงการ ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว กำลังการผลิตรวม 2,463 เมกะวัตต์ โครงการ IPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงมี 1 โครงการ คือ บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์ จำกัด (BLCP) กำลังการผลิต 1,346.50 เมกะวัตต์ กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หน่วยที่ 1 วันที่ 1 ตุลาคม 2549 และหน่วยที่ 2 วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 โดยที่โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จะประกอบด้วยค่าไฟฟ้า 2 ส่วน คือ ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ทั้งนี้ ค่า EP ของโครงการ BLCP ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจะเปลี่ยนแปลงตามราคาถ่านหินที่เกิดขึ้นจริง โดยกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงขั้นต่ำ (Floor Price) และขั้นสูง (Ceiling Price) จากราคา JBP
3. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP และ SPP) กำหนดให้ใช้ราคาถ่านหินอ้างอิง JBP ในการคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้า ต่อมาราคาถ่านหินอ้างอิง JBP ได้ถูกยกเลิกการประกาศอย่างเป็นทางการเมื่อเดือนเมษายน 2546 ทำให้เกิดผลกระทบต่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้า บมจ. กฟผ. จึงได้เจรจากับบริษัท BLCP และโครงการ SPP ถ่านหิน เพื่อพิจารณาแก้ไขปัญหาการกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบผลการเจรจาระหว่าง บมจ. กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแล้ว สรุปผลการเจรจาได้ดังนี้
3.1 กรณีของบริษัท BLCP ให้ใช้ค่าเฉลี่ยเลขคณิตของ (1) ดัชนีราคาถ่านหินที่ซื้อขายระหว่าง ออสเตรเลียกับ Japanese Power Utilities ตามสัญญาระยะยาวซึ่งจัดทำเป็นรายงานประจำปีโดยหน่วยงานรัฐบาลออสเตรเลีย Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) และดัชนีราคาถ่านหินที่ซื้อขายระหว่างออสเตรเลียกับ Japanese Power Utilities ตามสัญญาระยะยาว จัดทำข้อมูลโดยบริษัท Barlow Jonker ในออสเตรเลีย (BJ : JPU Reference) ทั้งนี้ ดัชนีราคาทั้ง 2 ตัว เป็นราคาซื้อขาย ถ่านหินที่มีค่านิยามและหลักการเดียวกับ JBP และจากการเปรียบเทียบข้อมูลในอดีตมีราคาใกล้เคียงกับ JBP เหตุผลที่ใช้ดัชนีทั้ง 2 ตัว เพื่อลดความเสี่ยงที่จะเกิดขึ้นจากการที่ดัชนีทั้ง 2 ตัวแตกต่างกัน และลดปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคตในกรณีที่ดัชนีตัวใดตัวหนึ่งถูกยกเลิกไป
3.2 กรณีของ SPP ให้ใช้ราคาถ่านหินอ้างอิงใหม่เช่นเดียวกับ BLCP เริ่มใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2548 เป็นต้นไป และในช่วง 1 เมษายน 2546-31 มีนาคม 2548 SPP จะทำใบลดหนี้ให้ บมจ. กฟผ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยใช้ราคาเฉลี่ยของ Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) และ Barlow Jonker ทดแทนราคาอ้างอิง Japanese Benchmark Price (JBP)
2.เห็นชอบให้ บมจ. กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 7 ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ในปัจจุบันมี 2 รูปแบบ ดังนี้
1.1 SPP ที่ผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบของการไฟฟ้าในปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และส่วนที่เหลือขายให้ลูกค้าในบริเวณใกล้เคียง โดยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ บมจ. กฟผ. ทั้งนี้ การดำเนินการผลิตไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่าย จำหน่าย ปัจจุบันผู้ประกอบการ SPP ได้มีการขยายกำลังการผลิตหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติม เพื่อขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมที่อยู่บริเวณข้างเคียงโดยไม่ได้เชื่อม โยงระบบกับการไฟฟ้าโดยตรง แต่จะเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า SPP โดยมีกำลังการผลิตที่ บมจ. กฟผ. ได้พิจารณาอนุมัติให้ขยายได้รวม 174.2 เมกะวัตต์
1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้า (Independent Power Supply : IPS) ไม่จำเป็นต้องขอสัมปทานขายไฟฟ้า เพียงแต่ขึ้นทะเบียนกับ พพ. และขออนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้แก่ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กรณีโรงไฟฟ้าอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม) กรมโรงงานอุตสาหกรรม (กรณีโรงไฟฟ้าอยู่นอกนิคมอุตสาหกรรม) และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (กรณีการจัดทำผลกระทบสิ่งแวดล้อม) เป็นต้น
เนื่องจากโรงไฟฟ้า IPS ที่ขยายหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ SPP ในส่วนที่ไม่ได้ขายเข้าระบบของการไฟฟ้ามีจำนวนเพิ่มมากขึ้น บมจ. กฟผ. เห็นว่าอาจก่อให้เกิดปัญหาในทางเทคนิคกับระบบของการไฟฟ้า คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุม ครั้งที่ 12/2547 เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2547 จึงได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้มีการเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรง ไฟฟ้าในลักษณะดังกล่าว และได้เสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาราคาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าต่อไป
2. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติเรื่อง ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ดังนี้
2.1 เห็นควรให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้
2.1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
2.1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน
2.1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
2.1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า
2.2 เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 2.1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง
2.3 เนื่องจากการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า เป็นการกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงาน เพื่อให้การไฟฟ้าและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนนำไปใช้ปฏิบัติในแนวทางเดียวกัน จึงเห็นควรเสนอเรื่องค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้คณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้
1.ให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้
1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน
1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า
2.เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง
เรื่องที่ 8 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
สรุปสาระสำคัญ
1. บมจ. กฟผ. ได้เสนอให้พิจารณาแนวทางการปรับปรุงโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Cut) โดยให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม-พฤษภาคม) พ.ศ. 2549 เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจากโรงไฟฟ้าหลักลง และกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบในหลักการให้ บมจ. กฟผ. ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มเติมหรือเลื่อนการผลิตมาในช่วงฤดูร้อน และข้อเสนอราคารับซื้อตามที่ บมจ. กฟผ. เสนอ ทั้งนี้ บมจ. กฟผ. ได้จัดทำหลักการคิดค่าไฟฟ้าตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นก่อนดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่สนใจต่อไป
2. ต่อมา คณะกรรมการ บมจ.กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ได้มีมติอนุมัติยกเลิกโครงการ Peak Cut เนื่องจากมาตรการที่ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้ประกอบการทั่วประเทศ เพื่อผลิต ไฟฟ้าใช้เองโดยมีเป้าหมายตัดทอนความต้องการไฟฟ้ารวม 500 MW จากระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ระยะเวลา 15 ปี ไม่คุ้มค่ากับการลงทุนเมื่อเปรียบเทียบกับราคาน้ำมันดีเซล โดยที่จะไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเนื่องจากความต้องการไฟฟ้า ในปี 2549 ลดลง และสัดส่วนกำลังผลิตสำรองอยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน สำหรับผู้ประกอบการที่ได้ลงนามสัญญาเข้าร่วมโครงการกับ บมจ. กฟผ. แล้ว 37 ราย บมจ. กฟผ. ได้ทำหนังสือยกเลิกสัญญา และคู่สัญญาได้ลงนามรับทราบและ ตอบกลับมาแล้วทั้งหมด โดยผู้ร่วมโครงการจะไม่ได้รับผลกระทบหรือเสียหาย เนื่องจากยังไม่มีการลงทุนปรับปรุงเปลี่ยนแปลงระบบของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า สำรองเพื่อเข้าร่วมโครงการ นอกจากนี้ บมจ.กฟผ. ได้ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มหรือเลื่อนการผลิตไฟฟ้ามาในช่วงฤดูร้อน (มี.ค.-พ.ค.) เพื่อเสริมระบบด้วย
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน และมีมติดังนี้
3.1 เห็นชอบในหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม-เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
3.1.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
3.1.2 SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงาน ไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า
3.1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา และค่าพลังไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้ง 3 ประเภท ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
3.2 เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 3.1
3.3 มอบหมายให้ สนพ. และ บมจ. กฟผ. พิจารณาแนวทางการจัดสรรเชื้อเพลิงไปใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ให้เกิดการใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
4. จากการประมาณการการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงฤดูร้อนจาก SPP หากคำนวณค่าไฟฟ้า เปรียบเทียบระหว่างการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขาย SPP ในช่วงฤดูร้อน และการผลิตไฟฟ้าจาก น้ำมันดีเซล ตามหลักการที่ กบง. ให้ความเห็นชอบ พบว่าจะช่วยลดต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าในช่วงเดือนมีนาคม -พฤษภาคม 2549 ได้ประมาณ 59.04 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ดังนี้
1.เห็นชอบในหลักการการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม-เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
1.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
1.2 SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าพลังงาน ไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา ค่าพลังไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกิน ข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้น และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้ง 3 ประเภทไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
2.เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1
เรื่องที่ 9 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
ในการประชุมคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 5/2548 เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 ได้พิจารณาและมีมติ 3 เรื่อง ได้แก่
1. เรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชิ้อเพลิง ได้ เห็นชอบให้มีการเปิดเสรีในการเลือกใช้วัตถุดิบ และการเลือกสถานที่ตั้งโรงงานสำหรับผลิตเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยให้คณะอนุกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เอทานอลประสานงานกับกระทรวงเกษตร และสหกรณ์ในเรื่องแผนการผลิตต่อไป สำหรับการอนุมัติตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจาก ที่ได้มีการอนุมัติไว้เดิม ยังคงต้องมีการขออนุญาตและได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการฯ ก่อน เนื่องจากจะต้องมีการพิจารณาถึงปริมาณความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง และปริมาณวัตถุดิบว่ามีเพียงพอหรือไม่ เพื่อป้องไม่ให้เกิดปัญหาด้านต้นทุนการผลิตเอทานอล
2. เรื่องการติดตามความคืบหน้าในการดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยมีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชี้อเพลิงทุกราย ที่ยังไม่ได้ดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ต้องทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลให้แล้วเสร็จภายในเดือน พฤศจิกายน 2548 และหากผู้ประกอบการรายใดไม่สามารถดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าวได้ คณะกรรมการฯ สงวนสิทธิที่จะดำเนินการเพิกถอนการอนุญาต หรือดำเนินการอื่นใดตามที่เห็นสมควร
3. เรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดย กชช. ได้มีมติ อนุมัติให้ บริษัท บุรีรัมย์เอทานอล จำกัด ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากข้าวฟ่างหวาน และวัตถุดิบทางเกษตรอื่นได้อีกประเภทหนึ่ง รวมทั้ง อนุมัติให้บริษัทฯ เพิ่มกำลังการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 200,000 ลิตรต่อวัน โดยจะต้องทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลให้แล้วเสร็จภายใน เดือนพฤศจิกายน 2548 สำหรับการขอ ส่งออกเอทานอลไปจำหน่ายยังต่างประเทศ ให้เป็นไปตามหลักการที่คณะกรรมการฯ ได้มีมติไว้แล้วเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 5/2548 (ครั้งที่ 5) เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 ตามข้อ 1, 2 และ 3