มติกพช. (131)
กพช. ครั้งที่ 99 - วันพฤหัสบดีที่ 7 เมษายน 2548
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2548 (ครั้งที่ 99)
วันพฤหัสบดีที่ 7 เมษายน พ.ศ. 2548 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2547
3.การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2
4.การแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2548 ความต้องการใช้และปริมาณการผลิตน้ำมันดิบโดยรวม อยู่ที่ระดับ 84.7 และ 84.6 ล้านบาร์เรล/วัน ตามลำดับ โดยเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่ 4 ของปี 2547 ประมาณ 0.1 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่โควต้าการผลิตของกลุ่มโอเปค ณ ปัจจุบันอยู่ที่ระดับ 27 ล้านบาร์เรล/วัน และตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2548 โควต้าการผลิตของโอเปคจะปรับอยู่ที่ระดับ 27.5 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปริมาณการผลิตของประเทศนอกกลุ่มโอเปคอยู่ที่ระดับ 48.7 ล้านบาร์เรล/วัน
2.ราคาน้ำมันดิบในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2548ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาส 4 ของปี 2547 ประมาณ 1.52 - 5.86 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล โดยราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์เฉลี่ยปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับเฉลี่ย 41.41 และ 47.79 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ทั้งนี้ เนื่องจากสภาพภูมิอากาศแปรปรวน ส่งผลให้การผลิตและการขนส่งน้ำมันต้องหยุดเป็นระยะๆ และความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในสหรัฐอเมริกาและยุโรปอยู่ระดับสูง ประกอบกับการปรับเปลี่ยนคุณภาพของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของอินเดีย ที่จะเริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2548เป็นต้นไป ได้ส่งผลให้ปริมาณการนำเข้าของอินเดียสูงขึ้น เมื่อโรงกลั่นน้ำมันภายในประเทศไม่สามารถผลิตได้เพียงพอ
3.ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยในไตรมาส 1 ปี 2548 ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ประมาณ 1.24 - 3.41 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 น้ำมันก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา ปรับตัวสูงขึ้น 3.31, 3.41, 1.42, 1.33และ 1.24 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการซื้อของอินโดนีเซียและอินเดียเพิ่มมากขึ้น ขณะที่อุปทานลดลงจากโรงกลั่นน้ำมันในภูมิภาคปิดซ่อมบำรุงประจำปีและปิดฉุก เฉิน ณ เดือนมีนาคม 2548ราคาเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 น้ำมันก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา อยู่ที่ระดับ 59.47, 58.73, 66.33, 62.58 และ 35.76 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ
4.สำหรับราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยของไทยในช่วงไตรมาส 1ปรับตัวลดลง โดยราคา ขายเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 20.44, 19.64 และ 15.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ ภายหลังเมื่อรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาน้ำมันเบนซิน เมื่อวันที่ 22ตุลาคม 2547 แต่ทั้งนี้ในเดือนมีนาคม 2548รัฐบาลได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3บาท/ลิตร ในวันที่ 23 มีนาคม 2548 ทำให้ราคาขายเฉลี่ยน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 1 เมษายน 2548 อยู่ที่ระดับ 22.09,21.29 และ 18.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5.สำหรับเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ และมีนาคม 2548 ค่าการตลาดเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 0.9353, 0.8121 และ 0.9034 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะที่ค่าการกลั่นเฉลี่ยโดยรวมอยู่ที่ระดับ 1.0862, 1.3624 และ 1.5574 บาท/ลิตร ตามลำดับ
6. แนวโน้มราคาน้ำมันดิบ และน้ำมันสำเร็จรูปคาดว่าในระยะสั้นจะยังคงเคลื่อนไหวในระดับสูง โดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์อยู่ที่ระดับ 45 - 47 และ 53 - 55เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ขณะเดียวกันราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตลาดจรสิงคโปร์จะอยู่ที่ระดับ 58 - 61 และ 61 - 63 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ จากสภาพภูมิอากาศที่หนาวเย็นทั่วโลก ส่งผลให้ความต้องการใช้ น้ำมันเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ตามปัจจัยที่อาจจะส่งผลให้ราคาน้ำมันอ่อนตัวลง ได้แก่ การปรับอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ของธนาคารสหรัฐอเมริกา และการเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของรัสเซีย และบริเวณทะเลสาบแคบเซียน
7.ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนเมษายน 2548ได้ปรับตัวสูงขึ้นอยู่ที่ระดับ 416.2 เหรียญสหรัฐ/ตัน และราคา LPG ณ โรงกลั่นภายในประเทศอยู่ที่ระดับ 12.2242 บาท/กก. ส่วนแนวโน้มราคา LPG ในเดือนพฤษภาคมคาดว่าจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 410 - 425 เหรียญสหรัฐ/ตัน โดยมีอัตราเงินชดเชยอยู่ที่ระดับ 2.1543 บาท/กก. หรือ 408 ล้านบาท/เดือน
8. สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 1 เมษายน 2548 มีเงินสดสุทธิ 203 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 63,572 ล้านบาท ทำให้ฐานะกองทุนฯ สุทธิติดลบ 63,369 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2547
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมได้จัดทำรายงานผลการ ดำเนินงานของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2547 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้อนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท โดยแบ่งเป็น 5 หมวดรายจ่าย
2. ปีงบประมาณ 2547 กองทุนฯ ได้อนุมัติเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดต่างๆ รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 7,270,893 บาท โดยแบ่งเป็นหมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 5,203,400 บาท หมวดการเดินทางเพื่อศึกษาดูงาน/สัมมนา จำนวน 320,515 บาท หมวดจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวน 1,446,978 บาท และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวน 300,000 บาท ซึ่งได้มีการเบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 4,083,522.09 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทย จำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ปัจจุบันภายใต้ MOU ดังกล่าวมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ มีอีก 1โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในเดือนพฤศจิกายน 2552
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 2 คือ บริษัท South East Asia Energy Limited (SEAN) ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) แล้วเสร็จ โดยคณะอนุกรรมการฯ และคณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติอนุมัติร่าง MOUของโครงการน้ำงึม 2 ใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2548 และเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2548 ตามลำดับ
3. ลักษณะโครงการน้ำงึม 2 ประกอบด้วย ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ ให้พลังงานไฟฟ้าเฉลี่ย ปีละ 2,310ล้านหน่วย สายส่งฝั่งลาวยาว 107 กิโลเมตร ฝั่งไทยยาว 93 กิโลเมตร จะเชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 โดยระบบ 500 กิโลโวลต์ แต่ในเบื้องต้นจะใช้งานที่ 230 กิโลโวลต์ กำหนดแล้วเสร็จของโครงการประมาณเดือนกรกฎาคม 2553 โดยกลุ่มผู้ลงทุน คือ บริษัท South East Asia Energy จำกัด ซึ่งมีบริษัท ช. การช่าง จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 51 บริษัท Shlapak Groupจำกัด ถือหุ้นร้อยละ 10 รัฐบาลลาวถือหุ้นร้อยละ 25 และอื่นๆ ถือหุ้นร้อยละ 14
4. สำคัญของ MOU น้ำงึม 2 ประกอบด้วย 1) ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ.และบริษัท SEAN 2) โครงการน้ำงึม 2 เป็นโครงการที่ กฟผ. จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ภายใต้ MOU ระหว่าง รัฐบาลไทยและ สปป. ลาว 3) MOU ของโครงการฯ จะขอความเห็นชอบจาก กพช. และจากกระทรวงอุตสาหกรรมและหัตถกรรมของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3เดือนนับจากวันลงนาม และจะมีผลบังคับใช้หลังจาก ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบดังกล่าวแล้ว 4) โครงการมีกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 615 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 2,218 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 92 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PEและ SE
5. นอกจากนี้ MOU น้ำงึม 2 ได้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน ดังนี้
- Primary Energy (PE) Tariff = 4.997 Cents/หน่วย
- Seconday Energy (SE) Tariff = 1.289 บาท/หน่วย
- Excess Energy (EE) Tariff = 1.091 บาท/หน่วย
- Pre IOD Energy Tariff = 1.448 บาท/หน่วย
- การคำนวณและชำระเงิน ค่า PE : 70% บาท (Fx=39 บาท/USD) + 30% USD
โดยที่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date ) และ MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือมีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงเลื่อนอายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็น ลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ โดยที่แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
6. MOU น้ำงึม 2 ได้กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ คือ 1) Scheduled Financial Close Date (SFCD)เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA 2) Scheduled Initial Operation Date (SIOD) เท่ากับ 52 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Dateและวัน SFCD หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2553 3) Commercial Operation Date (COD) (กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์) คือวันที่ 1 มกราคม 2556 โดยทั้งนี้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับใช้ภายใต้กฎหมายไทย
7. คณะกรรมการ กฟผ.ได้มีความเห็นเกี่ยวกับ MOU น้ำงึม 2 ว่า ก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ควรจะได้นำ MOU เสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดให้ความเห็นเพื่อประกอบการพิจารณาของ กพช. และผลตอบแทนผู้ถือหุ้น (Equity Internal Rate of Return หรือ Equity IRR) ของผู้ลงทุนซึ่ง ใช้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้สกุลบาท คือ Minimum Lending Rate (MLR)ควรพิจารณาว่า ถ้าบริษัท SEAN มีการกู้เงินบางส่วนด้วยเงินสกุลดอลล่าร์ที่มีอัตราดอกเบี้ยเงินกู้แตกต่าง จาก MLR น่าจะทำให้ Equity IRR สูงขึ้น ซึ่ง กฟผ. ได้พิจารณาจากการประมาณการฐานะการเงินโครงการน้ำงึม 2 พบว่า กรณีบริษัทฯ กู้เป็นเงินดอลล่าร์ด้วยสัดส่วนเท่ารายได้ที่เป็นดอลล่าร์ คือ 30%ในอัตราดอกเบี้ยเงินกู้แตกต่างจาก MLR จะทำให้ Equity IRR เพิ่มขึ้นเล็กน้อยจาก 11.64-13.56% เป็น 12.20-13.80% (หากกำหนดอัตราดอกเบี้ยภายในประเทศเท่ากับ MLR+1 หรือในช่วง 7 - 9%)
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการร่าง MOU ของโครงการน้ำงึม 2 ตามที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอ
2.มอบหมายให้ กฟผ. รับไปดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนในประเด็นต่อไปนี้
2.1 ปรับปรุงเงื่อนไขการชำระเงินใน 2 กรณี คือ
(1) การกำหนดสัดส่วนการชำระเงินที่เหมาะสม เพื่อลดความเสี่ยงของความผันผวนจาก อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคต อาทิ กำหนดสัดส่วนการชำระเงิน ฿ : USD = 50:50 เป็นต้น
(2) ปรับช่วงเวลาการชำระเงินในอนาคต โดยให้มีการแบ่งช่วงเวลาในอนาคต เพื่อให้มีการตกลงเรื่องอัตราแลกเปลี่ยนใหม่
2.2 ปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าสำหรับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าช่วงก่อนเริ่มอายุสัมปทาน (Scheduled Initial Operation Date : SIOD) ให้ต่ำกว่าราคาสำหรับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD)
เรื่องที่ 4 การแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้ประกาศให้การดำเนินงานด้านพลังงานทดแทนเป็นวาระแห่งชาติ และเพื่อให้บรรลุผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมาย และบังเกิดผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังและมีประสิทธิภาพ กระทรวงพลังงานจึงได้ นำเสนอการจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ขึ้น เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพของ ประเทศต่อ กพช. และเสนอแนะหลักเกณฑ์ มาตรการ และเงื่อนไขที่ต้องปฏิบัติเกี่ยวกับเชื้อเพลิงชีวภาพทั้งในด้านการผลิต การจัดการวัตถุดิบ การนำเข้า และการส่งออก ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพภายในประเทศ
2. องค์ประกอบของ กชช. ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรี (นายพินิจ จารุสมบัติ) เป็นประธานกรรมการ และผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเป็นกรรมการ รวม 23 คน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2548 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ทั้งนี้ให้เพิ่มเติมผู้แทนจากกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการด้วย
กพช. ครั้งที่ 98 - วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม 2547
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2547 (ครั้งที่ 98)
วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2547 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมธำรงนาวาสวัสดิ์ (ตึกใหม่) ชั้น 3 ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004)
3.การอนุมัติตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง
4.การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง)
6.ค่าตอบแทนคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
นายพรหมินทร์ เสิศสุริย์เดช รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานที่ประชุม
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากรองนายกรัฐมนตรี (นายสมศักดิ์ เทพสุทิน) ติดราชการด่วนไม่สามารถเข้าร่วมประชุมได้ และได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช) เป็นประธานที่ประชุม ครั้งนี้
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบถึงมาตรการที่กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการในช่วงราคา น้ำมันมีแนวโน้มสูงขึ้น โดยได้ดำเนินการ 3 มาตรการ ดังนี้คือ 1) มาตรการลดภาระความผันผวนของราคา โดยใช้มาตรการตรึงราคาน้ำมันเพื่อให้เศรษฐกิจของประเทศเติบโตอย่างต่อเนื่อง และลดภาวะเงินเฟ้อ ซึ่งปัจจุบันยังคงตรึงราคาน้ำมันดีเซลไว้และคาดว่าแนวโน้มราคาน้ำมันในตลาด โลกจะไม่ผันผวนมากในปีหน้า แต่ระดับราคาน้ำมันเฉลี่ยจะสูงกว่าปีที่ผ่านมา 2) มาตรการประหยัดพลังงาน ซึ่งได้ดำเนินการทั้งภาครัฐและภาคเอกชน และ 3) มาตรการเชิงรุกได้ดำเนินการ 3 แนวทาง ได้แก่ การเปลี่ยนภาวะจากผู้ซื้อเป็นผู้ขายพลังงาน โดยการเข้าร่วมขอสัมปทานแหล่งพลังงานในต่างประเทศ ได้แก่ ประเทศพม่า และอิหร่าน และโดยการส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน เช่น พลังน้ำ โดยการร่วมลงทุนจัดทำโครงการเขื่อนขนาดกลางในต่างประเทศ รวมทั้งการผลิตพลังงานจากไบโอดีเซล และพลังงานจากขยะเพื่อลดการนำเข้าพลังงาน และปัญหาสิ่งแวดล้อม นอกจากนี้ โดยการส่งเสริมการเพิ่มมูลค่าของปิโตรเลียม เช่น อุตสาหกรรมปิโตรเคมีซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยที่การดำเนินมาตรการดังกล่าวเป็นการเปลี่ยนวิกฤตให้เป็นโอกาส
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันดิบโดยรวม เดือนตุลาคมและเดือนกันยายน 2547 อยู่ในระดับเดียวกันที่ระดับ 82.6 ล้านบาร์เรล/วัน โดยประเทศในกลุ่ม OECD มีอัตราการใช้น้ำมันเพิ่มขึ้น 0.3 ล้าน บาร์เรล/วัน ในขณะที่ประเทศนอกกลุ่ม OECD มีอัตราการใช้น้ำมันลดลง 0.3 ล้านบาร์เรล ส่วนการผลิตน้ำมันดิบโดยรวมเดือนตุลาคม อยู่ที่ระดับ 85.0 ล้านบาร์เรล/วัน โดยกลุ่มโอเปคผลิตเพิ่มขึ้น 0.2 ล้านบาร์เรล/วัน อยู่ที่ระดับ 30.6 ล้านบาร์เรล/วัน และผลการประชุมกลุ่มโอเปค เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2547 ให้คงโควต้า การผลิตไว้ที่ระดับเดิม 27 ล้านบาร์เรล/วัน โดยให้ประเทศสมาชิกปรับลดการผลิตส่วนเกินลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปัจจุบันโควต้าการผลิตที่ระดับ 29 ล้านบาร์เรล/วัน โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2548 เป็นต้นไป ส่วนปริมาณการผลิตน้ำมันของประเทศนอกกลุ่มโอเปคเดือนตุลาคม อยู่ที่ระดับ 48.6 ล้านบาร์เรล/วัน
2. ราคาน้ำมันดิบในช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ส่วนใหญ่ได้ปรับตัวสูงขึ้นเมื่อเทียบกับช่วงไตรมาส 3 ประมาณ 0.77 - 5.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ยกเว้นน้ำมันดิบดูไบปรับตัวลดลง 0.52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยของไตรมาส 4 อยู่ในระดับ 35.69 และ 45.19 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยในไตรมาส 4 ปี 2547 ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาส 3 โดยราคา น้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา ปรับตัวสูงขึ้น 2.87, 3.11, 5.62, 5.08 และ 1.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยของไทยในช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ปรับตัวสูงขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาส 3 โดยกระทรวงพลังงานยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2547 แต่ยังคงตรึงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ระดับ 14.59 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2547 อยู่ที่ระดับ 19.29 , 18.49 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ค่าการตลาดเฉลี่ยในไตรมาส 4 ปี 2547 ปรับตัวสูงขึ้นเล็กน้อยเมื่อเทียบกับไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 1.2102 บาท/ลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม อยู่ที่ระดับ 1.1400 , 1.1964 และ 1.3289 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการกลั่นในช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.7033 บาท/ลิตร เมื่อเทียบกับช่วงไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 1.8408 บาท/ลิตร โดยค่าการกลั่นเฉลี่ยโดยรวมในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม อยู่ที่ระดับ 1.5088, 2.1565 และ 1.8165 บาท/ลิตร ตามลำดับ ทั้งนี้ การที่ค่าการกลั่นของเดือนพฤศจิกายน อยู่ในระดับสูงกว่าปกติค่อนข้างมาก เนื่องจากการที่ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลงมากกว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาด จรสิงคโปร์
6. นักวิเคราะห์คาดว่าในระยะสั้นราคาน้ำมันดิบจะยังคงมีความผันผวน โดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 33 - 35 และ 44 - 46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการเข้าซื้อ เก็งกำไรของกองทุน (Hedge Funds) และปัญหาความไม่สงบและเหตุการณ์ประท้วงในประเทศกลุ่มผู้ผลิต น้ำมันรวมถึงการปรับลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปค เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2547 ให้ประเทศสมาชิก ปรับลดปริมาณการผลิตจริงลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อให้เป็นไปตามโควตาที่ได้รับ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2548 เป็นต้นไป และโดยตลาดคาดว่าโอเปคอาจจะลดกำลังการผลิตลงอีก 0.5 ล้านบาร์เรล หากความต้องการใช้น้ำมันในตลาดโลกลดลง นอกจากนี้ จีนเพิ่มอัตราดอกเบี้ยซึ่งจะส่งผลให้อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ของจีนชะลอตัวลง ดังนั้นอุปสงค์น้ำมันของจีนในปี 2548 จะลดลงอยู่ที่ระดับ 6.68 ล้านบาร์เรล/วัน รวมทั้ง สหรัฐอเมริกามีนโยบายเก็บสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์เพิ่มเป็น 700 ล้านบาร์เรล ในปี 2548
7. สำหรับราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์คาดว่าราคาน้ำมันเบนซินจะเคลื่อน ไหวอยู่ที่ระดับ 47 - 52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบความต้องการใช้น้ำมันในภูมิภาคมากขึ้น และราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 48 - 53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นของสหรัฐอเมริกาจะยังคงมีอย่างต่อ เนื่อง ขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นของญี่ปุ่นเริ่มชะลอตัวลง
8. ผลการดำเนินงานตั้งแต่รัฐบาลตรึงราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2547 จนถึงวันที่ 17 ธันวาคม 2547 รวม 343 วัน มีจำนวนเงินชดเชยสะสมทั้งสิ้น 57,183 ล้านบาท แยกเป็นเงินชดเชยน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็ว 6,975 และ 50,208 ล้านบาท ตามลำดับ โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2547 อยู่ที่ 19.29, 18.49 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 3.9093 บาท/ลิตร หรือประมาณ 209 ล้านบาท/วัน
9. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ในเดือนธันวาคม 2547 ปรับตัวลดลง 46 เหรียญสหรัฐ/ตัน อยู่ที่ระดับ 421 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับอุปทานลดลงจากอุณหภูมิในฤดูหนาวของสหรัฐอเมริกา ยุโรป และเอเชียตอนเหนือสูงกว่าปกติ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 12.4115 บาท/กก. (เป็นระดับเพดานของก๊าซ LPG สูงสุด 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน) อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ในระดับ 2.3416 บาท/กก. คิดเป็นเงิน 439 ล้านบาท/เดือน และแนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมกราคม 2548 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 400 - 420 เหรียญสหรัฐ/ตัน อัตราเงินชดเชยยังคงอยู่ในระดับเดิม 2.3416 บาท/กก. หรือ 439 ล้านบาท/เดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 39.4015 บาท/เหรียญสหรัฐ
10. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และแก๊สโซฮอล์ เพิ่มขึ้น 0.20 บาท/ลิตร จากระดับ 0.50 , 0.30 และ 0.04 บาท/ลิตร เป็น 0.70 , 0.50 และ 0.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2547 เป็นต้นไป ทำให้ กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้เพิ่มขึ้นประมาณ 135 ล้านบาท/เดือน จากระดับ 1,100 ล้านบาท/เดือน อยู่ที่ระดับ 1,235 ล้านบาท/เดือน ดังนั้นฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2547 มียอดเงินคงเหลือหลังหักภาระผูกพันอยู่ในระดับ 199 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระในระดับ 47,744 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 4,681 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 135 ล้านบาท หนี้การตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงวันที่ 1 พฤศจิกายน - 17 ธันวาคม 2547 ประมาณ 10,074 ล้านบาท หนี้เงินกู้ 32,800 ล้านบาท และหนี้ดอกเบี้ยเงินกู้ประจำเดือนธันวาคม 2547 ประมาณ 54 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ ติดลบ 47,545 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดย เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาชุดที่ 1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ ชุดที่ 3 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง ชุดที่ 5 โดยรัฐบาลไม่ค้ำประกันการก่อหนี้ และให้มีการแยกบัญชีการเงินของโครงการดังกล่าวจากบัญชีการเงินของ กฟผ. อย่างชัดเจน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รายงานความคืบหน้าโครงการก่อสร้างท่อก๊าซธรรมชาติ และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาทุก 3 เดือน หากโครงการดังกล่าวมีความล่าช้า ให้เร่งพิจารณาการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยนำโครงการขยายโรงไฟฟ้าขนอมขนาด 385 เมกะวัตต์ ในปี 2550 มาทดแทน และให้ กฟผ. จัดทำแผนบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าและรายงานความคืบหน้าผลการทดสอบการเดินเครื่อง กำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการตามนโยบาย Peak cut รวมทั้ง ทำการศึกษาแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ ซึ่งผลการดำเนินงานตามมติดังกล่าว มีดังนี้
1.1 ความคืบหน้าในการดำเนินงานของ ปตท. ซึ่งเกี่ยวข้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ของ กฟผ. ปตท. จะจัดหาก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย (JDA) ซึ่งคาดว่าจะมีการลงนามสัญญาจัดหาก๊าซฯ ภายในเดือนธันวาคม 2547 โดยจะขนส่งก๊าซฯ ผ่าน โครงการท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลของบริษัท ทรานส์ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด หรือ TTM ซึ่งจะขึ้นฝั่ง ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา มีกำลังการส่งก๊าซฯ สูงสุด 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะส่งผ่านต่อไปยังท่อส่งก๊าซฯ ของ ปตท. ที่จะเชื่อมต่อไปยังโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาของ กฟผ. โดยที่โครงการท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลของบริษัท TTM ได้ดำเนินการก่อสร้างเสร็จเรียบร้อยแล้ว และมีแผนเริ่มขนส่งก๊าซฯ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2548 และ ปตท. อยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้างท่อส่งก๊าซฯ บนบก ระยะทางประมาณ 10 กิโลเมตร เชื่อมจากระบบท่อส่งก๊าซฯ ของบริษัท TTM ไปยังโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ซึ่งคาดว่าจะใช้เวลา ในการก่อสร้างแล้วเสร็จภายใน 2 ปี ทั้งนี้ ปตท. จะสามารถจัดหาก๊าซฯ และส่งให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาได้ภายในต้นปี 2551
1.2 ความคืบหน้าในการดำเนินงานของ กฟผ. ซึ่งเป็นการรายงานการดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีเรื่อง PDP 2004
(1) โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2547 คณะกรรมการ กฟผ. ได้อนุมัติให้จัดซื้อที่ดินสำหรับก่อสร้างโรงไฟฟ้าสงขลาบริเวณบ้านควนหัว ช้าง ตำบลคลองเปียะ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา คาดว่าจะดำเนินการจัดซื้อที่ดินได้สำเร็จภายในเดือนมีนาคม 2548 ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2547 กฟผ. นำเสนอโครงการฯ ต่อกระทรวงพลังงาน และต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ซึ่งคณะกรรมการ สศช. เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2547 ได้มีมติให้เลื่อนการพิจารณาโครงการฯ ไปจนกว่ารายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อมจะแล้วเสร็จ และคาดว่าการขออนุมัติโครงการจากรัฐบาลจะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2548 รวมทั้งการขออนุมัติก่อสร้างและขอใบอนุญาตต่างๆ ด้วย
สำหรับการดำเนินงานมวลชนสัมพันธ์ กฟผ. ได้ดำเนินงานมวลชนสัมพันธ์และประชาสัมพันธ์โรงไฟฟ้าสงขลาตั้งแต่เดือน ธันวาคม ปี 2546 โดยได้จัดตั้งคณะทำงานการมีส่วนร่วมชุมชน จัดประชุมชี้แจงรายละเอียดเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าสงขลา และอื่นๆ ผลปรากฏว่าประชาชนในพื้นที่อำเภอจะนะมีทัศนคติเป็นบวกต่อโรงไฟฟ้าและการ ดำเนินงานของ กฟผ. และ กฟผ. ได้จ้างบริษัท ทีม คอนซัลติ้งท์ เอนจิเนียริ่ง แอนด์ แมเนจเมนท์ จำกัด ศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการฯ โดยเริ่มงานเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2547 มี ระยะเวลาในการศึกษา ประมาณ 6 เดือน (10 มิถุนายน - 31 ธันวาคม 2547) และคาดว่าจะส่งรายงานฉบับสมบูรณ์ได้ในเดือนธันวาคม 2547 และจะนำเสนอรายงานการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการฯ ต่อ สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) เพื่อพิจารณาและจะได้รับความเห็นชอบประมาณเดือนมีนาคม 2548 และคาดว่าจะใช้ระยะเวลาในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประมาณ 2 ปี 9 เดือน จะแล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2550 และ กฟผ. จะสามารถตรวจรับโรงไฟฟ้าได้ ภายในเดือนมีนาคม 2551
(2) กฟผ. ได้ทำการปรับแผนการซ่อมบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2549 - 2550 ปรับเลื่อนช่วงเวลาในการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้าบางโรงที่อยู่ในช่วงความต้องการ ไฟฟ้าสูงสุดของปีออกไปเป็นช่วงอื่นที่มีความต้องการไฟฟ้าน้อย และเปลี่ยนสถานะโรงไฟฟ้าที่อยู่ใน Mode Cold Standby ให้เป็น Reserve Shutdown (พร้อมเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าเข้าระบบ) นอกจากนี้ กฟผ. ได้เตรียมปรับปรุงประสิทธิภาพในการจัดการระบบผลิตไฟฟ้าและการควบคุมระบบ กำลังไฟฟ้าเพื่อให้สามารถปรับแผนการผลิตและบำรุงรักษาให้เหมาะสมทัน สถานการณ์ รวมทั้งการเตรียมความพร้อมในเรื่องการเดินเครื่องเกินพิกัด (Overload) ในกรณีฉุกเฉินที่ความต้องการไฟฟ้าสูงเกินกว่ากำลังผลิตที่มีอยู่
(3) ผลการทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการ ตามนโยบาย Peak Cut ตามแผน PDP 2004 โดยการนำเอาเครื่องยนต์ดีเซลที่ติดตั้งอยู่ตามโรงงานอุตสาหกรรมและธุรกิจ ขนาดใหญ่ ซึ่งมีไว้ใช้ในกรณีฉุกเฉินมาเดินเครื่องในช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ของปี โดย กฟผ. ได้จัดทำโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak cut) โดยเชิญชวนให้ผู้ประกอบการที่มีเครื่องยนต์ดีเซลดังกล่าว ประมาณ 2,000 ราย เข้าร่วมโครงการ ในช่วงแรกคาดว่าจะสามารถลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในระบบจำนวน 500 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป ซึ่งผลการดำเนินงานโครงการ ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2547 มีผู้ส่งใบสมัครเข้าร่วมโครงการฯ อย่างเป็นทางการแล้วจำนวน 115 ราย จำนวนเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองที่จะเข้าร่วมโครงการ 215 เครื่อง มีพลังไฟฟ้าที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ทันที 97.14 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมี ผู้ประกอบการที่สนใจเข้าร่วมโครงการและอยู่ระหว่างการประสานงานอีกประมาณ 200 ราย และได้ประสานงานแล้ว ได้แก่ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและห้างสรรพสินค้าเดอะมอลล์ ซึ่ง กฟผ. ได้ตั้งเป้าหมายว่า ในเดือนเมษายน 2548 จะสามารถทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการได้ จำนวน 300 เมกะวัตต์
(4) การศึกษาแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยการปรับปรุงประสิทธิภาพและขยายขนาดโรงไฟฟ้าขนอมจาก 150 เมกะวัตต์ เป็น 385 เมกะวัตต์ พร้อมทั้งศึกษาต้นทุนและความเป็นไปได้ในการขยาย โครงการดังกล่าวเพิ่มเติมเป็น 700 เมกะวัตต์ ซึ่ง บริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) เป็นผู้รับผิดชอบ ในการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ ในส่วนของการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า บฟข. ได้ว่าจ้าง กฟผ. ทำการศึกษาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของโรงไฟฟ้าขนอม โดยมีระยะเวลาในการศึกษา 5 เดือน
3. จากผลรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรมีการปรับปรุงและต้องเร่งดำเนินการ ดังนี้
3.1 กฟผ. ควรรายงานรายละเอียดต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าเพื่อสามารถเปรียบเทียบกับโรงไฟฟ้า เอกชนที่มีขนาดใกล้เคียงกันได้ ตลอดจนการจัดหาเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และแนวทางดำเนินการแยกบัญชีการเงินของโครงการออกจากระบบบัญชีของ กฟผ. ของโรงไฟฟ้าทั้ง 4 แห่ง
3.2 ปตท. ควรเร่งดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและส่งให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ให้แล้วเสร็จภายในสิ้นปี 2550 ซึ่งเดิมกำหนดไว้ภายในต้นปี 2551 เพื่อให้ กฟผ. มีเวลาในการทดสอบการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าก่อนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจริงใน เดือนมีนาคม 2551 ซึ่งเป็นช่วงที่ระบบมีความต้องการใช้ ไฟฟ้าสูง
3.3 โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ได้กำหนดให้มีการจัดหาที่ดิน การขออนุมัติโครงการ การขออนุมัติก่อสร้างและขอใบอนุญาตต่างๆ รวมทั้งการขออนุมัติการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ต้องแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2548 ซึ่งหากการดำเนินการอนุมัติล่าช้าจะส่งผลทำให้การก่อสร้าง โรงไฟฟ้าดังกล่าวมีความล่าช้าออกไป ดังนั้น ควรพิจารณาโครงการขยายโรงไฟฟ้าขนอมขนาด 385 เมกะวัตต์ ตามมติคณะรัฐมนตรี ประกอบด้วย เพื่อให้การจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคง เพียงพอต่อความต้องการ ที่เพิ่มขึ้นในอนาคต
3.4 การจัดหาไฟฟ้าตามแผน PDP 2004 ได้รวมโครงการ Peak Cut 500 เมกะวัตต์ ไว้ตั้งแต่ปี 2549 โดยจะมีกำลังการผลิตสำรองต่ำสุดร้อยละ 13.7 ในปี 2549 ซึ่งต่ำกว่ามาตรฐานร้อยละ 15 และหากการ ดำเนินการล่าช้าจะมีผลทำให้กำลังการผลิตสำรองลดต่ำลงไปอีก ดังนั้น กฟผ. ควรเร่งดำเนินโครงการและเร่งทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าโดยเร็ว เพื่อให้มั่นใจว่าโครงการ Peak Cut สามารถดำเนินการได้ประสบผลสำเร็จ ซึ่งหาก กฟผ. ดำเนินการได้เพียง 300 เมกะวัตต์ จะส่งผลให้กำลังการผลิตสำรองลดลงเหลือเพียง ร้อยละ 12.8 ซึ่งเป็นระดับที่ต่ำกว่ามาตรฐานมาก พร้อมทั้ง กฟผ. ควรจัดเตรียมแผนทางเลือกสำรองหาก โครงการ Peak Cut ไม่เป็นไปตามแผนงานที่กำหนดไว้ด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ระเบียบวาระที่ 3.3 การอนุมัติตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติเป็นผู้พิจารณาข้อเสนอการขอตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงโดยให้เป็นไปตามกรอบนโยบายที่คณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติกำหนด และให้นำเสนอผลการพิจารณาตั้งโรงงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ และเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้การพิจารณาอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเป็นเชื้อเพลิง โดยคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เป็นที่สิ้นสุด และให้รายงานผลการพิจารณาเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะต่อไป
2. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2547 ในการประชุมคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติได้มีการพิจารณา ข้อเสนอการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง และได้มีมติอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงของ ผู้ประกอบการจำนวน 16 ราย ซึ่งใช้กากน้ำตาลและน้ำอ้อยเป็นวัตถุดิบ จำนวน 12 โรงงานและ ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบ จำนวน 4 โรงงาน สามารถผลิตเอทานอลที่มีความบริสุทธิ์ของแอลกอฮอส์ 99.5 % โดยมีขนาดกำลังผลิตของแต่ละโรงงงาน อยู่ระหว่างไม่เกิน 50,000 - 500,000 ลิตรต่อวัน ซึ่งโรงงานที่ใช้กากน้ำตาลและน้ำอ้อยเป็นวัตถุดิบ ได้แก่ 1) บริษัท น้ำตาลมิตรผล จำกัด 2) บริษัท รวมเกษตรอุตสาหกรรม จำกัด 3) บริษัท ไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด 4) บริษัท ไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด (บริษัทไทยรุ่งเรืองพลังงาน จำกัด) 5) บริษัท น้ำตาลแลอ้อยตะวันออก จำกัด 6) บริษัท เอ็น.วาย.ชูการ์ จำกัด (บริษัทเอ็น.วาย.เอทานอล จำกัด) 7) บริษัท น้ำตาลราชบุรี จำกัด (บริษัทราชบุรีเอทานอล จำกัด) 8) บริษัท อุตสาหกรรมโคราช จำกัด 9) บริษัท อุตสาหกรรมน้ำตาลปราณบุรี จำกัด (บริษัทปราณบุรีเอทานอล จำกัด) 10) บริษัทอุตสาหกรรมอ่างเวียน จำกัด 11) นายนพพร ว่องวัฒนะสิน จำกัด และ 12) บริษัทสมเด็จ (1991) จำกัด สำหรับโรงงานที่ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบ ได้แก่ บริษัท ฟ้าขวัญทิพย์ จำกัด บริษัท สยาม เอทานอลอุตสาหกรรม จำกัด บริษัท ปิคนิคแก๊ส แอนด์ เอ็นจิเนียริ่ง จำกัด(มหาชน) และบริษัท บุญเอนก จำกัด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 ระเบียบวาระที่ 4 เรื่องเพื่อพิจารณา
ระเบียบวาระที่ 4.1 การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2544 เห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนแม่บทระบบ ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุง) ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เพื่อเป็นกรอบการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จำนวน 10 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 104,834 ล้านบาท โดยมีโครงการลงทุนจำนวน 7 โครงการ ได้รับการเห็นชอบจากคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติในราย ละเอียดของการลงทุนเพื่อดำเนินโครงการ
2 ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 เห็นชอบแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) ซึ่งมีการปรับแผนการขยายกำลังผลิตไฟฟ้าโดยให้ บริษัทกัลฟ์อิเล็กตริก จำกัด (มหาชน) ขยายกำลังผลิตจาก 734 เป็น 1,468 เมกะวัตต์. ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นจากที่ได้ประมาณการเมื่อ ปี 2546 ปตท. ได้มีหนังสือที่ 710/00/190 ลงวันที่ 16 ธันวาคม 2547 ขอทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง) และการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวของ ปตท.
3. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย
3.1 ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมาความต้องการก๊าซธรรมชาติขยายตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 9 ต่อปี โดย ส่วนใหญ่เป็นการใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าปริมาณร้อยละ 77 ภาคอุตสาหกรรมและขนส่งร้อยละ 9 และการใช้ในโรงแยกก๊าซธรรม-ชาติ ร้อยละ 14 ในปี 2547 ปริมาณความต้องการอยู่ในระดับ 2,800 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน สำหรับความต้องการก๊าซธรมชาติในอนาคต ในภาคการผลิตไฟฟ้าพบว่า จากแผน PDP 2004 ในช่วงปี พ.ศ. 2548 - 2553 จะมีโรงไฟฟ้าเกิดขึ้นใหม่กำลังการผลิตรวม 8,252 เมกะวัตต์ โดยจะเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงร้อยละ 69 หรือเท่ากับความต้องการก๊าซธรรมชาติประมาณ 820 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าของบริษัท กัลฟ์อิเล็กตริก จำกัด (มหาชน) ขนาดกำลังการผลิต 1,468 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ขนาดกำลังการผลิต 700 เมกะวัตต์ จำนวน 4 โรงและโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมของบริษัทราชบุรีพาวเวอร์ จำกัด ขนาดกำลังการผลิต 700 เมกะวัตต์ จำนวน 2 โรง ซึ่งทำให้คาดว่าความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2553 - 2558 โดยใช้สมมติฐานให้ร้อยละ 40 ของโรงไฟฟ้าใหม่จำนวน 18 โรง กำลังการผลิตรวม 12,600 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง จะมีความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากระดับ 2,140 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2547 เป็น 3,720 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558 ส่วนภาคอุตสาหกรรมและขนส่ง คาดว่าจะมีการขยายตัวจากระดับ 250 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2547 เป็น 610 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558 หรือมีอัตราการขยายตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 8 ต่อปี ขณะที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่ง ปตท. มีแผนที่จะดำเนินโครงการโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 ซึ่งมีกำลังการแยกก๊าซธรรมชาติขนาด 1,100 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2553 เพื่อรองรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และรองรับกับความต้องการก๊าซ LPG ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากระดับ 400 ล้าน ลบ.ฟุต ต่อวัน ในปี 2547 เป็น 1,050 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558 หรือมีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 9 ต่อปี
3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserve) ซึ่งรวมปริมาณสำรองในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (เฉพาะในส่วนของประเทศไทยร้อยละ 50) และปริมาณที่ประเทศไทยมีสัญญาจากสหภาพพม่า ณ สิ้นปี 2546 ปริมาณรวม 24.25 ล้านล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ซึ่งสามารถรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับ 2,000 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ได้ประมาณ 33 ปี และหากรวมปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่น่าจะพบ (Probable Reserve) และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserve) ปริมาณสำรองทั้งหมดจะสามารถรองรับความต้องการได้อีกประมาณ 45 ปี (ไม่รวม สหภาพพม่า) โดยที่การจัดหาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ส่วนใหญ่มาจากการจัดหาจากภายในประเทศร้อยละ 74 และมีการนำเข้าจากสหภาพพม่าร้อยละ 26 ซึ่งปัจจุบันมีปริมาณซื้อขายตามสัญญารวม 2,741 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน สำหรับ แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคต ในช่วงปี พ.ศ. 2549 - 2553 ของ ปตท. ประกอบด้วยการจัดหาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ภายในประเทศ ได้แก่ แหล่งอาทิตย์ แหล่ง JDA แปลง A-18 และ B-17 โดยมีปริมาณรวม 1,180 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน และการจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน เช่น ยูโนแคล ปริมาณ 500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ทั้งนี้แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวจะสามารถรองรับความต้องการก๊าซ ธรรมชาติในอนาคตได้จนถึงประมาณปี พ.ศ. 2553 เนื่องจากข้อจำกัดจากกำลังความสามารถของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3
4. การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง) มีสาระสำคัญดังนี้
4.1 การขยายกำลังส่งของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล เส้นที่ 3 และปรับลดความดัน ปลายทางที่จุดขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง จาก 1,000 psig เป็น 750 psig เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทย จาก 1,750 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เป็น 1,860 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน นอกจากนี้ ลดการลงทุนส่วนที่ไม่จำเป็นโดยชะลอการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่เชื่อมต่อจากระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเส้นที่ 3 ที่ KP361 (ราชบุรี) ออกไปเป็นปี 2555
4.2 การเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก เพื่อรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทยที่จะขึ้นฝั่งที่ระยอง และรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ และพระนครเหนือ โดยการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากระยองไปบางปะกง และวังน้อย และการติดตั้งหน่วยเพิ่มความดันกลางทาง (On shore Midline Compressors) เพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยป้อนความต้องการในพื้นที่ภาคกลาง และป้อนระบบท่อไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครใต้/พระนครเหนือ
4.3 การเร่งดำเนินโครงการในระยะที่ 2 ของแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 (ปรับปรุง) ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย - แก่งคอย ให้สามารถส่งก๊าซฯ ได้ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 จากแผนเดิมที่กำหนดไว้ต้นปี 2551 และการติดตั้ง Compressors บนบกและในทะเล ให้สามารถส่งก๊าซฯ ได้ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 หรือ ภายในต้นปี 2550 รวมทั้งโครงการท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย- มาเลเซีย-แหล่งอาทิตย์ ให้สามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ ตั้งแต่ต้นปี 2550
5. แผนการลงทุนแบ่งเป็น 3 ระยะ โดยมีรายละเอียด ดังนี้
โครงการในระยะที่ 1 | ปีที่เริ่มส่งก๊าซฯ |
1. หน่วยเพิ่มความดันที่กาญจนบุรี | ก.ค. 2548 |
2. หน่วยเพิ่มความดันสำรองที่ราชบุรี | ก.ค. 2549 |
3. ท่อไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครใต้/พระนครเหนือ | ก.ค. 2549 |
4. ท่อในทะเล อาทิตย์-PRP-ระยอง | พ.ค. 2549/ปลาย 2549 |
5. ท่อบนบกเส้นที่ 3 ระยอง-บางปะกง | ต้น 2549 |
โครงการในระยะที่ 2 | ปีที่เริ่มส่งก๊าซฯ |
1. ท่อบนบก วังน้อย-แก่งคอย | ธ.ค. 2549 |
2. หน่วยเพิ่มความดันบนบก/ในทะเล | ธ.ค. 2549/ต้น 2550 |
3. ท่อในทะเล JDA-อาทิตย์ | ต้น 2550 |
4. หน่วยเพิ่มความดันบนบกกลางทาง | ต้น 2552 |
5. ท่อบนบก ระยอง-บางปะกง-วังน้อย และ Compressors | ต้น 2553 |
โครงการในระยะที่ 3 | ปีที่เริ่มส่งก๊าซฯ |
1. ท่อในทะเล KP 361-ราชบุรี | ต้น 2555 |
2. ท่อในทะเลไปทับสะแก | ต้น 2555 |
6. สำหรับประมาณการเงินลงทุนที่จะต้องใช้ประมาณ 157,102 ล้านบาท โดยแยกเป็นโครงการในระยะที่ 1 วงเงินประมาณ 71,662 ล้านบาท ระยะที่ 2 วงเงินประมาณ 56,221 ล้านบาท ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาทต่อเหรียญสหรัฐอเมริกา และระยะที่ 3 วงเงินประมาณ 29,213 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่าวงเงินลงทุนเดิม ที่ได้รับอนุมัติ 52,268 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 50 ซึ่งเป็นการลงทุนเพื่อการขยายกำลังส่งก๊าซฯ และการเพิ่มขนาดระบบท่อให้สอดคล้องกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งการปรับกำหนดระยะเวลาแล้วเสร็จของโครงการให้เร็วขึ้นจากแผนเดิม
7. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นด้วยกับข้อเสนอของ ปตท. เนื่องจากสถานการณ์พลังงานเปลี่ยนแปลงไป จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนและปรับปรุงแผนเพื่อให้การจัดหาก๊าซธรรมชาติ และการลงทุนในระบบท่อเกิดประสิทธิภาพสูงสุด และการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว พบว่าปริมาณการจัดหาทั้งจากแหล่งภายในประเทศ และการนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านตามสัญญาซื้อขายที่มีอยู่ในปัจจุบัน จะสามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติได้เพียงปี 2553 จึงควรมีการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติภายหลังปี 2553 จากแหล่งใหม่ๆ ทั้งจากในประเทศ และการนำเข้าจากต่างประเทศ เช่น พื้นที่คาบเกี่ยวกับประเทศเพื่อนบ้าน หรือการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อให้เกิดความชัดเจนและสามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่จะ เพิ่มขึ้นในอนาคตได้ และเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเกิดขึ้นในช่วงปี 2554 - 2558 ซึ่งมีทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงจาก LNG แทนก๊าซฯ ในประเทศ จึงจำเป็นต้องมีการวางแผนสำหรับเตรียมสถานีรองรับ LNG ตลอดจนในการนำเข้า LNG ภาครัฐควรวางหลักเกณฑ์โดยเปิดโอกาศให้ภาคเอกชนเข้ามาลงทุนได้อย่างเสรี และการมีแผนนำเข้า LNG จะเป็นการสร้างความมั่นใจให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ จาก ปตท. ว่าจะได้รับก๊าซฯ ตามสัญญา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการทบทวนแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 (ปรับปรุง) ตามที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เสนอ ดังรายละเอียดตามเอกสารแนบ และประกอบวาระเพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติจำนวน 11 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 157,102 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาท/เหรียญสหรัฐอเมริกา)
2.เห็นชอบให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี 2544 - 2554 โดยไม่ต้องขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วงปี 2544 - 2554 ดังนี้
โครงการในระยะที่ 1 | ปีที่เริ่มส่งก๊าซฯ |
1. หน่วยเพิ่มความดันที่กาญจนบุรี | ก.ค. 2548 |
2. หน่วยเพิ่มความดันสำรองที่ราชบุรี | ก.ค. 2549 |
3. ท่อไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครใต้/พระนครเหนือ | ก.ค. 2549 |
4. ท่อในทะเล อาทิตย์-PRP-ระยอง | พ.ค. 2549/ปลาย 2549 |
ท่อบนบกเส้นที่ 3 ระยอง - บางปะกง | ต้น 2549 |
โครงการในระยะที่ 2 | ปีที่เริ่มส่งก๊าซฯ |
1. ท่อบนบก วังน้อย-แก่งคอย | ธ.ค. 2549 |
2. หน่วยเพิ่มความดันบนบก/ในทะเล | ธ.ค. 2549/ต้น 2550 |
3. ท่อในทะเล JDA-อาทิตย์ | ต้น 2550 |
4. หน่วยเพิ่มความดันบนบกกลางทาง | ต้น 2552 |
5. ท่อบนบก ระยอง-บางปะกง-วังน้อย และ Compressors | ต้น 2553 |
โครงการในระยะที่ 3 | ปีที่เริ่มส่งก๊าซฯ |
1. ท่อในทะเล KP 361-ราชบุรี | ต้น 2555 |
2. ท่อในทะเลไปทับสะแก | ต้น 2555 |
3.เห็นชอบในหลักการการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปจัดทำแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีความพร้อมและชัดเจนเพื่อรองรับการจัดทำแผนทางเลือก ในการจัดหาเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้าในอนาคต รวมทั้งการจัดทำมาตรการสนับสนุนจากภาครัฐ เพื่อให้ประเทศมีความพร้อมในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวมาทดแทนการใช้ก๊าซ ธรรมชาติได้ ทันเวลา ทั้งนี้เพื่อเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1 พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 28 (1) กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานนำเสนอแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 2 ในช่วงปีงบประมาณ 2543 - 2547 ที่ได้เห็นชอบเมื่อเดือนกันยายน 2542 ได้สิ้นสุดลงวันที่ 30 กันยายน 2547 โดยได้ใช้จ่ายเงินกองทุนฯ รวมทั้งสิ้น 23,776 ล้านบาท แบ่งเป็นงบลงทุนในแผนงานภาคบังคับและภาคความร่วมมือ 16,778 ล้านบาท ค่าพัฒนาบุคลากร 2,054 ล้านบาท ค่าประชาสัมพันธ์ 1,701 ล้านบาท และค่าบริหารจัดการฯ 3,243 ล้านบาท โดยมีผลงานสามารถลดความต้องการพลังไฟฟ้าลง 883 MW ทดแทนพลังงานไฟฟ้าได้ 5,447 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนพลังงานเชื้อเพลิง 430 ล้านลิตรน้ำมันดิบต่อปี คิดเป็นความสามารถในการอนุรักษ์พลังงานได้ 20,891 ล้านบาท/ปี
2. คณะอนุกรรมการประเมินผลแผนงานอนุรักษ์พลังงาน ได้ประเมินผลแผนงานอนุรักษ์พลังงาน โดยสรุปว่าในภาพรวมกระบวนการดำเนินงาน ประสิทธิภาพ ประสิทธิผล และผลกระทบค่อนข้างดี แต่ในแง่เป้าหมายด้านการทดแทนและประหยัดพลังงานของแผนอนุรักษ์พลังงาน พบว่ากระบวนการดำเนินงาน ประสิทธิภาพและผลกระทบค่อนข้างดี แต่ประสิทธิผลค่อนข้างต่ำ และได้มีข้อเสนอแนะในการปรับแผนอนุรักษ์พลังงานระยะที่ 3 ที่สำคัญ ได้แก่ ควรปรับแผนการปรับกลยุทธ์เพื่อให้อาคาร โรงงาน อนุรักษ์พลังงานให้มากขึ้น การจูงใจให้เอกชนเจ้าของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมเข้าร่วมโครงการโดยมี Post - incentive พร้อมกับใช้มาตรการลงโทษตามกฎหมาย นอกจากนี้ ควรปรับทิศทางการดำเนินงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานในเชิงพาณิชย์โดย เฉพาะกลุ่มพลังงานที่มีศักยภาพสูง ตลอดจนควรเร่งศึกษาและมีห้องทดสอบมาตรฐานการประหยัดพลังงาน และเร่งรัดการใช้ฉลากประหยัดพลังงานเป็นมาตรฐานเดียว แต่เรื่องสำคัญที่ต้องพิจารณาคือการรักษาความยั่งยืนอย่างต่อเนื่องของ ผลลัพธ์ที่เกิดขึ้นและการใช้ประโยชน์ทรัพยากรบุคคลที่ได้พัฒนาขึ้นมา แล้วอย่างมีประสิทธิภาพ และควรจัดทำดัชนี Energy Intensity ทั้งระดับภาพรวมของประเทศและระดับรายภาคเศรษฐกิจ
3. การจัดทำเป้าหมายและกรอบแผนการอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 มีหลักเกณฑ์ ดังนี้
3.1 กำหนดเป้าหมายและกลยุทธ์ที่สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล (ด้านพลังงาน) ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2546 โดยในปี 2550 กำหนดเป้าหมายที่จะควบคุมสัดส่วนความต้องการใช้พลังงานต่อรายได้ประชาชาติ (GDP) ให้ลดลง จาก 1.4 : 1 เหลือ 1 : 1 และ ในปี 2554 จะพัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น จากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 8
3.2 การจัดทำกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 เป็นการประมาณภาพรวมของภาระงานที่จะเกิดขึ้นในระยะเวลา 3 - 7 ปี มีลักษณะเป็น Rolling Plan ปรับแผนงาน/โครงการและประมาณการรายจ่ายทุกปี ประกอบด้วย 3 แผนงาน ได้แก่ 1) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน (ร้อยละ 50 ของงบประมาณ) 2) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (ร้อยละ 35 ของงบประมาณ) และ 3) แผนงานบริหารเชิงยุทธศาสตร์ (ร้อยละ 15 ของงบประมาณ)
3.3 เพื่อให้กระทรวงพลังงานได้มีบทบาทในการบริหารงานกองทุนฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอยกเลิก "คณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" และขอตั้ง "คณะกรรมการบริหารกองทุนเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" โดย มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน มีบทบาทในการตัดสินใจระดับนโยบายและให้คำแนะนำที่จะช่วยให้การบริหารจัดการ แผนอนุรักษ์พลังงานเป็นไปตามทิศทางที่ สอดคล้องกับนโยบายและแผนพัฒนาประเทศเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารงานให้ดี ยิ่งขึ้น มีการวางแผนและการจัดลำดับความสำคัญของงาน/โครงการภายใต้เป้าหมายยุทธศาสตร์ ของประเทศ โดยรายงานผลเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบเป็นรายไตรมาสและสามารถแต่งตั้งคณะอนุกรรมการทำหน้าที่ช่วยแบ่งเบาภาระ คณะกรรมการบริหารฯ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
3.4. สำหรับเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปีงบประมาณ 2548 - 2554 ประกอบด้วย
(1) พัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น ณ ปี 2554 ในสัดส่วนร้อยละ 9.2 ของความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย หรือทดแทนการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ประมาณ 7,530 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ
(2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยลดใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ณ ปี 2554 จาก 91,877 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ เหลือ 81,523 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ หรือลดการใช้พลังงานโดย ไม่เกิดประโยชน์ได้ประมาณร้อยละ 12.7 หรือประมาณ 10,354 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ
3.5 องค์ประกอบของแผนอนุรักษ์พลังงาน ประกอบด้วย 3 แผนงาน
(1) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นแผนงานเกี่ยวกับงานศึกษา วิจัยพัฒนา และส่งเสริมเพื่อก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนมากขึ้นในการผลิตไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ เพื่อใช้ในภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม บ้านอยู่อาศัย ได้แก่ แสงอาทิตย์ น้ำ ลม ชีวมวล ชีวภาพ เอทานอล ไบโอดีเซล เซลล์ เชื้อเพลิง ฯลฯ และพัฒนาศักยภาพของบุคลากรด้านพลังงานทดแทน รวมทั้งงานเผยแพร่ ข้อมูล สร้างความรู้ความเข้าใจเรื่องพลังงานทดแทนให้กับประชาชนทั่วไป
(2) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นแผนงานเกี่ยวกับงานศึกษา วิจัยพัฒนา และส่งเสริมและสาธิตเพื่อก่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ในภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ธุรกิจ บริการ เกษตรกรรม และภาคบ้านอยู่อาศัย และศักยภาพของบุคลากรด้านงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน รวมทั้งงานสร้างความรู้ความเข้าใจเพื่อให้มีการใช้พลังงานอย่างรู้คุณค่า
(3) แผนงานบริหารเชิงกลยุทธ์ เป็นแผนงานเกี่ยวกับงานศึกษาวิจัยเชิงนโยบาย เพื่อเป็นข้อเสนอแนะ ทางเลือก หรือภาพรวมสถานการณ์ที่ผสมผสานทั้งมิติด้านการผลิตและการใช้พลังงาน ผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจพัฒนาแผนพลังงานทดแทน และงานด้านบริหารเพื่อจัดการให้แผนอนุรักษ์พลังงานดำเนินไปอย่างมี ประสิทธิภาพมากที่สุด ตลอดจนงานช่วยเหลือส่งเสริมการดำเนินงานอื่นๆ เป็นเรื่องเฉพาะกิจ ที่สำคัญหรือมีความเร่งด่วน
4. สำหรับหลักเกณฑ์ แนวทาง เงื่อนไข และการจัดลำดับความสำคัญของแผนอนุรักษ์ฯ ดังนี้
4.1 หลักเกณฑ์สนับสนุน สำหรับผู้มีสิทธิที่จะได้รับการสนับสนุนเป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษาหรือองค์กรเอกชนที่ไม่มุ่งค้ากำไรตามเจตนาของ พรบ.ฯ มาตรา 25 และ 26 และการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจะเป็นเงินช่วยเหลือให้เปล่าเพื่อการศึกษาวิจัย พัฒนา และเป็นลักษณะร่วมทุนในงานวิจัยพัฒนากับหน่วยงานรัฐ สถาบันการศึกษาและภาคเอกชน ตลอดจนเป็นลักษณะเงินอุดหนุนภาระดอกเบี้ยจากการลงทุนสำหรับ "ผู้ร่วมโครงการ" เพื่อให้ผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ของแต่ละมาตรการเพิ่มขึ้นจนเท่ากับอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ต่ำสุดสำหรับลูกค้า รายย่อยของธนาคารกรุงไทย (MRR) + 5%
4.2 แนวทางและเงื่อนไข สนพ. ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ ร่วมกับผู้มีส่วนเกี่ยวข้องจะจัดทำเป้าหมายและรายละเอียดแผนอนุรักษ์พลังงาน ทั้งด้านพัฒนาพลังงานทดแทน แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนบริหารงานเชิงกลยุทธ์ และ กบอ. จะพิจารณาความเหมาะสม ความสำคัญ และอนุมัติงบประมาณสำหรับปีเดียว ซึ่งจะต้องมีการปรับประมาณการรายจ่ายล่วงหน้าทุกปี ขณะที่หน่วยงานที่รับจัดสรรเงินไปจากกองทุนฯ จะทำสัญญาหรือหนังสือยืนยัน กับ สนพ. และ/หรือ พพ. เพื่อเป็นข้อผูกพันที่จะดำเนินงานให้ได้ผลตามเป้าหมายที่ กบอ. กำหนด และ สนพ. และ/หรือ พพ. มีสิทธิบอกเลิกสัญญาหากหน่วยงานนั้น ไม่สามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมาย สำหรับกรณีที่แผนงานใดเปิดโอกาสให้ผู้มีสิทธิรับเงินช่วยเหลือ หรืออุดหนุน ตามมาตรา 25 ที่ พรบ. กำหนดไว้ สามารถยื่นคำร้องขอการสนับสนุนได้ และอยู่ในกรอบแผนงานที่ กบอ. กำหนด มอบให้หัวหน้าหน่วยงานที่รับจัดสรรเงินนั้นเป็นผู้พิจารณาในวงเงินไม่เกิน 10 ล้านบาท และมอบให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนฯ เป็นผู้พิจารณาในวงเงินเกิน 10 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 50 ล้านบาท และมอบให้ กบอ. เป็นผู้พิจารณาในวงเงินเกิน 50 ล้านบาทขึ้นไป รวมถึงงาน/โครงการที่ไม่อยู่ในกรอบแผนงานที่กำหนดไว้ และกรณีที่ผู้มีสิทธิรับเงินช่วยเหลือ หรืออุดหนุน ตามมาตรา 25 ยื่นคำร้องขอสนับสนุน ซึ่งไม่อยู่ในกรอบที่ กบอ. กำหนดไว้ให้ สนพ. พิจารณาให้ความเห็นและเสนอ กบอ. พิจารณาเป็นรายๆ นอกจากนี้ สนพ. ติดตามผลการดำเนินงานของโครงการ และรายงาน กพช. กทอ. และ กบอ. เป็นประจำทุกไตรมาส
5. สำหรับค่าใช้จ่ายสำหรับแผนงานอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 คาดว่าต้องใช้เงินลงทุนเกือบ 133,488 ล้านบาท (ร้อยละ 98 เป็นการลงทุนในโครงการสร้างพื้นฐานด้านขนส่งมวลชน) โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอาจต้องช่วยเหลือสนับสนุนด้วยส่วน หนึ่ง ซึ่งมีแนวทางจัดสรรเงินกองทุนฯ และกรอบการใช้เงินจากกองทุนฯ ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
ปีงบประมาณ | 2548 | 2549 | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | รวม |
1. เงินคงเหลือยกมาต้นปี | 9,856 | 7,064 | 6,536 | 6,261 | 6,774 | 9,467 | 10,818 | 9,856 |
2. ประมาณการรายรับล่วงหน้า | 2,089 | 2,293 | 2,269 | 2,354 | 2,501 | 2,652 | 2,811 | 16,970 |
3. เงินทุนหมุนเวียนรอรับคืนจาก พพ. | - | - | - | - | 2,000 | - | - | 2,000 |
รวมรับ | 11,945 | 9,357 | 8,805 | 8,615 | 11,275 | 12,119 | 13,629 | 28,826 |
4. รายจ่าย ประกอบด้วย 4.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2538 - 2547 |
3,581 | 1,521 | 1,244 | 541 | 509 | - | - | 7,397 |
4.2 ประมาณการรายจ่ายล่วงหน้า | 1,300 | 1,300 | 1,300 | 1,300 | 1,300 | 1,300 | 1,300 | 9,100 |
รวมจ่าย | 4,881 | 2,821 | 2,544 | 1,841 | 1,809 | 1,300 | 1,300 | 16,497 |
5 เงินคงเหลือปลายปี ยกไป | 7,064 | 6,536 | 6,261 | 6,774 | 9,467 | 10,818 | 12,329 | 12,329 |
6. ส่วนประมาณการายจ่าย 1,300 ล้านบาทต่อปี ประกอบด้วย
(1) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน (50%) 650 ล้านบาท
1) งานศึกษาวิจัยเชิงเทคนิคและวิชาการ 65% (เชื้อเพลิงชีวภาพ, แสงอาทิตย์, ลม, น้ำ, ชีวมวล, ก๊าซชีวภาพ, และอื่นๆ)
2) งานพัฒนาและสาธิตเทคโนโลยี 20%
3) งานพัฒนาบุคลากรและงานประชาสัมพันธ์ 10%
4) งานบริหารแผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน 5%
(2) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (35%) 455 ล้านบาท
1) งานศึกษาวิจัยเชิงเทคนิคและวิชาการ 30% (ขนส่ง, อุตสาหกรรม บ้านอยู่อาศัย, และอื่นๆ)
2) งานพัฒนาและสาธิตเทคโนโลยี 45%
3) งานพัฒนาบุคลากรและงานประชาสัมพันธ์ 20%
4) งานบริหารแผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน 5%
(3) แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ (15%) 195 ล้านบาท
1) งานศึกษาเชิงนโยบายและกลยุทธ์ 33%
2) งานบริหารจัดการ 33%
3) งานอื่นๆ 33%
รวมประมาณการรายจ่ายต่อปี 1,300 ล้านบาท
ทั้งนี้ ให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ ส่วนที่เกินจากประมาณการรายจ่ายล่วงหน้า (ในวงเงินปีละ 1,300 ล้านบาท) ได้ในวงเงิน 700 ล้านบาท หรือมากกว่านั้น เพื่อให้สอดคล้องกับการดำเนินงานด้านอนุรักษ์พลังงานตามความจำเป็นและเหมาะ สมในแต่ละปี
7. ผลคาดว่าที่จะได้รับ
7.1 เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ณ ปี 2554 จาก 91,877 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ เหลือ 81,523 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ เป็นภาคคมนาคมขนส่ง ร้อยละ 21 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 9 ภาคบ้านอยู่อาศัยร้อยละ 4
7.2 พัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น ณ ปี 2554 จะมีการใช้พลังงานอื่นๆ เพิ่มขึ้น 9.2% ของความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย จำแนกเป็น ภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสากรรมและบ้านอยู่อาศัย มีการใช้พลังงานทดแทนร้อยละ 8 14 และ 2 ตามลำดับ โดยใช้ Biodiesel แทนน้ำมันดีเซล ใช้ Ethanol แทน Gasoline ใช้ชีวมวล น้ำท้ายเขื่อนชลประทาน แสงอาทิตย์ แรงลม และพลังงานทดแทนอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า และทำความร้อน
7.3 มีผู้จบการศึกษาระดับอุดมศึกษาทั้งในและต่างประเทศเพิ่มขึ้น 400 คน และมีการพัฒนาหลักสูตรการเรียนการสอนด้านพลังงานในโรงเรียนระดับประถมและ มัธยม ทั่วประเทศอย่างน้อย 30,000 โรงเรียน มีการพัฒนาหลักสูตรอุดมศึกษาที่ตรงกับความต้องการของภาคอุตสาหกรรมโดยมีเป้า หมายในการผลิตบุคลากรที่มีทักษะด้านพลังงานในภาคอุตสาหกรรมจำนวน 1,400 คน ผู้ชำนาญการด้านพลังงานสาขาต่างๆ ในระดับท้องถิ่นได้รับการพัฒนาทักษะ 500 คน
8. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชมครั้งที่ 2/2547 (ครั้งที่ 79) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2547 ได้พิจารณากรอบแผนอนุรักษ์พลังงานฯ ระยะที่ 3 มีความเห็น ดังนี้
8.1 รับทราบผลประเมินการดำเนินงานภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ตลอดจนวงเงินของกองทุนฯ ที่เป็นภาวะผูกพันต้องดำเนินการเบิกจ่ายเงินกับโครงการฯ ตามสัญญาหรือหนังสือยืนยัน ในวงเงินรวมประมาณ 7,397ล้านบาท ซึ่งส่วนหนึ่งจะได้รับคืนเนื่องจากเป็นเงินกองทุนหมุนเวียน 2,000 ล้านบาท โดยในส่วนเงิน ผูกพันภายใต้แผนงานภาคบังคับ ซึ่งยังไม่มีการลงทุนเห็นควรยกเลิกการสนับสนุน
8.2 เห็นชอบกรอบแผนการอนุรักษ์พลังงานฯ ของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554) และให้มีผู้แทนภาคเอกชนร่วมอยู่ในคณะกรรมการบริหารงานกองทุนฯ ด้วย เพื่อเพิ่มบทบาทภาคเอกชนในการเสนอแนะแนวทางดำเนินงานอนุรักษ์พลังงาน
8.3 เห็นชอบการจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554) ภายในวงเงินรวม 28,826 ล้านบาท และให้คณะกรรมการบริหารกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุง แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
8.4 เพื่อให้การเบิกจ่ายเงินกองทุนฯ ให้กับผู้ได้รับจัดสรรเงินไปแล้วแต่ยังมีภาระผูกพันตามสัญญาหรือหนังสือยืน ยันที่กองทุนฯ ต้องดำเนินการเบิกจ่ายเงินกับโครงการฯ อยู่ จึงเห็นควร ดังนี้
(1) ให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้พิจารณาเห็นชอบการปรับปรุงข้อเสนอ รวมถึงอนุมัติการขอเปลี่ยนแปลงกิจกรรมหรือแผนงานของโครงการใดๆ ภายใต้แผนงานภาคความร่วมมือหรือแผนงานสนับสนุนตามที่ผู้ได้รับจัดสรรเงินขอ เปลี่ยนแปลง โดยไม่มีผลกระทบต่อวงเงินที่ได้รับอนุมัติแล้วและ/หรือทำให้ผลที่คาดว่าจะ ได้รับจากโครงการฯ ลดลง ทั้งนี้ จนกว่าโครงการนั้นจะเสร็จสมบูรณ์
(2) ให้อธิบดี พพ. เป็นผู้พิจารณาเห็นชอบการปรับปรุงข้อเสนอ รวมถึงสามรถอนุมัติ การขอเปลี่ยนแปลงกิจกรรมหรือแผนงานของโครงการใดๆ ภายใต้แผนงานภาคบังคับ ได้ตามที่มีผู้ได้รับจัดสรรเงินขอเปลี่ยนแปลงโดยไม่มีผลกระทบต่อวงเงินที่ ได้รับอนุมัติแล้วและ/หรือทำให้ผลที่คาดว่าจะได้รับจาก โครงการฯ ลดลง ทั้งนี้ จนกว่าโครงการนั้นจะเสร็จสมบูรณ์
(3) การเปลี่ยนแปลงกิจกรรมหรือแผนงานของโครงการใดๆ ภายใต้แผนงานภาคบังคับ แผนงานภาคความร่วมมือและแผนงานสนับสนุน กรณีเกิน 10 ล้านบาท และมีผลกระทบต่อวงเงินที่ได้รับอนุมัติอนุมัติแล้วและ/หรือทำให้ผลที่คาดว่า จะได้รับจากโครงการฯ ลดลงให้ "คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบ สำหรับกรณีวงเงินต่ำกว่า 10 ล้านบาท ให้อยู่ ในความเห็นชอบของผู้อำนวยการ สนพ. หรือ อธิบดี พพ. ตามประเภทโครงการ
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554)
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554) ภายในวงเงินรวม 28,826 ล้านบาท โดยให้คณะกรรมการบริหารกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการ จัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
เรื่องที่ 6 ค่าตอบแทนคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 เรื่อง ร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติว่าด้วยการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า และแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทนกรรมการจากเงินงบประมาณของรัฐเพื่อ การจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยในปี 2547 ให้ขออนุมัติเงินจากงบกลาง จำนวน 2,880,000 บาท และสำหรับปี 2548 ให้พิจารณาขออนุมัติเงินค่าตอบแทนกรรมการจากงบประมาณของรัฐจำนวน 17,280,000 บาท ทั้งนี้ ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่า ตอบแทนสูงกว่ากรรมการฯ ร้อยละ 20 และกำหนดให้กรรมการมีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง รวมทั้งเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งคณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการไฟฟ้า โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ
2. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมหารือร่วมกับผู้แทนกรมบัญชีกลาง ผู้แทนสำนักงบประมาณ เรื่องค่าตอบแทนกรรมการกำกับฯ เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2547
2.1 ตามพระราชกฤษฎีกาเบี้ยประชุมกรรมการ พ.ศ. 2523 และที่แก้ไขเพิ่มเติม กำหนดให้คณะกรรมการที่แต่งตั้งตามกฎหมายได้รับเงินเบี้ยประชุมรายครั้ง ครั้งละ 300 บาท อย่างไรก็ตามคณะกรรมการบางคณะได้ขอยกเว้นการรับเบี้ยประชุมรายครั้งโดยขอมติ คณะรัฐมนตรี ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติกำหนดให้ได้รับเงินสมนาคุณรายเดือนแทนการได้รับ เบี้ยประชุมรายครั้ง โดยคณะกรรมการดังกล่าวจะต้องมีหน้าที่ความ รับผิดชอบสูง ปฏิบัติงานด้านการกำหนดนโยบายอันมีผลกระทบต่อเศรษฐกิจหรือสังคมของประเทศ โดยมีอัตราเงินสมนาคุณรายเดือนในช่วงระหว่าง 3,000 -20,000 บาทต่อเดือน
2.2 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงกรมบัญชีกลางเพื่อขออนุมัติเงินค่าตอบ แทน คณะกรรมการกำกับฯ เป็นเงินสมนาคุณรายเดือนในอัตรา 20,000 บาทต่อเดือน ซึ่งเป็นอัตราเงินสมมนาคุณรายเดือนสูงสุดที่คณะกรรมการได้รับในปัจจุบัน และได้ขอหารือเพิ่มเติมเรื่องการเบิกจ่ายค่าใช้จ่ายอื่นของ คณะกรรมการกำกับฯ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2547 กรมบัญชีกลางมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เรื่องค่าตอบแทนคณะกรรมการกำกับฯ เห็นว่า ตามร่างพระราชกฤษฎีกาเบี้ยประชุมใหม่ กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้รับเบี้ยประชุมรายเดือนในอัตรา 6,000-7,500 บาท/เดือน ทั้งนี้ กรมบัญชีกลางจะนำเสนอข้อมูลของคณะกรรมการกำกับฯ ซึ่งได้รับแต่งตั้งโดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 9 แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ต่อคณะกรรมการซึ่งประกอบด้วยผู้แทนกรมบัญชีกลาง สำนักงบประมาณ และ สำนักงานคณะกรรมการข้าราชการพลเรือน เพื่อพิจารณาร่วมกันโดยให้คณะกรรมการกำกับฯ มีสิทธิได้รับเบี้ยประชุมเป็นรายเดือน
3. ในการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับฯ กระทรวงพลังงานไม่สามารถของบประมาณจากรัฐเพื่อเป็นค่าตอบแทนของกรรมการ กำกับฯ ในอัตรา 200,000 บาทต่อคนต่อเดือนได้ ซึ่งการสรรหาบุคคลผู้มีความสามารถ ประสบการณ์ รวมทั้งไม่ประกอบอาชีพอิสระอื่นใดที่มีส่วนได้ส่วนเสียหรือมีผลประโยชน์ขัด แย้งกับการปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งกรรมการกำกับฯ โดยให้ได้รับเบี้ยประชุมรายเดือนไม่เกิน 20,000 บาทต่อเดือนกระทำการได้ยาก อีกทั้งรัฐยังมีนโยบายในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าเป็นเรื่องสำคัญ จึงจำเป็นในการขอจัดสรรงบประมาณเพื่อให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วง เปลี่ยนผ่านดำเนินการได้ ก่อนที่จะมีพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้าเพื่อการกำกับดูแลในระยะยาว ต่อไป
4. กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือกับกระทรวงการคลัง เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2547 ซึ่งกระทรวงการคลังเห็นว่า คณะกรรมการใดซึ่งมีลักษณะการทำงานในรูปของคณะกรรมการจะต้องได้รับค่าตอบแทน เป็นเบี้ยประชุมตามพระราชกฤษฎีกาเบี้ยประชุมกรรมการฯ แต่หากคณะกรรมการไม่ต้องการได้รับค่าตอบแทนเป็นเบี้ยประชุมจะต้องขอมติคณะ รัฐมนตรีเพื่อกำหนดให้ได้รับค่าตอบแทนเป็นเงินสมนาคุณรายเดือน ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นว่าควรขอให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 เนื่องจากคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทน กรรมการกำกับฯ จากเงินงบประมาณของรัฐแล้ว แต่ในรายละเอียดไม่ได้ระบุให้ชัดเจนว่าให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนเป็นเงินสมนาคุณรายเดือนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 โดยเปลี่ยนถ้อยคำในรายละเอียดของมติให้ชัดเจน ดังนี้
จาก "เห็นชอบแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทนกรรมการจากเงินงบประมาณของรัฐ เพื่อการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยในปี 2547 ให้ขออนุมัติเงินจาก งบกลาง จำนวน 2,880,000 บาท (สองล้านแปดแสนแปดหมื่นบาทถ้วน) และสำหรับปี 2548 ให้พิจารณา ขออนุมัติเงินค่าตอบแทนกรรมการจากงบประมาณของรัฐจำนวน 17,280,000 บาท (สิบเจ็ดล้านสองแสน แปดหมื่นบาทถ้วน) โดยในรายละเอียด ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่าตอบแทนสูงกว่ากรรมการฯ ทั่วไปร้อยละ 20 และกำหนดให้มีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง โดยจะต้องนำมติข้างต้นไปทำความตกลงกับกระทรวงการคลัง"
เป็น "ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนเป็นเงินสมนาคุณรายเดือนในอัตราวงเงินไม่เกิน 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่าตอบแทนฯ สูงกว่ากรรมการฯ ทั่วไปร้อยละ 20 ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานซึ่งดำรงตำแหน่งเป็นกรรมการและ เลขานุการโดยตำแหน่งได้รับค่าตอบแทนเป็นเบี้ยประชุมรายครั้ง กำหนดให้มีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงบประมาณรับไปพิจารณาจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้ จ่ายต่อไป"
2.เห็นควรให้มีการปรับปรุงร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่า ด้วยการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าโดยตัดหมวดที่ 3 เรื่อง ค่าตอบแทน เนื่องจาก ระเบียบดังกล่าวเป็นระเบียบว่าด้วยการสรรหาและจัดตั้งคณะกรรมการกำกับฯ ไม่ควรระบุค่าตอบแทนของคณะกรรมการฯ และ ระเบียบดังกล่าวไม่มีผลในการขออนุมัติค่าตอบแทนของคณะกรรมการกำกับฯ แต่อย่างใด เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการดำเนินงานระหว่างการสรรหาคณะกรรมการกำกับฯ และการขออนุมัติค่าตอบแทน
3.เห็นควรให้มีการเร่งรัดการดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ ไฟฟ้าเพื่อให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้ามีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเรื่อง การปรับองค์กรในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ความว่า "...ให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไปใช้จ่ายในการป้องกันการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ให้กระทรวงการคลัง ประสานงานกับสำนักงบประมาณแผ่นดินในการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเป็นค่าใช้จ่าย ให้หน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง…" โดยมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวมีวัตถุประสงค์เพื่อโอนงานป้องกันและปราบปราม กระทำความผิดเกี่ยวกับน้ำมันเถื่อนไปให้กระทรวงการคลัง เนื่องจากเป็นงานที่ต้องดำเนินการอย่างต่อเนื่องจึงควรใช้งบประมาณแผ่นดิน ปัจจุบันกระทรวงการคลังได้รับไปดำเนินการเรียบร้อยแล้ว นอกจากนี้สาเหตุที่มติคณะรัฐมนตรีใช้คำว่า "ปิโตรเลียม" เนื่องจากการกระทำความผิดเกี่ยวกับการหนีภาษีหรือ "น้ำมันเถื่อน" เกิดขึ้น ทั้งกรณีน้ำมันเชื้อเพลิงและสารโซลเว้นท์จึงใช้คำรวมว่า "ปิโตรเลียม"
2. เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวไม่ได้ระบุชัดเจนว่าเป็นการห้ามนำเงินกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันการกระทำความผิดเกี่ยวกับการหนี ภาษีหรือน้ำมันเถื่อน แต่ระบุเป็นการป้องกันการกระทำความผิดที่ครอบคลุมเกี่ยวกับปิโตรเลียมทุก กรณี ทำให้ไม่สามารถใช้จ่ายเงินได้ ขณะเดียวกันกระทรวงพลังงานกำลังจะดำเนินการแก้ไขปัญหาการกระทำความผิดเกี่ยว กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) ในด้านความปลอดภัย และในการบรรจุ จำหน่าย และซ่อมบำรุงถังก๊าซหุงต้มที่ประชาชนใช้ในครัวเรือน เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดอุบัติภัยหรืออัคคีภัย ในร้านค้าและบ้านเรือนของผู้ใช้ก๊าซหุงต้ม ซึ่งไม่สามารถดำเนินการขอใช้จ่ายเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้
3. กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอให้แก้ไขมติคณะรัฐมนตรีเรื่องดังกล่าว ดังนี้
"2.2 ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป ให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการ กระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ และรับไปดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่าย ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงาน ต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับน้ำมันเถื่อน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ ให้กระทรวงการคลังประสานงานกับสำนักงบประมาณจัดสรรงบประมาณตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป"
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอแก้ไขมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 เรื่องการปรับองค์กรในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับ ปิโตรเลียมตามข้อเสนอ ดังนี้
2."2.2 ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป ให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการ กระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ และรับไปดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่าย ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงาน ต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบหนีภาษีของน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมัน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ ให้กระทรวงการคลังประสานงานกับสำนักงบประมาณจัดสรรงบประมาณตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป"
กพช. ครั้งที่ 97 - วันพุธที่ 28 กรกฎาคม 2547
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2547 (ครั้งที่ 97)
วันพุธที่ 28 กรกฎาคม พ.ศ. 2547 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การพิจารณาอนุญาตตั้งโรงงานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
2.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004)
5.การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
6.การขอคืนหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
7.การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
9.รายงานความก้าวหน้าการแก้ไขปัญหาภาระจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ที่มีมากกว่าความต้องการ (Take or Pay)
10.แนวทางการแก้ไขปัญหาโครงการโรงไฟฟ้าหินกรูด
11.การรณรงค์มาตรการประหยัดพลังงาน
ร้อยเอกสุชาติ เชาว์วิศิษฐ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้ขอให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการนำอ้อยและมันสำปะหลังมาใช้ เป็นพลังงานทดแทน เพื่อผลิตน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ควรจัดทำแผนงานในการดำเนินการให้ชัดเจน รวมทั้ง ในการจัดทำแผนระบบขนส่งทางบกใหม่เพื่อทดแทนระบบคมนาคมที่มีอยู่ โดยเฉพาะเขตกรุงเทพมหานครควรมีนิยามและ แผนงานที่ชัดเจนในการดำเนินงาน
เรื่องที่ 1 การพิจารณาอนุญาตตั้งโรงงานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
สาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 และวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบใน หลักการโครงการผลิตแอลกอฮอล์จากพืชเป็นเชื้อเพลิง และเห็นชอบให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติเป็นผู้พิจารณาข้อเสนอการขอตั้งโรง งานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง โดยให้เป็นไปตามกรอบนโยบายที่คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติกำหนด และให้นำเสนอผลการพิจารณาตั้งโรงงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาอนุมัติต่อไป
2. คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติได้มีหนังสือ ที่ อก 0213/1959 ลงวันที่ 2 กรกฎาคม 2547 ถึง กพช. เพื่อพิจารณาอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงของ ผู้ประกอบการจำนวน 2 ราย คือ 1) บริษัทน้ำตาลเริ่มอุดมหนองบัว จำกัด ขนาดกำลังการผลิตไม่เกิน 200,000 ลิตรต่อวัน ใช้น้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลเป็นวัตถุดิบ และ 2) บริษัท น้ำตาลไทยกาญจนบุรี จำกัด ขนาดกำลังการผลิต ไม่เกิน 200,000 ลิตรต่อวัน ใช้น้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลเป็นวัตถุดิบ
ความเห็นฝ่ายเลขานุการ
1.ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการส่งเสริมการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงโดยใช้ น้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลเป็นวัตถุดิบ เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2546 ที่เห็นชอบนโยบายการแก้ไชปัญหาของระบบอุตสาหกรรมอ้อยและน้ำตาลทราย โดยให้มีการนำอ้อยจำนวนหนึ่งไปผลิตเป็นเอทานอล และตามประกาศคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ และเงื่อนไขในการพิจารณาอนุญาตตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2547 กำหนดให้ ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ที่ใช้อ้อยและผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลเป็นวัตถุดิบ จะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับแรก
2.เนื่องจากมีการปรับปรุงบทบาท และภารกิจ ของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เพื่อโอนอำนาจหน้าที่ในการกำหนดนโยบายและแผนการบริหารและการพัฒนาการนำเอทา นอลมาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้กับกระทรวงพลังงาน หลังจากที่ได้มีการจัดตั้งกระทรวงพลังงานเมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2545 ในขณะที่อำนาจหน้าที่ในการกำหนดหลักเกณฑ์ และเงื่อนไขในการพิจารณาอนุญาตตั้งโรงงานผลิตเอทานอล ยังคงเป็นบทบาทและภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นว่าผลการพิจารณาอนุมัติการตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อ เพลิง ของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติควรจะเป็นที่สิ้นสุด โดยไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่ออนุมัติอีกต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติในการอนุมัติการตั้งโรงงานผลิต และจำหน่าย เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงของบริษัทน้ำตาลเริ่มอุดมหนองบัว จำกัด และ บริษัทน้ำตาลไทยกาญจนบุรี จำกัด
2.เห็นชอบให้การพิจารณาอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง โดยคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติเป็นที่สิ้นสุดไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติพิจารณาอีก เนื่องจากปัจจุบันได้มีการปรับปรุงบทบาท และภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ และกระทรวง พลังงานในการส่งเสริมการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงไว้อย่างชัดเจน แล้ว
3.เมื่อมีการพิจารณาอนุมัติการตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงครั้งต่อไปในอนาคต เห็นควรให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติรายงานผลการพิจารณาเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบเป็นระยะๆ ต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004)
สาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) เป็น "แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย" ที่ กฟผ. เป็นผู้จัดเตรียมแผนในเบื้องต้น สะท้อนถึงแนวทางการจัดหาไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคต เพื่อนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ โดยรายละเอียดของแต่ละโครงการภายใต้แผน PDP จะนำเสนอคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติพิจารณาอนุมัติเป็นราย โครงการตามขั้นตอนปกติ และจะมีการปรับปรุงแผน PDP เป็นระยะๆ
2. คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในเดือนมกราคม 2547 ได้ปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าใหม่ให้สอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจที่ขยาย ตัวเพิ่มขึ้น กฟผ. จึงได้นำค่าพยากรณ์ดังกล่าวมาใช้เป็นฐานในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) เพื่อให้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ามีความเหมาะสม สามารถจัดหาไฟฟ้าได้เพียงพอต่อความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคต
3. สำหรับข้อสมมติฐานในการจัดทำแผน PDP กฟผ. ได้ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า กรณีเศรษฐกิจขยายตัวปานกลางเป็นฐาน โดยอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.37 ระหว่างปี 2546 - 2549 และเฉลี่ยร้อยละ 6.5 ในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 10 และ 11 ทำให้ความต้องการพลังไฟฟ้าเมื่อสิ้นแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 10 และ 11 เท่ากับ 22,738 31,844 และ 43,558 เมกะวัตต์ ตามลำดับ โดยคำนึงถึงการดำเนินการตามนโยบายของรัฐบาล ให้นำเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่ติดตั้งตามโรงงานอุตสาหกรรมและธุรกิจขนาด ใหญ่มาเดินเครื่องในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของปี (Peak Cut) ซึ่งลดความต้องการพลังไฟฟ้าลงปริมาณ 500 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป
4. นอกจากนี้ ได้กำหนดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าด้วยตัวชี้วัดโอกาสไฟฟ้าดับ (Loss of Load Probability : LOLP) ไม่เกิน 24 ชั่วโมงต่อปี และกำลังผลิตสำรองประมาณร้อยละ 15 ส่วนราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ประมาณการโดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พร้อมทั้งนโยบายการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน (Renewable Portfolio Standard : RPS) กำหนดโรงไฟฟ้าใหม่ ต้องมีโรงไฟฟ้า RPS ร้อยละ 5 ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป รวมทั้งได้พิจารณาความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อให้ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์ความร่วมมือพลังงานระหว่างประเทศ
5. สำหรับสาระสำคัญของแผน PDP 2004 ประกอบด้วย
5.1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ : ในปี 2546 ภาคใต้มีการใช้ไฟฟ้าสูงสุด 1,454 เมกะวัตต์ ขณะที่มีกำลังผลิตไฟฟ้าพร้อมจ่ายในภาคใต้เพียง 1,281 เมกะวัตต์ จึงจำเป็นต้องส่งไฟฟ้าจากภาคกลางไปภาคใต้ โดยผ่านสายส่งเชื่อมโยงภาคกลาง - ภาคใต้ ซึ่งส่งผ่านพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 350 - 400 เมกะวัตต์ และมีสายส่งเชื่อมโยงไทย - มาเลเซีย เป็นกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง 300 เมกะวัตต์ และคาดว่าความต้องการ ไฟฟ้าในภาคใต้จะเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 128 และ 155 เมกะวัตต์ต่อปี ระหว่างปี 2547 - 2549 และ 2550 - 2554 ตามลำดับ โดยมีแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ ดังนี้ (1) ก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่สงขลา ขนาด 700 เมกะวัตต์ ให้แล้วเสร็จในปี 2551 (2) ก่อสร้างสายส่ง 230 กิโลโวลต์ บางสะพาน 1 - ชุมพร - สุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2550
5.2 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคตะวันออกเฉียงเหนือ : ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของภาคตะวันออกเฉียงเหนือในปี 2546 มีค่าสูงสุด 2,044 เมกะวัตต์ และคาดว่าจะเพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ย 161 และ 196 เมกะวัตต์ต่อปี ระหว่างปี 2547 - 2549 และ 2550 - 2554 ตามลำดับ โดยมีแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ดังนี้ (1) ปรับปรุงสายส่ง 230 กิโลโวลต์ สระบุรี 2 - ลำตะคอง - นครราชสีมา 2 ให้ แล้วเสร็จภายในปี 2550 (2) ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2 ให้แล้วเสร็จในปี 2552 (3) ก่อสร้างสายส่ง 500 กิโลโวลต์ ท่าตะโก - ชัยภูมิ 2 - อุดรธานี 3 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2554
5.3 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ารวม:
(1) ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 700 เมกะวัตต์ ให้แล้วเสร็จในปี 2550
(2) กฟผ. ก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังพลังความร้อนร่วมขนาดชุดละ 700 เมกะวัตต์ ได้แก่ โรงไฟฟ้าสงขลาแล้วเสร็จในปี 2551 โรงไฟฟ้าพระนครใต้แล้วเสร็จในปี 2552 โรงไฟฟ้าพระนครเหนือแล้วเสร็จในปี 2552 และโรงไฟฟ้าบางปะกงแล้วเสร็จในปี 2553
(3) โรงไฟฟ้าใหม่ที่เกิดขึ้นในช่วงปี 2554 - 2558 มีจำนวน 18 โรงไฟฟ้า (12,600 เมกะวัตต์) โดยแผนหลักจะใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และ กฟผ. ได้จัดทำแผนสำรอง โดยใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง รวมถึงการนำโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้านมาประกอบการพิจารณาด้วย
(4) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RPS) สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2554 - 2558 ประมาณ 630 เมกะวัตต์ ได้ถูกรวมไว้ด้วย
(5) ดำเนินการปรับปรุงเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ใช้งานมานาน ได้แก่ เขื่อนอุบลรัตน์ เขื่อนสิรินธร เขื่อนจุฬาภรณ์ เขื่อนน้ำพุง และเขื่อนแก่งกระจาน
5.4 แผนหลักและแผนสำรอง : กฟผ. ได้จัดทำแผนหลักและแผนสำรอง โดยกำหนดให้แผนหลักมีการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสัด ส่วนร้อยละ 81 ในปี 2558 และแผนสำรองกำหนด ให้มีการใช้ถ่านหินร้อยละ 35.3 และก๊าซธรรมชาติร้อยละ 50.2 ในปี 2558 ซึ่งการดำเนินการตามแผนหลักจะมีการลงทุนในกิจการไฟฟ้าระหว่างปี 2545 - 2554 จำนวน 512,976 ล้านบาท และ 663,778 ล้านบาท ตามลำดับ
5.5 กำลังการผลิตสำรอง : กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดจะลดลงจากร้อยละ 26.8 ในปี 2547 เหลือร้อยละ 13.7 ในปี 2549 และอยู่ในระดับประมาณร้อยละ 15 จนสิ้นสุดแผน
5.6 แผนการลงทุน : การลงทุนในแผนหลักแบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ การผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า โดย กฟผ. จะมีการลงทุนจำนวน 412,640 ล้านบาท และจะต้องมีการลงทุนในกิจการไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 512,976 ล้านบาท ระหว่างปี 2547 - 2554
5.7 กฟผ. จะก่อสร้างโรงไฟฟ้า 4 โรง ก่อนปี 2553 มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าสงขลา ชุดที่ 1 (1.60 บาท/หน่วย) (2) โรงไฟฟ้าพระนครใต้ (1.67 บาท/หน่วย) (3) โรงไฟฟ้า พระนครเหนือ (1.69 บาท/หน่วย) (4) โรงไฟฟ้าบางปะกง (1.70 บาท/หน่วย) ทั้งนี้ ยังไม่สามารถเปรียบเทียบกับค่าไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้ เนื่องจากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนแตกต่างกัน กฟผ. ไม่มีต้นทุน ในการจัดหาที่ดินและการก่อสร้างสายส่ง
5.8 กฟผ. ได้จัดทำประมาณการฐานะการเงินระหว่างปี 2547 - 2552 โดยมีสมมติฐานว่าไม่มีการกระจายหุ้น กฟผ. ในตลาดหลักทรัพย์ โดยแบ่งการศึกษาออกเป็น 2 กรณี ได้แก่ กรณีที่ 1 กำหนดอัตรา ค่าไฟฟ้าขายส่งในอัตราปัจจุบันคงที่จนถึงปี 2552 พบว่า อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ และอัตราส่วนความสามารถในการชำระหนี้ ในปี 2547 - 2549 ต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนด ณ ระดับร้อยละ 25 และต่ำกว่า 1.3 เท่า ตามลำดับ แต่ในช่วงปี 2550 - 2552 อัตราส่วนทั้งสองเป็นไปตามเกณฑ์ที่กำหนด และ กรณีที่ 2 กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเพียงพอให้ กฟผ. ได้รับอัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน ร้อยละ 8 และ กฟผ. ลงทุน ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ร้อยละ 50 ของกำลังผลิตที่เพิ่มขึ้นในอนาคต พบว่ามีผลทำให้ค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย เพิ่มขึ้นประมาณ 6 - 8 สตางค์/หน่วย ในปี 2548 และลดลงประมาณ 1 - 2 สตางค์/หน่วย ในปี 2550 - 2552
6. ในกรณีโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น จำกัด (GPG) จากค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ กฟผ. ใช้เป็นฐานซึ่งจำเป็นต้องสร้างโรงไฟฟ้าขนาด 700 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนมีนาคม 2550 หากโรงไฟฟ้าดังกล่าวก่อสร้างไม่แล้วเสร็จทันกำหนด จะทำให้กำลังการผลิตสำรองต่ำสุดในปี 2550 อยู่ในระดับต่ำกว่าร้อยละ 15 ในการนี้ กระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับ บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น จำกัด (GPG) เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2547 เพื่อพิจารณาข้อเสนอการขยายกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าแก่งคอย จังหวัดสระบุรี จาก 734 เมกะวัตต์ เป็น 1,468 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าหน่วยแรกจะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนมีนาคม 2550 บริษัท GPG ได้เสนอราคาไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ ณ ระดับ 1.685 บาท/หน่วย ต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าของบริษัท ยูเนียน เพาเวอร์ดีเวลลอปเม้นท์ ณ ระดับ 1.714 บาท/หน่วย ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าการให้บริษัท GPG สามารถขยายกำลังการผลิตจะช่วยให้ระดับการผลิตสำรองเป็นไปตามเกณฑ์ที่กำหนดใน ปี 2550 และราคาเสนอขายไฟฟ้าต่ำกว่าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายอื่นที่มีขนาดใกล้ เคียง รวมทั้งภาครัฐจะได้รับประโยชน์จากการที่บริษัทถอนการเรียกร้องค่าเสียหายจาก การกระทำของหน่วงานรัฐ (GFM) นอกจากนี้ ที่ประชุมได้ ขอให้บริษัท GPG พิจารณาลดค่าไฟฟ้าลงและแจ้งผลยืนยันมายังกระทรวงพลังงานอีกครั้ง
7. ต่อมาบริษัท GPG ได้มีหนังสือแจ้งยืนยันข้อเสนอการขออนุมัติขยายขนาดโครงการโรงไฟฟ้าแก่งคอย โดยเสนอราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ ณ ระดับ 1.685 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ บริษัทฯ ได้พิจารณา แนวทางการปรับลดราคาเสนอขายไฟฟ้า (1) ปรับลดภาระความเสี่ยงของ กฟผ. จากความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนและอัตราดอกเบี้ย (2) ปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) (3) การเกลี่ยภาระการจ่ายเงินค่าไฟฟ้า โดยปรับลดค่าไฟฟ้าในช่วงต้น (Front end) (4) บริษัทจะยกเลิกการเรียกร้องค่าเสียหายที่เกิดจาก GFM และจะไม่เรียกร้องค่าเสียหายจากเงินที่ได้ลงทุนไปแล้วในโครงการบ่อนอก
8. สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ แผน PDP 2003 กำหนดให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าขนอมโดยเปลี่ยนจากโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อน ขนาด 75 เมกะวัตต์ 2 เครื่อง เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่มีประสิทธิภาพสูงกว่าขนาด 385 เมกะวัตต์ ในปี 2550 โดยใช้ก๊าซธรรมชาติปริมาณใกล้เคียงกับในปัจจุบัน ส่วนการจัดทำแผน PDP 2004 กฟผ. ได้ทบทวนแนวทางการจัดหาไฟฟ้าใหม่ เนื่องจาก (1) จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาด 700 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2550 (2) มีการปรับปรุงสายส่งบางสะพาน1 - ชุมพร - สุราษฎร์ธานี จาก 115 กิโลโวลต์ เป็น 230 กิโลโวลต์ (3) มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาด 700 เมกะวัตต์ ณ จังหวัดสงขลาในปี 2551 และหากการดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่สงขลามีความล่าช้าจะส่งผลกระทบต่อ ความมั่นคงในการจ่ายไฟฟ้าในภาคใต้ได้ การพิจารณาขยายโรงไฟฟ้าขนอมจึงเป็นทางเลือกหนึ่งในการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้
9. ในกรณีบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน ให้กระทรวง พลังงานพิจารณาบรรจุโรงไฟฟ้าขนอมไว้ในแผน PDP 2004 มีรายละเอียด ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าพร้อมเดินเครื่องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในต้นปี 2550 หากเริ่มดำเนินการก่อสร้างภายในเดือนมกราคม 2548 (2) กฟผ. จะสามารถประหยัดต้นทุนค่าเชื้อเพลิงจากการผลิตไฟฟ้า คิดเป็นมูลค่าปัจจุบันประมาณ 3,000 ล้านบาท (3) ลดปัญหาสิ่งแวดล้อมในพื้นที่ใกล้เคียง โดยไม่ต้องลงทุนเพิ่มเติมในการสร้างท่อก๊าซฯ หรือสายส่งไฟฟ้า (4) บริษัทฯ ได้จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม และได้สำรวจความคิดเห็นของประชาชนในพื้นที่แล้ว
10. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2547 ได้มีการจัดประชุมหารือประเด็นการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ ซึ่งที่ประชุมเห็นควรให้ กฟผ. จัดทำรายงานความคืบหน้าการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาชุดที่ 1 เสนอต่อกระทรวงพลังงานทุก 3 เดือน และหากโครงการดังกล่าวไม่สามารถดำเนินงานได้ตามแผนภายหลัง 6 เดือน ให้พิจารณานำโครงการขยายโรงไฟฟ้าขนอมมาบรรจุในแผน PDP ต่อไป
ความเห็นฝ่ายเลขานุการ
การจัดหาไฟฟ้าก่อนปี 2553 :
(1) ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. : ยังไม่สามารถเปรียบเทียบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้ เนื่องจากอยู่บนพื้นฐานอัตราแลกเปลี่ยนที่แตกต่างกัน และ กฟผ. จะไม่มี ต้นทุนในการจัดหาที่ดิน และการก่อสร้างสายส่ง ทั้งนี้ ต้นทุนของ กฟผ. จะต้องถูกกว่าโรงไฟฟ้าของผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนที่มีขนาดใกล้เคียงกัน มิฉะนั้น ควรพิจารณาให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แล้วในปัจจุบันยื่นข้อเสนอเข้าประมูลแข่งขัน เพื่อผลิตไฟฟ้าในส่วนนี้แทน
(2) การจัดหาเงินลงทุน : กฟผ. จะต้องลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบส่งในช่วงปี 2545 - 2554 กว่า 412,640 ล้านบาท เป็นภาระต่อภาครัฐในการค้ำประกันหนี้ ดังนั้น ควรพิจารณาให้ กฟผ. แยกการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าทั้ง 4 โรงก่อนปี 2554 ออก โดยรัฐไม่ค้ำประกันการก่อหนี้ ทั้งนี้จะต้องมีการแยกบัญชีการเงินของโครงการทั้ง 4 ออกจากบัญชีการเงินของ กฟผ. อย่างชัดเจน เพื่อให้สามารถ ตรวจสอบต้นทุนได้ มีความโปร่งใส ส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินงาน
(3) การจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ : ความต้องการไฟฟ้าในภาคใต้จะเพิ่มสูงขึ้น และแม้ว่า การเสริมสายส่งจะแล้วเสร็จทันกำหนดในปี 2550 แต่การส่งไฟฟ้าจากภาคกลางไปภาคใต้จะมีการสูญเสียในระบบส่ง ส่งผลให้ต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าสูงขึ้นในระยะยาว ดังนั้น ควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ในการปรับปรุงประสิทธิภาพและขยายโรงไฟฟ้าขนอม เนื่องจากโครงการดังกล่าวสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวมได้ โดยอาจพิจารณาขยายโครงการดังกล่าวเพิ่มเติมจาก 385 เมกะวัตต์ เป็น 700 เมกะวัตต์ ได้ในอนาคต
(4) การดำเนินการตามนโยบาย Peak Cut : กำลังการผลิตสำรองต่ำสุดจะลดลงเหลือร้อยละ 13.7 ในปี 2549 ทั้งนี้ได้คำนึงถึงมาตรการลดความต้องการไฟฟ้า หรือ Peak Cut จำนวน 500 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2549 ไว้แล้ว ดังนั้น กฟผ. ควรเร่งรัดการดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว และให้ กฟผ. รายงานความคืบหน้าการทดสอบการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าสำรองในเดือนกันยายน 2547 เพื่อนำมาใช้ปรับปรุงแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศให้เหมาะสมต่อไป และควรให้ กฟผ. ปรับปรุงแผนการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า เพื่อให้มีการหยุดเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าน้อยที่สุด ในช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าสูง
การจัดหาไฟฟ้าภายหลังปี 2553
(1) รูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า Enhanced Single Buyer กำหนดให้มีการประมูลแข่งขัน ในการจัดหาไฟฟ้าในอนาคต ดังนั้น การจัดหาไฟฟ้าภายหลังปี 2553 ควรกำหนดแนวทางการจัดหา ไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้งหมดหลังจากปี 2553 หรือให้ กฟผ. ผลิตไฟฟ้าร้อยละ 50 ของความต้องการไฟฟ้าและเปิดประมูลแข่งขันสำหรับส่วนที่เหลือ โดย กฟผ. ไม่ร่วมประมูลแข่งขันกับเอกชน ทั้งนี้กระทรวงพลังงานจะเร่งพิจารณาแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในอนาคต โดยจะจัดประชุมหารือในประเด็นดังกล่าวโดยเร็ว
(2) การกระจายแหล่งเชื้อเพลิง : ในระยะยาวจะมีการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้ากว่าร้อยละ 81 ในปี 2558 ดังนั้น การจัดหาไฟฟ้าในระยะยาว ควรพิจารณาการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เช่น ถ่านหิน และการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ตามแผน PDP 2004 ในช่วงปี 2547 - 2554 จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ 3 โครงการ กำลังการผลิตรวมประมาณ 3,500 เมกะวัตต์ รวมทั้งจะมีการขยายโรงไฟฟ้าแก่งคอยของบริษัท กัลฟ์เพาเวอร์ เจอเนอเรชั่น จำกัด เพิ่มอีก 734 เมกะวัตต์ ดังนั้น การอนุมัติให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ ไฟฟ้า 4 โรง กำลังการผลิต 2,800 เมกะวัตต์ จึงเป็นสัดส่วนที่เหมาะสม ทำให้ระบบไฟฟ้าของประเทศมีความมั่นคง ทั้งนี้ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการของ กฟผ. จะต้องอยู่ในระดับไม่สูงกว่าราคาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีขนาดใกล้เคียง กัน
2.จากคุณภาพไฟฟ้าเป็นปัจจัยสำคัญต่อการผลิตในภาคอุตสาหกรรม โดยเฉพาะอุตสาหกรรมที่ใช้เทคโนโลยีสูง เช่น อุตสาหกรรมอิเลคโทรนิกส์ เป็นต้น และที่ผ่านมา กฟผ. ได้ส่งเสริมให้อุตสาหกรรมที่ต้องการไฟฟ้าที่มีคุณภาพสูงให้ก่อสร้างโรงงานใน นิคมอุตสาหกรรม และจำเป็นต้องมีการลงทุนให้ระบบไฟฟ้าสูงด้วย ดังนั้น หากอุตสาหกรรมมีความต้องการที่จะใช้ไฟฟ้าคุณภาพสูงมากขึ้น ทาง กฟผ. รับไปพิจารณาเรื่อง ดังกล่าว โดยอาจพิจารณาจัดเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราพิเศษกับภาคอุตสาหกรรมดังกล่าว
3.แผน PDP 2004 ควรสอดคล้องกับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (RPS) ที่กำหนดให้มีพลังงานทดแทนร้อยละ 8 ของการใช้พลังงานทั้งหมด ปี 2554 ด้วย ดังนั้นจึงมีความเห็นว่า โรงไฟฟ้าที่ กฟผ. จะสร้างใหม่ 4 โรง ควรเป็นโครงการตามนโนบาย RPS ด้วย โดยจะต้องพิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าที่จะ สูงขึ้นให้มีความเหมาะสมด้วย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดยเห็นชอบแนวทางการจัดหาไฟฟ้าก่อนปี 2554 ดังนี้
1.ให้ กฟผ. ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ชุดที่ 1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ ชุดที่ 3 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกงชุดที่ 5 โดยรัฐบาลไม่ค้ำประกันการก่อหนี้ และให้มีการแยกบัญชีการเงินของ โครงการดังกล่าวจากบัญชีการเงินของ กฟผ. อย่างชัดเจน ทั้งนี้ต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าภายใต้โครงการดังกล่าว จะต้องไม่สูงกว่าโรงไฟฟ้าเอกชนที่มีขนาดใกล้เคียงกัน
2.เห็นชอบให้บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น จำกัด ขยายขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าแก่งคอย 2 จาก 734 เมกะวัตต์ เป็น 1,468 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าหน่วยแรกมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนมีนาคม 2550 ทั้งนี้ บริษัทจะยกเลิกการเรียกร้องค่าเสียหายจากการกระทำของหน่วยงานรัฐ (GFM) และการเรียกร้องเงินที่ลงทุนไปแล้วภายใต้โครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอก และมอบหมายให้ กฟผ. นำ โครงการดังกล่าวบรรจุในแผน PDP แทนโรงไฟฟ้าใหม่ในปี 2550
3.มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้
3.1 ให้ กฟผ. และ ปตท. รายงานความคืบหน้าโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาทุก 3 เดือน ซึ่งหากโครงการดังกล่าวมีความล่าช้า ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายให้เร่งพิจารณาการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยพิจารณานำโครงการขยายโรงไฟฟ้าขนอมขนาด 385 เมกะวัตต์ ในปี 2550 มาทดแทน
3.2 ให้ กฟผ. ดำเนินการ ดังนี้
(1) จัดทำแผนการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า โดยให้งดเว้นการหยุดซ่อมบำรุงรักษาในช่วงที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง เพื่อให้มั่นใจว่ามีโรงไฟฟ้าเพียงพอต่อความต้องการในช่วงปี 2549 - 2550
(2) รายงานความคืบหน้าผลการทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการ ตามนโยบาย Peak Cut
(3) ทำการศึกษาแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยพิจารณาการปรับปรุงประสิทธิภาพและขยายขนาดโรงไฟฟ้าขนอมจาก 150 เมกะวัตต์ เป็น 385 เมกะวัตต์ เป็นทางเลือก พร้อมทั้งศึกษาต้นทุนและความเป็นไปได้ในการขยายโครงการดังกล่าวเพิ่มเติม เป็น 700 เมกะวัตต์ ในอนาคต
เรื่องที่ 3 การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
สาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติเห็นชอบการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าโดยใช้พระราช บัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพ.ศ. 2535 ในช่วงเปลี่ยนผ่าน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมในประเด็นการ สรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า และค่าตอบแทนของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พร้อมทั้งเพิ่มอำนาจหน้าที่การออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเห็นชอบในหลักการให้ยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้าเพื่อ ให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้ามีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป
2. เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการสรรหาและจัดตั้ง คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2547 เพื่อสร้างความชัดเจนเกี่ยวกับประเด็นต่างๆ สรุปได้ดังนี้
2.1 ขอบเขตและหลักการของร่างระเบียบ :ร่างระเบียบการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสรรหาและจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า รวมทั้งกำหนดคุณสมบัติ อำนาจหน้าที่และค่าตอบแทนของกรรมการ ทั้งนี้เพื่อถ่ายโอนอำนาจที่เป็นของ กพช. ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้ามายังคณะกรรมการกำกับฯ และหลังจากมีการแปรรูปการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะมีการถ่ายโอนอำนาจบางส่วนจากพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 มาเพิ่มเติม เพื่อสร้างความโปร่งใสในการกำกับดูแล ส่งเสริมการแข่งขัน และการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินงาน
2.2 คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า: ให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับฯ โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 9 ของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ประกอบด้วยประธานกรรมการคนหนึ่งและกรรมการห้าคน ทั้งนี้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการโดย ตำแหน่งในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยที่กรรมการกำกับฯ ต้องเป็นผู้มีความรู้ และความเชี่ยวชาญ หรือมีประสบการณ์ไม่น้อยกว่า 10 ปี ในสาขาวิชาด้านพลังงาน เศรษฐศาสตร์ การเงิน การบัญชี กฎหมาย วิศวกรรมศาสตร์ วิทยาศาสตร์ การบริหารจัดการ หรือสาขาอื่นอันเป็นประโยชน์ต่อกิจการไฟฟ้า ทั้งนี้ การนับระยะเวลาในแต่ละสาขาวิชาชีพข้างต้นนำมารวมกันได้ โดยมีวาระการดำรงตำแหน่งคราวละสี่ปี และให้ดำรงตำแหน่งได้ไม่เกินสองวาระ
2.3 คุณสมบัติของคณะกรรมการกำกับฯ : อาทิ มีสัญชาติไทย มีอายุไม่ต่ำกว่าสามสิบห้าปีบริบูรณ์ และไม่เกินเจ็ดสิบปีบริบูรณ์ ไม่เป็นบุคคลล้มละลาย หรือคนไร้ความสามารถ ไม่เคยได้รับโทษจำคุกโดยคำพิพากษาถึงที่สุดให้จำคุก ไม่เป็นผู้ดำรงตำแหน่งของพรรคการเมือง หรือสมาชิกสภาท้องถิ่น และ ไม่ดำรงตำแหน่งใด หรือเป็นหุ้นส่วนในห้างหุ้นส่วน บริษัท หรือองค์การที่ดำเนินธุรกิจหรือดำเนินการในกิจการด้านพลังงานไฟฟ้า
2.4 การสรรหาและคัดเลือกคณะกรรมการกำกับฯ : ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานแต่งตั้งกรรมการสรรหาชุดหนึ่งจำนวนไม่น้อย กว่า3 คน เพื่อคัดเลือกบุคคลที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญหรือมีประสบการณ์ รวมทั้งคุณสมบัติของกรรมการข้างต้นเพื่อดำรงตำแหน่งประธานกรรมการและกรรมการ ผู้ทรงคุณวุฒิ หลังจากคณะกรรมการสรรหาได้คัดเลือกคณะกรรมการฯ แล้ว ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเสนอรายชื่อผู้ได้รับคัดเลือกต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ
2.5 อำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับฯ:
(1) กำกับดูแลอัตราค่าบริการของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า ตามแนวทางและหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
(2) กำหนดมาตรการเพื่อส่งเสริมการแข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจการผูกขาด ในทางมิชอบ ตรวจสอบการดำเนินการของศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายไฟฟ้า รวมทั้งกำหนดวิธีการ และกำกับการ แข่งขันการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่
(3) กำกับดูแลการปฏิบัติงานของผู้ประกอบการกิจการไฟฟ้า โดยคำนึงถึงหลักธรรมาภิบาล การส่งเสริมและการเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการไฟฟ้า
(4) กำหนดและกำกับดูแลมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัยของการประกอบ กิจการไฟฟ้า มาตรฐานและคุณภาพในการให้บริการ รวมทั้งมาตรการในการคุ้มครองผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ได้รับความเดือดร้อนเสียหาย อันเนื่องมาจากการประกอบกิจการไฟฟ้า รวมถึงพิจารณาการร้องเรียน การอุทธรณ์ ของผู้ใช้ไฟฟ้า ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า และผู้ได้รับความเดือดร้อนเสียหายอันเนื่องมาจากกิจการไฟฟ้า
(5) ให้คำแนะนำและเสนอแนะเกี่ยวกับการเชื่อมโยง การใช้บริการ การปฏิบัติการ การควบคุมระบบโครงข่ายไฟฟ้า และการซื้อขายไฟฟ้า
(6) จัดทำ และเสนอแนะการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า แผนการจัดหาไฟฟ้า และทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าทั้งในและต่างประเทศ และแผนการขยายระบบโครงข่ายไฟฟ้า
(7) วิเคราะห์ ตรวจสอบและประสานแผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้า
(8) ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการประเมิน และคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์วิธีการที่กำหนด
(9) ปฏิบัติการอื่นใดที่จำเป็นเกี่ยวกับการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าหรือตามที่กำหนด ไว้ในระเบียบนี้หรือกฎหมายอื่นที่ให้เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการ
2.6 สำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า : ในช่วงเปลี่ยนผ่านที่ยังไม่มีการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานทำหน้าที่เป็นฝ่าย เลขานุการคณะกรรมการฯ
2.7 ค่าตอบแทนของคณะกรรมการกำกับฯ: ให้ผู้ที่ได้รับการคัดเลือกดำรงตำแหน่งประธาน และกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิได้รับค่าตอบแทนในอัตรา .... บาทต่อเดือน โดยจะขออนุมัติเงินจากงบประมาณของรัฐ
3. การดำเนินการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับฯ ได้มีการพิจารณาให้กรรมการกำกับฯ มีสถานะเป็น ผู้เชี่ยวชาญพิเศษระดับสากลได้รับค่าตอบแทนไม่เกิน 200,000 บาทต่อเดือน ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยพนักงานราชการ พ.ศ. 2547 อย่างไรก็ตาม การดำเนินการเรื่องค่าตอบแทนกรรมการฯ ตามแนวทางนี้ ไม่มีความเหมาะสมเนื่องจากลักษณะงาน และคุณสมบัติของผู้เชี่ยวชาญพิเศษระดับสากลอยู่ในระดับสูงมาก รวมทั้งค่าตอบแทนในอัตราดังกล่าวอาจไม่สูงพอที่จะจูงใจในการดำรงตำแหน่ง ทั้งนี้พนักงานต้องปฏิบัติงานเต็มเวลาทำให้การสรรหาผู้ดำรงตำแหน่งกรรมการทำ ได้ยาก นอกจากนี้ ได้พิจารณาให้คณะกรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทน โดยขอรับการสนับสนุนกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งเป็นแนวทางที่ไม่มีความเหมาะสม เนื่องจากลักษณะงานและอำนาจหน้าที่หลักของคณะกรรมการกำกับฯ ไม่ตรงกับวัตถุประสงค์การใช้เงินอุดหนุนตามมาตรา 25 ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และขั้นตอนการดำเนินการด้วยวิธีดังกล่าวขาดความโปร่งใส
ความเห็นฝ่ายเลขานุการ
1.แหล่งที่มาของค่าตอบแทนกรรมการกำกับฯ : ให้เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาอนุมัติค่าตอบแทนของกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้าจากเงินงบประมาณของรัฐ เพื่อทำความตกลงกับกระทรวงการคลังให้สามารถนำเงินงบประมาณมาใช้เป็นค่าตอบ แทนกรรมการฯ โดยในปี 2547 ให้ขออนุมัติเงินค่าตอบแทน จากงบกลาง และปี 2548 ให้ขออนุมัติเงินดังกล่าวจากงบประมาณของรัฐ เนื่องจากแนวทางนี้มีความชัดเจนและความโปร่งใสมากที่สุด
2.อัตราค่าตอบแทนกรรมการกำกับฯ :ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่าตอบแทนสูงกว่ากรรมการฯ ทั่วไปร้อยละ 20 ทั้งนี้กำหนดให้มีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง ในอัตราค่าตอบแทนกรรมการฯ ข้างต้นอ้างอิงกับอัตราผู้เชี่ยวชาญพิเศษระดับสากล (World Class) ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยพนักงานราชการ พ.ศ. 2547 เนื่องจากฝ่ายเลขานุการฯ ได้ศึกษาค่าตอบแทนคณะกรรมการและอนุกรรมการอื่นที่ได้รับเงินสมนาคุณรายเดือน จะมีอัตราอยู่ในช่วง 2,000 - 20,000 บาท ซึ่งอัตราดังกล่าวอาจไม่สูงพอที่จะจูงใจให้ผู้มีประสบการณ์และความสามารถมา ดำรงตำแหน่งนี้ได้ โดยที่กรรมการกำกับฯ จะต้องไม่มีส่วนได้เสียกับการปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่ง
3.งบประมาณค่าตอบแทนกรรมการกำกับฯ : เพื่อให้ประธานกรรมการและกรรมการ ได้รับค่าตอบแทนตามข้อ 2 จะต้องขออนุมัติเงินจากงบประมาณของรัฐ ดังนี้
ตารางสรุปค่าตอบแทนประธานกรรมการและกรรมการ 6 ท่าน
(หน่วย : บาท)
รายการ | ปีงบประมาณ 2547 (ช่วงสิงหาคม - กันยายน) | ปีงบประมาณ 2548 |
กรรมการ | 2,400,000 | 14,400,000 |
ประธานกรรมการ | 480,000 | 2,880,000 |
รวม | 2,880,000 | 17,280,000 |
หมายเหตุ: คณะกรรมการกำกับฯ มีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง
4.ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าเพื่อให้เกิดความคืบหน้าในการดำเนินงานตามมติดังกล่าวข้างต้น จึงเห็นควรให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ ไฟฟ้าเพื่อดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า ส่งผลให้มีการกำกับดูแลที่ครบถ้วนสมบูรณ์ในระยะยาวต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการสรรหาและจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
2.เห็นชอบแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทนของกรรมการจากเงินงบประมาณ ของรัฐ เพื่อการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยในปี 2547 ให้ขออนุมัติเงินจาก งบกลาง จำนวน 2,880,000 บาท (สองล้านแปดแสนแปดหมื่นบาทถ้วน) และสำหรับปี 2548 ให้พิจารณา ขออนุมัติเงินค่าตอบแทนกรรมการจากงบประมาณของรัฐจำนวน 17,280,000 บาท (สิบเจ็ดล้านสองแสนแปดหมื่นบาทถ้วน)
3.เห็นชอบในหลักการให้จัดตั้งคณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
สาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2546 ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์พลังงานเพื่อการแข่งขันของประเทศ โดยในส่วนการพัฒนาพลังงานทดแทนอย่างยั่งยืนได้มีการกำหนดเป้าหมายสัดส่วนของ การใช้พลังงานทดแทนให้เพิ่มขึ้นจากร้อยละ 0.5 ของการใช้พลังงานภายในประเทศในปัจจุบันเป็นร้อยละ 8 ภายในปี 2554 เและเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2546 กระทรวงพลังงานจึงมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินงานด้านพลังงานทดแทนขึ้น โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชัย รุจิประภา) เป็นประธานฯ เพื่อทำหน้าที่กำหนดแนวทางในการกำกับ ดูแล และส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานทดแทน โดยเฉพาะการดำเนินการตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ซึ่งเป็นการกำหนดให้โรงไฟฟ้าใหม่ต้องมีสัดส่วนการจัดหาไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนต่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลระหว่างร้อยละ 3 - 5
2. คณะกรรมการดำเนินงานด้านพลังงานทดแทนได้ร่วมกันศึกษาแนวทางการใช้มาตรการ RPS ในต่างประเทศ พบว่าประเทศที่พัฒนาแล้วและประเทศในภูมิภาคเอเชีย มีการกำหนดนโยบาย RPS เพื่อส่งเสริมและผลักดันให้มีการใช้พลังงานทดแทนให้เพิ่มมากขึ้น อาทิเช่น ประเทศสหรัฐอเมริกา กำหนดนโยบาย RPS อยู่ที่ร้อยละ 10 ในปี 2563 และในภูมิภาคเอเซีย กำหนดนโยบาย RPS อยู่ที่ระดับร้อยละ 9 - 10 ในช่วงปี 2548 - 2555 ขณะที่ประเทศมาเลเซียได้กำหนดนโยบาย RPS อยู่ที่ระดับร้อยละ 5 ในปี 2548 เป็นต้น
3. สำหรับประเทศไทยคณะกรรมการฯ ได้เห็นชอบให้กำหนดสัดส่วนการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนต่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลที่ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) นอกจากนี้ ได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าใหม่ต้องใช้เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียน 5 ประเภท ได้แก่ พลังแสงอาทิตย์, พลังลม, ไฟฟ้าจากขยะมูลฝอย, ชีวมวล และพลังน้ำขนาดเล็ก โดยสัดส่วนของแต่ละเทคโนโลยี ให้มีการประกาศเป็นงวดๆ ไป
4. ในประเด็นของผลกระทบจากมาตรการ RPS ทั้งโครงการ ที่มีต่อราคารับซื้อไฟฟ้าและอัตราค่า ไฟฟ้าที่จำหน่ายให้แก่ผู้บริโภค คณะกรรมการฯ ได้ศึกษาในรายละเอียดพบว่า ผลกระทบต่อราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ระดับ 11.77 สตางค์ต่อหน่วยไฟฟ้าที่รับซื้อ ส่วนผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่จำหน่ายต่อผู้บริโภค อยู่ที่ระดับ 4.70 สตางค์ต่อหน่วยที่จำหน่าย โดยในปี 2550 ถึงปี 2554 จะมีอัตราค่าไฟฟ้าที่จำหน่ายต่อผู้บริโภค อยู่ที่ 1.04, 1.19, 1.10, 0.7 และ 0.66 สตางค์ต่อหน่วยที่จำหน่าย ตามลำดับ
5. ปัจจุบันรัฐบาลมีนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) จากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ยังไม่สามารถรองรับการดำเนินงานตามนโยบายของ RPS ได้อย่างสมบูรณ์ ซึ่งยังไม่เอื้อประโยชน์ต่อการจูงใจให้เกิดการลงทุน คณะกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบในการจัดทำร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ขึ้น โดยการกำหนดให้มีคณะกรรมการกำกับดูแลโครงสร้างกิจการไฟฟ้าขึ้น เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินงานและกำหนดวิธีตรวจสอบให้เป็นไปตามเป้า หมายนโยบาย RPS และร่างระเบียบดังกล่าว ประกอบด้วย 1) วัตถุประสงค์ของนโยบาย RPS 2) คุณสมบัติของผู้ผลิตไฟฟ้า ที่ต้องปฏิบัติตามระเบียบ 3) ลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน 4) สัดส่วนพลังงานหมุนเวียน และ 5) ขั้นตอนและหลักการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
6. จากร่างระเบียบฯ ได้มีการกำหนดแนวทางการดำเนินงานตามนโยบาย RPS ดังนี้
6.1 การกำหนดสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียน ตามนโยบาย RPS
(1) ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิลจะต้องเสนอโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ โดยจะกำหนดสัดส่วนของแต่ละเทคโนโลยีตามประกาศ ของคณะกรรมการกำกับกิจการดูแลโครงสร้างกิจการไฟฟ้า
(2) ปริมาณพลังไฟฟ้า (เมกะวัตต์) ของโรงไฟฟ้าที่ใช้พลังงานหมุนเวียนรวมที่จะจ่าย เข้าระบบ ต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 5 ของปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะจ่ายเข้าระบบของโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ยกเว้นผู้ยื่นข้อเสนอโครงการที่เสนอจ่ายเงินชดเชย ในอัตรา 1.3 X พลังงานหมุนเวียนราคาสูงสุดในการประกาศนั้น
(3) สัดส่วนไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนจริงที่ดำเนินการได้สำหรับรอบ 1 ปี ต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ในกรณีที่สัดส่วนไฟฟ้าที่ผลิตได้จริงในรอบปีต่ำกว่าร้อยละ 5 ให้ปรับเงินเข้ากองทุนพัฒนาพลังงานทดแทนในอัตราที่คณะกรรมการฯ กำหนด
6.2 ขั้นตอนและหลักการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ประกอบด้วย 1) ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าที่สนใจยื่น ข้อเสนอโครงการนำเสนอข้อมูล โดยแยกรายละเอียดของโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลและโรงไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน 2) ผู้ยื่นเสนอโครงการต้องเสนอราคาอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิ ลอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยที่จะขายต่อหน่วย และ 3) คณะกรรมการกำกับดูแลโครงสร้างกิจการไฟฟ้าจะพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าตาม ระเบียบที่ประกาศเป็นงวด
6.3 การติดตามและตรวจสอบให้เป็นไปตามเงื่อนไขของระเบียบ จะดำเนินการโดยคณะกรรมการกำกับฯ ที่ได้แต่งตั้งขึ้น โดยการติดตามและตรวจสอบให้เป็นไปตามเงื่อนไขของระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จัดทำ ขึ้น โดยมีคณะกรรมการกำกับดูแลโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่แต่งตั้งขึ้นเป็นผู้ดำเนิน การตรวจสอบ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก เฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามนโยบาย RPS
เรื่องที่ 5 การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
สาระสำคัญ
1. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2545 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2545 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้ยกเว้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ในส่วนเอทานอลร้อยละ 10 โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์เท่ากับ 0.2700 บาท/ลิตร และ 0.0360 บาท/ลิตร ตามลำดับ
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2547 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนประกอบของเอทานอลในน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 (จากเดิมไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 และไม่สูงกว่าร้อยละ 12) โดยให้กระทรวงอุตสาหกรรมประสานงานกับกระทรวงการคลังพิจารณากำหนดอัตราภาษี สรรพสามิตสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ให้เหมาะสมสอดคล้องกับปริมาณเอทานอลที่นำมา ผสม
3. กรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดคุณลักษณะและคุณภาพน้ำมันแก๊สโซฮอล์ตาม มติคณะรัฐมนตรีแล้ว เริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2547 เป็นต้นไป ส่วนกระทรวงการคลังอยู่ระหว่างพิจารณากำหนอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันแก๊ส โซฮอล์
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า หากยังคงยึดหลักการเดิม โดยให้ยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในส่วนของเอทานอลร้อยละ 9 จะมีผลทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสูงขึ้น 0.0004 บาท/ลิตร เป็น 0.0364 บาท/ลิตร ซึ่งจะสวนทางกับนโยบายการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ของรัฐบาล จึงขอความเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ดังนี้
(1) ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ไว้ที่ระดับเดิม คือ 0.0360 บาท/ลิตร
(2) ให้ตัดหมายเหตุท้ายประกาศฯ ซึ่งกำหนดความหมายของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ต้องมีเอทานอลผสมอยู่ไม่น้อยกว่า ร้อยละ 10 ออก เพื่อให้สอดคล้องกับประกาศของกรมธุรกิจพลังงานฉบับใหม่ และเพื่อรองรับสำหรับกรณีมีการเปลี่ยนแปลงสัดส่วนผสมของเอทานอลอีกในอนาคต
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ไว้ที่ระดับเดิม คือ 0.0360 บาท/ลิตร และให้ตัดหมายเหตุท้ายประกาศฯ ซึ่งกำหนดความหมายของ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ต้องมีเอทานอลผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 ออกโดยให้เริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษา เป็นต้นไป
2.มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 6 การขอคืนหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
สาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบให้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) และการ ไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยปัจจุบัน มี SPP เสนอขายไฟฟ้ารวม 2,156.70 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 19 โครงการ จำนวน 1,413 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 4 โครงการ จำนวน 196 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้ถ่านหินและพลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง 3 โครงการ จำนวน 190 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง 1 โครงการ จำนวน 9 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง 38 โครงการ จำนวน 304 เมกะวัตต์ และโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงผสมในการผลิตไฟฟ้า 1 โครงการ จำนวน 45 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียนเมื่อเทียบกับความต้องการใช้ไฟฟ้า สูงสุด ณ วันที่ 30 เมษายน 2547 ซึ่งเท่ากับ 19,252 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 1.58
2. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะต้องยื่นหลักค้ำประกันให้กับ กฟผ. จำนวน 3 ฉบับ ดังนี้ (1) หลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอ โดยยื่นพร้อมคำร้องการขายไฟฟ้า ในวงเงินเท่ากับ 500 บาทต่อกิโลวัตต์ ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายให้กับ กฟผ. (2) หลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาฯ โดยยื่นในวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในวงเงินเป็นจำนวนเท่ากับร้อยละ 5 ของมูลค่าปัจจุบันของค่า พลังไฟฟ้าที่จะได้รับทั้งหมดตามสัญญา (3) หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาฯ โดยยื่นก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาฯ ในวงเงินเท่ากับร้อยละ 10 ของค่าพลังไฟฟ้าที่ SPP จะได้รับในระยะเวลา 5 ปีแรกของสัญญาฯ
3. กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า บริษัท อุตสาหกรรมโคราช จำกัด ได้ยื่นคำร้องเสนอขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ประเภทสัญญา Firm อายุสัญญา 25 ปี พลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบ 8 เมกะวัตต์ โดยได้วางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเป็นหนังสือค้ำประกันออกโดย ธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) จำนวนเงิน 4,000,000 บาท และ กฟผ. ได้ตอบรับซื้อไฟฟ้าจากบริษัทฯ เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2546 อย่างไรก็ตาม บริษัทฯ ไม่ได้มาลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ภายใน 1 ปี นับจากวันตอบรับซื้อไฟฟ้า กฟผ. จึงแจ้งขอยกเลิกคำร้องการขายไฟฟ้าของบริษัทฯ และริบหลักค้ำประกัน ต่อมา บริษัทฯ ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ขอให้พิจารณา ยกเว้นการริบหนังสือค้ำประกัน เนื่องจากในปีการผลิต 2546/47 สัดส่วนน้ำตาลที่จำหน่ายในต่างประเทศมีมากทำให้แนวโน้มราคาอ้อยต่ำ รัฐบาลจึงมีนโยบายแก้ไขโดยกำหนดให้มีการลดพื้นที่เพื่อทำให้สัดส่วนน้ำตาล ที่จำหน่ายในต่างประเทศลดลง มีผลทำให้ชาวไร่ลดพื้นที่เพาะปลูกลง ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่สามารถควบคุม วัตถุดิบหรือกากอ้อยให้พอเพียงที่จะใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ แก่ กฟผ. ได้อย่างมีเสถียรภาพ บริษัทฯ จึงขอชะลอโครงการและได้เสนอขอขายไฟฟ้าสัญญาประเภท Non-Firm ต่อไปอีก 1 ปี โดยได้รับอนุมัติจาก กฟผ. แล้ว
4. การผลิตไฟฟ้าของบริษัทได้จากการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา Non-Firm ซึ่งจะครบอายุสัญญาในวันที่ 23 เมษายน 2547 หลังจากนั้นจะยกเลิกสัญญา Non-Firm เมื่อบริษัทฯ มีความพร้อมที่จะขายประเภท Firm ทั้งนี้ บริษัทฯ ได้รับอนุมัติเงินสนับสนุนราคารับซื้อไฟฟ้าตามอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่เพิ่ม ขึ้นจากอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนด้วย
ความเห็นฝ่ายเลขานุการ
1.เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงนโยบายของภาครัฐเพื่อแก้ไขปัญหาอ้อยและน้ำตาล ส่งผลให้บริษัทฯ ไม่สามารถจัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอ และสม่ำเสมอ สำหรับการขายไฟฟ้าตามสัญญา Firm ซึ่งบริษัทฯ ไม่ได้มีเจตนาที่จะไม่ปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยได้มีการลงทุนปรับปรุงระบบให้แล้วเสร็จเพื่อเตรียมการขายไฟฟ้าประเภท สัญญา Firm แต่หากบริษัทลงนามสัญญาประเภท Firm แล้วไม่สามารถ จัดหาเชื้อเพลิงให้เพียงพอและสม่ำเสมอได้ตลอดทั้งปีและไม่สามารถผลิตไฟฟ้า ตามปริมาณที่กำหนดในสัญญาได้ ซึ่งจะทำให้เกิดภาระค่าปรับเป็นจำนวนมากในภายหลัง
2.การขอเปลี่ยนแปลงประเภทสัญญาจาก Firm เป็น Non-Firm และการขอคืนหลักค้ำประกันของบริษัทฯ จะไม่มีผลกระทบต่อการจัดหาไฟฟ้าของ กฟผ. เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายคิดเป็น สัดส่วนน้อยมาก เมื่อเปรียบเทียบกับกำลังการผลิตของประเทศ ประกอบกับบริษัทฯ ยังคงขายไฟฟ้าในประเภทสัญญา Non-Firm ต่อไป นอกจากนี้ บริษัทฯ ยังได้รับผลกระทบจากราคาค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากการเปลี่ยนประเภทสัญญาเป็น Non-Firm ซึ่งบริษัทฯ จะได้รับเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า เท่านั้น ทั้งนี้ หากบริษัทฯ สามารถจัดหาเชื้อเพลิงได้เพียงพอ จะสามารถยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Firm ได้ ซึ่งจะต้องปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และจะต้องวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้
3.ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้บริษัทยกเลิกคำร้องการขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Firm โดยให้ กฟผ. คืนหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าให้กับบริษัทต่อไป อย่างไรก็ตาม ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบฯ จะต้องเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. ซึ่งในการ ดำเนินงานของ SPP อาจมีปัญหาในทางปฏิบัติบางประเด็นที่ไม่มีผลกระทบทางด้านนโยบาย ดังนั้น เพื่อให้การแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติในที่มีลักษณะดังกล่าวสามารถดำเนินการได้ อย่างคล่องตัว และรวดเร็ว จึงเห็นควรให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้วินิจฉัย และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้บริษัทอุตสาหกรรมโคราช จำกัด ยกเลิกคำร้องการขายไฟฟ้า ประเภทสัญญา Firm โดยให้ กฟผ. คืนหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าให้กับบริษัทฯ ต่อไป
2.มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้วินิจฉัยปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก ในประเด็นที่ไม่ใช่ปัญหาด้านนโยบาย และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 7 การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก
สาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เพื่อขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) แล้วเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ ทั้งนี้การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริม ให้มีการใช้ทรัพยากรในประเทศอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และช่วยเพิ่มความมั่นคงในระบบส่งและระบบจำหน่าย นอกจากนี้ ในการจัดทำระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้ปรับปรุงเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้าให้ง่ายและสะดวกแก่ผู้ผลิตไฟฟ้า มากขึ้น ได้แก่ การกำหนดหลักการซื้อขายไฟฟ้าด้วยวิธีหักลบหน่วย (Net Metering) การกำหนดราคารับซื้อ ไฟฟ้าที่สูงกว่าราคาที่ SPP ได้รับ เป็นต้น การกำหนดเงื่อนไขด้านเทคนิคได้คำนึงถึงมาตรฐานความปลอดภัยในการเชื่อมโยง ระบบไฟฟ้าโดยจะไม่กระทบต่อระบบไฟฟ้าโดยรวม
2. ปัจจุบัน มี VSPP ยื่นแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าและได้รับการตอบรับซื้อ ไฟฟ้าแล้วรวม 48 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดที่จะจ่ายเข้าระบบประมาณ 5,070 กิโลวัตต์ เป็น VSPP ในเขตจำหน่ายไฟฟ้าของ กฟน. จำนวน 33 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดที่จะจ่ายเข้าระบบรวม 1,040 กิโลวัตต์ และ กฟภ. จำนวน 15 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดที่จะจ่ายเข้าระบบ 4,030 กิโลวัตต์ ประกอบด้วยเชื้อเพลิงหลายประเภท ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ เศษไม้ แกลบ ก๊าซชีวภาพ ก๊าซจากขยะ อย่างไรก็ตาม VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแล้ว ยังไม่สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ เนื่องจากมีปัญหาความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติตามกฎหมาย 2 ประเด็น ดังนี้
2.1 การขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าจากภาครัฐ ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกาได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่า VSPP ต้องขออนุญาตหรือขอรับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 เนื่องจากเป็นกิจการค้าขายอันเป็นสาธารณูปโภค และไม่มีบทยกเว้นให้แก่กิจการในลักษณะดังกล่าว ทั้งนี้ การนำระบบอนุญาตมาใช้กับ VSPP และกำหนดเงื่อนไขเฉพาะอยู่ในดุลยพินิจของรัฐมนตรีที่สามารถกระทำได้ และสามารถมอบอำนาจให้อธิบดีหรือผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นผู้อนุญาตแทนได้ ตามพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน พ.ศ. 2534
2.2 การคำนวณค่าไฟฟ้าและการคิดภาษีมูลค่าเพิ่ม กรณีการซื้อขายไฟฟ้าแบบหักลบหน่วย ไม่สามารถปฏิบัติได้ เนื่องจากทั้งการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและ VSPP จะต้องนำรายได้ทั้งหมดที่เกิดจากการขายไฟฟ้ามารวมคำนวณเป็นมูลค่าฐานตาม มาตรา 79 แห่งประมวลรัษฎากร ส่งผลให้ต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ เพิ่มเติม หรือเปลี่ยนมิเตอร์ใหม่ให้สามารถอ่านค่าพลังงานไฟฟ้าทั้งซื้อและขาย เพื่อให้การคิดค่าไฟฟ้าและภาษีมูลค่าเพิ่มถูกต้องตามระเบียบการคิดภาษี มูลค่าเพิ่มของกรมสรรพากร ทำให้ผู้ประกอบการมีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น
3. ในการประชุมคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า เมื่อวันพุธที่ 3 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาการแก้ไขปัญหาการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยมีความคืบหน้าการดำเนินการแก้ไขปัญหา ดังนี้
3.1 กรมธุรกิจพลังงานได้ขออนุมัติรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ใบ อนุญาตแทนการให้สัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และได้รับอนุมัติในหลักการให้การสนับสนุนและส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนขนาดเล็กมาก โดยเปลี่ยนเป็นระบบการให้อนุญาต และมอบอำนาจให้อธิบดีกรมธุรกิจ พลังงาน หรือผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นผู้อนุญาตแทนได้ โดยได้มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานเร่งจัดทำประกาศกระทรวงพลังงานเพื่อกำหนด หลักเกณฑ์และเงื่อนไขต่อไป
3.2 สนพ. การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และกรมสรรพากรได้ประชุมหารือเพื่อพิจารณาปรับปรุงวิธีการคำนวณค่าไฟฟ้า สำหรับการซื้อขายไฟฟ้ากับ VSPP เพื่อให้สามารถคิดภาษีมูลค่าเพิ่มได้ถูกต้องตามประมวลรัษฎากร และสามารถหาข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ การคำนวณราคาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและ VSPP ในเดือนที่ VSPP ผลิตไฟฟ้าได้มากกว่าที่ซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ VSPP จะได้รับจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะเท่ากับราคาขายส่งตามประกาศ และในเดือนที่ VSPP ผลิต ไฟฟ้าได้น้อยกว่าที่ซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายก็จะต้องจ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก รวมกับค่าไฟฟ้าส่วนอื่นๆ ที่ผู้ใช้ไฟต้องจ่ายตามปกติอยู่แล้ว สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ VSPP ผลิตได้แต่ไม่เกินหน่วยซื้อจะคิดค่าพลังงานไฟฟ้าในอัตราขายปลีก
3.3 สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ร่วมกันพิจารณาปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ให้สอดคล้องกับการเพิ่มขั้นตอนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าโดยให้ VSPP ยื่นใบอนุญาตประกอบกิจการ ไฟฟ้าและสอดคล้องกับวิธีการคำนวณค่าไฟฟ้าตามความเห็นของกรมสรรพากร โดยมีประเด็นที่ต้องแก้ไข ได้แก่ (1) ขั้นตอนและหลักการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาด เล็กมาก โดยเพิ่มเติมเงื่อนไขให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องนำใบอนุญาตตามที่กฎหมายกำหนดมา แสดงกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายก่อนการเริ่มจำหน่ายไฟฟ้า (2) หลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าในการซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียนขนาดเล็กมาก (3) เงื่อนไขการชำระเงินค่าไฟฟ้า ตลอดจนปรับปรุงสิ่งแนบของระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ได้แก่ ตัวอย่างการคำนวณค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และประเด็นเพิ่มเติมประกอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ขนาดเล็กมาก และการแก้ไขระเบียบการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
2.เห็นชอบให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ดำเนินการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาด เล็กมาก และให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประกาศใช้ระเบียบใหม่ต่อไป ทั้งนี้ ให้มีผลย้อนหลังกับ VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าไปแล้วด้วย
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สาระสำคัญ
1. ความต้องการใช้น้ำมันในช่วงเดือนเมษายน - พฤษภาคม 2547 อยู่ที่ระดับ 80.3 ล้านบาร์เรล/วัน ซึ่งลดลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 1 และ International Energy Agency (IEA) ได้คาดการณ์ความต้องการใช้น้ำมันของโลกในปี ค.ศ. 2004 จะเพิ่มขึ้น 2.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดยจะอยู่ที่ระดับ 81.41 ล้านบาร์เรล/วัน เนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันในการขยายตัวทางเศรษฐกิจของจีนและสหรัฐ อเมริกา ส่วนการผลิตน้ำมันดิบในช่วงเดือนเมษายน - พฤษภาคม 25547 อยู่ที่ระดับ 81.3 ล้านบาร์เรล/วัน
2. ราคาน้ำมันดิบ เดือนพฤษภาคม 2547 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 34.74 และ 37.57 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ และเดือนมิถุนายนราคาน้ำมันดิบทั้งสองได้ปรับตัวลดลงอยู่ที่ระดับ 33.43 และ 35.30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนในเดือนกรกฎาคม ความกังวลเกี่ยวกับอุปทาน น้ำมันดิบได้คลายลง เมื่อประธานกลุ่มโอเปคประกาศยืนยันเพิ่มโควต้าการผลิตขึ้นอีก 0.5 ล้านบาร์เรล/วัน อยู่ที่ระดับ 26 ล้านบาร์เรล/วัน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2547 จึงทำให้ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 34.14 และ 36.77 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. สำหรับราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนพฤษภาคม 2547 ความต้องการน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศในภูมิภาคเอเซียเพิ่มขึ้น ขณะที่อุปทานจากตะวันออกกลางเข้าสู่ภูมิภาคเอเซียลดลง ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92, น้ำมันก๊าด, ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 49.71, 48.41, 45.71, 42.80 และ 30.36 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ และในเดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันสำเร็จรูป ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 45.44, 43.51, 46.89, 43.77 และ 29.48 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ ตั้งแต่เดือนพฤษภาคมจนถึงเดือนกรกฎาคม 2547 ได้มีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.60 บาท/ลิตร ในวันที่ 7 พฤษภาคม, 8 และ 18 มิถุนายน 2547 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 18 กรกฎาคม 2547 อยู่ที่ 18.79, 17.99 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการตลาดและค่าการกลั่นเฉลี่ย ณ วันเดียวกันอยู่ที่ระดับ 1.1348 และ 0.7803
5. แนวโน้มราคาน้ำมันคาดว่าจะยังคงเคลื่อนไหวในระดับสูง โดยน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะอยู่ที่ระดับ 35 - 36 และ 37 - 38 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความวิตกกังวลเกี่ยวกับอุปทาน น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป และความต้องการใช้น้ำมันในปีนี้มีปริมาณสูงขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจของ โลก
6. ส่วนผลการตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม - 16 กรกฎาคม 2547 ได้มีการจ่ายเงินชดเชยสะสมทั้งสิ้น 17,557 ล้านบาท เป็นการชดเชยน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็วประมาณ 2,477, 3,917 และ 11,162 ล้านบาท ตามลำดับ ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมได้ปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ระดับ 323.0 เหรียญสหรัฐต่อตัน และราคาภายในประเทศอยู่ที่ 12.55 บาท/กก. มีอัตราชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ 2.48 บาท/กก. หรือ 484 ล้านบาท/เดือน ซึ่งทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 กรกฎาคม 2547 มียอดเงินคงเหลือหลังหักภาระผูกพันอยู่ในระดับ 222 ล้านบาท และยอดหนี้ค้างชำระอยู่ที่ 6,929 ล้านบาท ฐานะกองทุนฯ สุทธิติดลบ 11,907 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สาระสำคัญ
1. ปัญหาภาระจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ (Take or Pay) : เกิดจากโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรี และโครงการก่อสร้างท่อก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย ล่าช้ากว่ากำหนดการแล้วเสร็จ ทำให้ไม่สามารถรับก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่าในระหว่างปี 2541 - 2543 ได้ครบตามจำนวนที่ระบุในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับผู้ผลิตจึงทำให้ ปตท. มีภาระผูกพันในการจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ล่วงหน้าไปก่อนตามหลักการ (Take or Pay) ตามเงื่อนไขของสัญญา โดยที่ ปตท. สามารถเรียกกับก๊าซฯ ตามปริมาณที่ชำระเงินไปแล้วดังกล่าวคืนได้ในอนาคตโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก แต่การต้องจ่ายค่าก๊าซฯ ล่วงหน้า ก่อให้เกิดภาระดอกเบี้ยขึ้น ปตท. จึงต้องพยายามเรียกรับ (Make up) ก๊าซฯ จากสหภาพพม่าคืนให้หมด โดยเร็ว เพื่อลดภาระดอกเบี้ยที่จะเกิดขึ้น
2. สนพ. กฟผ. และ ปตท. ได้ร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการลดขนาดของปัญหา Take or Pay โดยมีทั้งมาตรการเร่งรัดการใช้ก๊าซฯ ทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งให้มากขึ้น รวมทั้งมาตรการลดข้อผูกพันปริมาณการซื้อขายก๊าซฯ ตามสัญญาโดยการเจรจากับผู้ผลิตเพื่อเพิ่มปริมาณ การเรียกรับก๊าซฯ (Make up) การเจรจาเพื่อเลื่อนชะลอการรับก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน การเจรจาเพื่อลดปริมาณการซื้อ - ขายก๊าซฯ ตามสัญญา การเจรจาเพื่อเรียกเก็บค่าภาคหลวงเป็นปริมาณก๊าซฯ แทนเงิน และเจรจากับผู้ผลิตก๊าซฯ เพื่อเก็บก๊าซฯ ดังกล่าวไว้ในหลุมผลิตก่อน และการเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ แหล่งยานาดา เยตากุน และในอ่าวไทย เพื่อปรับข้อผูกพันปริมาณการซื้อขายก๊าซฯ ตามสัญญาใหม่ โดยยังคงผลตอบแทนการลงทุนของผู้ขายก๊าซฯไว้เท่าเดิม
3. สำหรับแนวทางการแบ่งภาระความรับผิดชอบภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้น สามารถแบ่งเป็นสัดส่วนได้ ดังนี้ 1) ภาระดอกเบี้ยแบ่งตามสัดส่วนของผลกระทบจากความล่าช้าของโครงการก่อสร้าง ท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี - วังน้อย ในส่วนของ ปตท. ร้อยละ 11.4 2) ภาระดอกเบี้ยแบ่งตามสัดส่วนของผลกระทบจากความล่าช้าในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ราชบุรีในส่วนของ กฟผ. ร้อยละ 12.8 และ 3) ภาระดอกเบี้ยแบ่งตามสัดส่วนของผลกระทบจากนโยบายรัฐบาลในสัดส่วนร้อยละ 27.8 และผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจในสัดส่วนร้อยละ 48 รวมเป็น ทั้งสิ้น ร้อยละ 75.8 จะถูกจัดสรรโดยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ
4. ปตท. ทำหน้าที่เป็นแกนกลางในการชำระค่า Take or Pay โดยการกู้เงิน หรือการระดมทุน เพื่อจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ล่วงหน้าตามสัญญาไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดจากภาระ Take or Pay ดังกล่าวจาก กฟผ. รวมทั้งทำหน้าที่เป็นแกนกลางในการจัดสรรภาระดอกเบี้ยในส่วนของรัฐบาล และเศรษฐกิจเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ แนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ย Take or Pay เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ซึ่งกำหนดให้มีกลไกการเร่งรัดและติดตามผลการดำเนินงานตามมาตรการลดขนาดของ ปัญหา โดยมี สนพ. เป็นแกนกลางและให้รายงานผลต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบเป็นระยะๆ
5 . สรุปการจัดสรรภาระดอกเบี้ย Take-or-Pay ปี 2546 มีดังนี้
5.1 ภาระดอกเบี้ยทั้งหมดในปีงบประมาณ 2543 จำนวนประมาณ 300 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นส่วนของ ปตท. ประมาณ 34 ล้านบาท ส่วนของ กฟผ. ประมาณ 38 ล้านบาท และส่วนของรัฐบาล 227 ล้านบาท และในปีงบประมาณ 2544 ภาระดอกเบี้ยทั้งหมดประมาณ 870 ล้านบาท ส่วนของ ปตท. กฟผ. และรัฐบาล จำนวนประมาณ 99, 112 และ 659 ล้านบาท ตามลำดับ ส่วนในปีงบประมาณ 2545 ภาระดอกเบี้ย ได้เพิ่มขึ้นเป็นจำนวนประมาณ 1,078 ล้านบาท และแบ่งเป็นส่วนของ ปตท. จำนวนประมาณ 123 ล้านบาท กฟผ. จำนวนประมาณ 138 ล้านบาท และรัฐบาลจำนวนประมาณ 817 ล้านบาท
5.2 มูลค่า Take or Pay คงเหลือ ณ วันที่ 30 กันยายน 2546 จำนวนประมาณ 32,228 ล้านบาท โดยจะสามารถเรียกรับก๊าซฯคืน (Make up) มาใช้ได้หมดในปี 2553
5.3 ภาระดอกเบี้ยตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2545 ถึง 30 กันยายน 2546 มีมูลค่าประมาณ 1,013 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นส่วนของ ปตท. ประมาณ 116 ล้านบาท ส่วนของ กฟผ. ประมาณ 130 ล้านบาท และส่วนของรัฐบาล ประมาณ 768 ล้านบาท
5.4 ภาระดอกเบี้ยในส่วนของรัฐบาล ที่จะส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ ตั้งแต่งวดปี 2547 เป็นต้นไป เท่ากับ 0.4662 บาทต่อล้านบีทียู สูงกว่าราคา Levelized ที่เรียกเก็บอยู่ในปัจจุบันที่ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู เล็กน้อยคือประมาณ 0.0017 บาทต่อล้านบีทียู ดังนั้นจึงเห็นควรให้ใช้ราคา Levelized เท่าเดิมที่ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียูต่อไปอีกจนกว่าจะมีการทบทวนในปีต่อไป
5.5 ประมาณการภาระดอกเบี้ย Take or Pay ปี 2547 (สิ้นสุดเดือนกันยายน 2547) มีค่าประมาณ 385 ล้านบาท โดยเป็นส่วนของ ปตท. จำนวน 44 ล้านบาท กฟผ.จำนวน 49 ล้านบาท และส่วนของรัฐบาลจำนวน 292 ล้านบาท
มติที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 แนวทางการแก้ไขปัญหาโครงการโรงไฟฟ้าหินกรูด
สาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมภาคเอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลด ภาระการลงทุนของภาครัฐให้กิจการผลิตไฟฟ้า โดยการประมูลแข่งขันเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) เมื่อปี 2537 โดยการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการภายใต้การ กำกับดูแลของคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ผลการพิจารณาคัดเลือกมีโครงการที่ ได้รับการคัดเลือกและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 7 โครงการ เป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ 4 โครงการ และโครงการถ่านหิน 3 โครงการ กำลังการผลิตรวม 5,943.5 เมกะวัตต์ ปัจจุบันโครงการก๊าซธรรมชาติ 4 โครงการ ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วรวมกำลังการผลิต 2,463 เมกะวัตต์
2. โครงการ IPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 2 โครงการ คือ บริษัท ยูเนี่ยน เพาเวอร์ ดิเวลลอปเม้นท์ จำกัด (โรงไฟฟ้าหินกรูด) และบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น จำกัด (โรงไฟฟ้าบ่อนอก) ประสบปัญหา จากการคัดค้านการก่อสร้างโครงการฯ จากประชาชนในพื้นที่โดยเริ่มในปี 2543 สำนักนายกรัฐมนตรีจึงได้มีแถลงการณ์ เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2545 เรื่อง การพิจารณาตัดสินใจเกี่ยวกับโครงการท่อส่งก๊าซและสถานีแยกก๊าซไทย - มาเลเซีย โครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอก และโครงการโรงไฟฟ้าบ้านหินกรูด รวมสามโครงการ โดยในส่วนของโครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอกและโครงการโรงไฟฟ้าบ้านหินกรูด รัฐบาลอนุญาตให้ กฟผ. สามารถรับหารือกับคู่สัญญาได้ เพื่อร่วมคลี่คลายปัญหาทุกๆ ด้านต่อไป ต่อมาได้มีคำสั่งนายกรัฐมนตรี แต่งตั้งคณะกรรมการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนโครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอกและโรง ไฟฟ้าบ้านหินกรูด ทำหน้าที่รับหารือกับคู่สัญญาให้ได้ข้อสรุป โดยแนวทางการพิจารณาแก้ไขปัญหาโครงการโรงไฟฟ้าหินกรูด มีประเด็นดังนี้
2.1 การเลื่อนวันกำหนดวันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) ออกไป 3 ปี เนื่องจากความต้องการไฟฟ้าในปัจจุบันคาดว่าปริมาณกำลังผลิตสำรองในระบบของ กฟผ. มี เพียงพออย่างน้อยจนถึงปี 2550
2.2 บริษัทฯ สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยใช้เชื้อเพลิงถ่านหินและที่ตั้งโครงการเดิม ทั้งนี้ บริษัทฯ จะต้องรับผิดชอบในการดำเนินโครงการ
2.3 กรณีที่บริษัทฯ ประสงค์จะเปลี่ยนเชื้อเพลิงและที่ตั้งโครงการ บริษัทฯ สามารถเสนอได้โดยราคาใหม่จะต้องอยู่บนพื้นฐานราคาในสัญญาซื้อขายเดิมเป็น เกณฑ์
3. กฟผ. มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งข้อยุติการแก้ไขปัญหาโครงการโรงไฟฟ้าหินกรูด โดยย้ายสถานที่ตั้งไปยังจังหวัดราชบุรี และเปลี่ยนชื่อเป็น บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงเป็นก๊าซธรรมชาติ เลื่อนกำหนดการขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ออกไป 3 ปี โดยราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ เท่ากับ 1.72 บาทต่อกิโลวัตต์ - ชั่วโมง และบริษัทฯ ตกลงยอมสละข้อเรียกร้องที่มีอยู่ทั้งหมดก่อนวันที่ลงนามในสัญญา ทั้งนี้ กฟผ. ได้ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์จำกัด แล้ว เมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 การรณรงค์มาตรการประหยัดพลังงาน
สาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2547 และ 8 มิถุนายน 2547 ได้มีมติเห็นชอบแผนรณรงค์มาตรการประหยัดพลังงาน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้ติดตามผลรายงานคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบอย่างต่อเนื่อง
2. กระทรวงพลังงานได้ติดตามผลและรายงานความคืบหน้าการรณรงค์มาตรการประหยัด พลังงานเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบเป็นประจำ และในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2547 กระทรวงพลังงานได้รายงานความคืบหน้าการรณรงค์มาตรการประหยัดพลังงาน ระหว่างวันที่ 19 มิถุนายน 2547 - 12 กรกฎาคม 2547 แล้ว โดยมาตรการประหยัดพลังงานดังกล่าวประกอบด้วย
(1) มาตรการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ได้แก่ มาตรการปิดสถานีจำหน่ายน้ำมันหลังเวลา 24.00 น. (มีสถานีบริการที่ร่วมมือจำนวน 4,393 สถานี) มาตรการปิดไฟป้ายโฆษณาหลังเวลา 22.00 น. (มีการปิดไฟส่องป้ายไฟแล้ว 728 ป้าย) มาตรการปิดไฟถนน (อยู่ระหว่างการประสานงานกับกรมทางหลวง) มาตรการเพิ่มภาษีรถยนต์นั่งส่วนบุคคลขนาดใหญ่ และมาตรการให้หน่วยงานภาครัฐและรัฐวิสาหกิจเป็นผู้นำในการประหยัดพลังงาน โดยการลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมัน พร้อมทั้งรณรงค์ให้ประชาชนประหยัดไฟฟ้าภายใต้โครงการ "ประหยัดไฟกำไร 2 ต่อ"
(2) การใช้พลังงานทดแทน โดยการส่งเสริมการใช้ Biodiesel กระทรวงเกษตรฯ ได้เสนอยุทธศาสตร์อุตสาหกรรมปาล์มน้ำมัน ปี 2547 - 2572 โดยเพิ่มพื้นที่เพาะปลูกได้สูงสุด 400,000 ไร่ต่อปี การส่งเสริมการใช้ NGV โดยการเพิ่มจำนวนรถยนต์ที่ใช้ NGV ให้มากขึ้นด้วยการลดอากรนำเข้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 96 - วันพฤหัสบดีที่ 22 เมษายน 2547
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2547 (ครั้งที่ 96)
วันพฤหัสบดีที่ 22 เมษายน พ.ศ. 2547 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
ร้อยเอกสุชาติ เชาว์วิศิษฐ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
ผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม (นายเมธี เอื้ออภิญญกุล) ได้สอบถามเกี่ยวกับการส่งเสริมการใช้เอทานอลและไบโอดีเซล ซึ่งเป็นเรื่องสืบเนื่องจากการประชุมครั้งที่ผ่านมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ชี้แจง ให้ทราบว่า คณะรัฐมนตรีได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงโดยกำหนดให้ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ร่วมกันดำเนินการแก้ไขกฎระเบียบต่างๆ เพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอลให้มากขึ้น โดยยึดหลักการการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง สำหรับไบโอดีเซล กระทรวงพลังงานกำลังจะจัดการรณรงค์การใช้ไบโอดีเซลจากน้ำมันพืชที่ใช้แล้ว ผสมกับน้ำมันดีเซลให้กับรถยนต์ในจังหวัดเชียงใหม่ โดยความร่วมมือกับกรมอู่ทหารเรือ และคาดว่าในการประชุมครั้งต่อไปถ้ากระทรวงอุตสาหกรรมนำเรื่องนี้ เสนอต่อที่ประชุมจะได้มีการพิจารณารายละเอียดต่อไป
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยไตรมาส 1 ปี 2547 ปรับตัวสูงขึ้น 1.68 และ 2.44 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากมติโอเปคปรับลดโควต้าการผลิตลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน มาอยู่ที่ระดับ 23.5 ล้านบาร์เรล/วัน เริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2547 เป็นต้นไป ประกอบกับเกิดเหตุการณ์ประท้วงในเวเนซูเอล่าและเหตุระเบิดในอิรัก ต่อมาในเดือนเมษายน ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยปรับตัวลดลง 0.04 และ 0.89 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ สหรัฐอเมริกาออกมากดดันกลุ่มโอเปคให้ควบคุมราคา น้ำมันดิบไม่ให้สูงไปกว่านี้ ประกอบกับตลาดคลายความกังวลเกี่ยวกับอุปทานน้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกา จากการที่รัฐบาลสหรัฐอเมริกากำลังพิจารณายกเลิกกฎหมายบังคับใช้น้ำมันเบนซิน ที่ไม่มี MTBE ใน 3 มลรัฐ คือ New York, Connecticut และ California ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยของเดือนเมษายน 2547 อยู่ที่ระดับ 30.81 และ 32.34 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์เฉลี่ยในไตรมาส 1 ปี 2547 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 ปรับตัวสูงขึ้น 5.86 และ 6.24 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาแนฟทา ซึ่งมีอุปสงค์จากภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และสหรัฐอเมริกามีการสำรองน้ำมันไว้ใช้ในช่วงเทศกาลท่องเที่ยว ในขณะที่จีนลดการส่งออก จากความต้องการใช้ภายในประเทศที่เพิ่มสูงขึ้น ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัว สูงขึ้น 4.55 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการซื้อของจีน ญี่ปุ่น อินโดนีเซีย และอินเดีย ในขณะที่ อุปทานลดลงจากจีนและเกาหลีใต้ลดการส่งออก ส่วนน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตาปรับตัวสูงขึ้น 2.44 และ 0.89 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเกาหลีใต้ลดการส่งออก แต่มีความต้องการซื้อจากจีน และอินโดนีเซีย เนื่องจากความต้องการใช้ของโรงไฟฟ้าภายในประเทศ ส่วนในเดือนเมษายน 2547 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 ปรับตัวลดลง 0.34 และ 0.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาแนฟทา เนื่องจาก อุตสาหกรรมปิโตรเคมีในเกาหลีใต้และญี่ปุ่นเปลี่ยนไปใช้ก๊าซบิวเทน ซึ่งมีราคาถูกกว่า ในขณะที่ไต้หวันออกประมูลขายน้ำมันเบนซิน ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวสูงขึ้น 0.10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการซื้อของจีนและอินโดนีเซีย เพื่อนำไปใช้ในภาคเกษตรกรรม ประกอบกับอุปทานน้ำมันจาก ตะวันออกกลางที่เข้ามาในภูมิภาคเอเซียลดลง รวมทั้งเกาหลีใต้ลดการส่งออกเนื่องจากโรงกลั่นปิดซ่อมบำรุงประจำปี สำหรับน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตาได้ปรับตัวสูงขึ้น 0.79 และ 0.51 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความต้องการซื้อของจีน เพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้า ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 , น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา เฉลี่ยของเดือนเมษายน 2547 อยู่ที่ระดับ 43.76, 42.40, 38.51, 37.82 และ 27.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ในไตรมาส 1 ปี 2547 อยู่ที่ระดับ 17.03 , 16.23 และ 14.58 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 18 เมษายน 2547 อยู่ที่ระดับ 16.99 , 15.19 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดเฉลี่ยในไตรมาส 1 ปี 2547 ปรับตัวลดลงประมาณ 0.0814 บาท/ลิตร มาอยู่ที่ระดับ 1.0548 บาท/ลิตร โดยค่าการตลาดในเดือนเมษายน อยู่ที่ระดับ 1.1348 บาท/ลิตร ส่วนค่าการกลั่นเฉลี่ยใน ไตรมาส 1 ปี 2547 ปรับตัวสูงขึ้น ประมาณ 0.5201 บาท/ลิตร มาอยู่ที่ระดับ 0.9452 บาท/ลิตร โดยค่าการกลั่นในเดือนเมษายน 0.9501 บาท/ลิตร
5. รัฐบาลได้มีมาตรการตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกำหนดราคาขายปลีกรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ณ กรุงเทพมหานคร ที่ระดับ 16.99, 15.19 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2547 เป็นต้นมา โดยตั้งแต่เริ่มดำเนินการจนถึงวันที่ 23 เมษายน 2547 กองทุนน้ำมันฯ มีภาระการจ่ายเงิน ชดเชยสะสมทั้งสิ้น 6,291 ล้านบาท แยกเป็นเงินชดเชยน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็วประมาณ 1,185, 1,901 และ 3,205 ล้านบาท ตามลำดับ
6. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ณ เดือนเมษายน 2547 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 26.6 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ในระดับ 291.6 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.81 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ในระดับ 1.67 บาท/กก. คิดเป็นเงิน 319 ล้านบาท/เดือน และฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 16 เมษายน 2547 มียอดเงินคงเหลือหลังหักภาระผูกพันอยู่ในระดับ 1,553 ล้านบาท โดยมีเงินชดเชยค้างชำระ 3,450 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 1,897 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.ที่ประชุมรับทราบ
2.มอบหมายให้ กระทรวงการคลัง กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงคมนาคม สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และ สนพ. รับไปศึกษาผลกระทบของราคาน้ำมันต่อภาวะเศรษฐกิจราคาสินค้า และสาขาการผลิตต่างๆ โดยให้นำเสนอต่อคณะกรรมการในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2546 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2546 เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการกำกับดูแลตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า (Board of Commission) และให้ กพช. ทำหน้าที่กำกับ ดูแลในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยให้กระทรวงพลังงานดำเนินการปรับปรุงกฎหมายที่มีอยู่ให้เหมาะสมต่อไป
2. คณะกรรมการนโยบายทุนรัฐวิสาหกิจ (กนท.) ในการประชุมครั้งที่ 3/2546 เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2546 ได้มีมติอนุมัติในหลักการให้แปลงสภาพ กฟผ. ทั้งองค์กรเป็นบริษัทโดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจฯ และให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการเตรียมการจัดตั้ง บริษัท กฟผ.จำกัด (มหาชน) โดยมีองค์ประกอบตามมาตรา 16 แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจฯ ต่อมาคณะกรรมการเตรียมการจัดตั้งบริษัท กฟผ. ได้ดำเนินการรับฟังความคิดเห็นของประชาชนในการแปลงสภาพ กฟผ. เป็นบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) ซึ่งผู้เข้าร่วมประชุมมี ข้อคิดเห็นเกี่ยวกับ อำนาจ สิทธิ แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 ในบางมาตรา ไม่ควรโอนไปให้บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) เนื่องจากอำนาจดังกล่าวเป็นอำนาจมหาชน หรือเกิดจากการรอนสิทธิจากประชาชนมาให้ กฟผ. ซึ่งจะทำให้เกิดความไม่เป็นธรรมกับนักลงทุนและอาจนำไปสู่การผูกขาดในกิจการ ไฟฟ้าได้ ดังนั้น จึงควรมีการถ่ายโอนอำนาจบางส่วนดังกล่าวมายังคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า เพื่อกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพ ให้ความเป็นธรรมแก่ผู้ประกอบการ และให้ความคุ้มครองผู้บริโภค
3. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาเรื่องการเตรียมการก่อนดำเนินการแปลงสภาพรัฐวิสาหกิจ และนายกรัฐมนตรีได้มีข้อเสนอดังนี้
(1) กิจการรัฐวิสาหกิจที่ดูแลด้านสาธารณูปโภคและผูกขาด ให้กระทรวงที่รับผิดชอบเร่งจัดตั้งองค์กรกำกับดูแล (regulator) ขึ้น เพื่อแยกภาระหน้าที่กำกับดูแลออกจากภารกิจการประกอบกิจการหรือบริการของรัฐ วิสาหกิจ เพื่อดูแลผลประโยชน์ของประชาชนและประเทศชาติ เป็นการเฉพาะภายใน 30 วัน โดยให้กระทรวงการคลังประสานกับกระทรวงที่กำกับดูแลรัฐวิสาหกิจนั้น และหากมีความจำเป็นให้ยกร่างกฎหมายหรือกฎรองรับด้วย
(2) สำหรับกรณีการแปลงสภาพ กฟผ. ภายหลังการดำเนินการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแล ให้กระทรวงพลังงานประสานกับกระทรวงการคลังชี้แจงข้อมูล และหลักเกณฑ์ต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้พนักงาน กฟผ. และประชาชนทั่วไปที่สนใจได้ทราบอย่างชัดเจนแล้ว จึงดำเนินการแปลงสภาพ กฟผ. ต่อไป
4. กระทรวงพลังงานเห็นควรให้มีการเตรียมการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยการดำเนินการแบ่งออกเป็น 3 ขั้นตอนดังนี้
4.1 ขั้นตอนที่ 1 เห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 9 ของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 โดยให้คณะกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้ทรงคุณวุฒิ 6 ท่าน โดยมีกรรมการหนึ่งท่านเป็นประธาน และช่วงระยะต้น ในช่วงเปลี่ยนผ่านให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นกรรมการและ เลขานุการโดยตำแหน่ง และเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2547 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งที่ 5/2547 แต่งตั้งคณะกรรมการสรรหากรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ซึ่งประกอบด้วย (1) นายวิเศษ จูภิบาล เป็นประธานกรรมการ (2) นายพารณ อิศรเสนา ณ อยุธยา และ (3) ศาสตราจารย์ชัยอนันต์ สมุทวณิช เป็นกรรมการ สำหรับอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า มีดังนี้
(1) กำกับดูแลอัตราค่าบริการของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า ตามแนวทางและหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการกำกับดูแลที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
(2) กำหนดมาตรการเพื่อส่งเสริมการแข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจการผูกขาดในทางมิ ชอบ ตรวจสอบการดำเนินการของศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายไฟฟ้า รวมทั้งกำหนดวิธีการ และกำกับการ แข่งขันการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่
(3) กำกับดูแลการปฏิบัติงานของผู้ประกอบการกิจการไฟฟ้า โดยคำนึงถึงหลักธรรมาภิบาล การส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการไฟฟ้า
(4) กำหนดและกำกับดูแลมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัยของการประกอบ กิจการไฟฟ้า มาตรฐานและคุณภาพในการให้บริการ รวมทั้งมาตรการในการคุ้มครองผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ได้รับความเดือดร้อนเสียหาย อันเนื่องมาจากการประกอบกิจการไฟฟ้า
(5) ให้คำแนะนำและเสนอแนะเกี่ยวกับการเชื่อมโยง การใช้บริการ การปฏิบัติการ การควบคุมระบบโครงข่ายไฟฟ้า และการซื้อขายไฟฟ้า
(6) จัดทำและเสนอแนะการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า แผนการจัดหาไฟฟ้า และทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าทั้งในและต่างประเทศ แผนการขยายระบบโครงข่ายไฟฟ้า
(7) วิเคราะห์ ตรวจสอบและประสานแผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้า
(8) พิจารณาการร้องเรียน การอุทธรณ์ ของผู้ใช้ไฟฟ้า ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า และผู้ ได้รับความเดือดร้อนเสียหายอันเนื่องมาจากกิจการไฟฟ้า ตามแนวทางและหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกำหนด
(9) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ ช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น
4.2 ขั้นตอนที่ 2 ภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบจะมีการแข่งขัน ในกิจการผลิตไฟฟ้า เมื่อมีการแปลงสภาพ กฟผ เป็นบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) จะมีการกำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 และอำนาจ สิทธิ แห่งพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 ในบางมาตราไม่ควรโอนไปยังบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) เนื่องจากจะทำให้เกิดความไม่เป็นธรรมกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่เข้ามาแข่งขัน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้แก้ไขร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) เพื่อถ่ายโอนอำนาจเดิมของ กฟผ. ไปยังคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าที่จะจัดตั้งขึ้น โดยคณะกรรมการฯ ดังกล่าว จะทำการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน สามารถสรุปสาระสำคัญของอำนาจ ที่จะโอนไปให้คณะกรรมการกำกับดูแล ฯ ได้ดังนี้
(1) มาตรา 37 : กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ประสงค์จะขายไฟฟ้าเข้าระบบต้องยื่นคำขอ และได้รับความเห็นชอบจาก บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) ก่อน ซึ่งจะทำให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อผู้ประกอบการ
(2) มาตรา 38 วรรคสอง : กำหนดให้ บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) มีสิทธิในการผลิตไฟฟ้าโดยให้สิทธิในการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน เนื่องจากเขื่อนที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเป็นเขื่อนอเนกประสงค์ และได้รับอำนาจในการเวนคืนที่ดินจากประชาชนเพื่อนำมาสร้างเขื่อน ดังนั้นเมื่อ กฟผ. แปลงสภาพเป็นบริษัทแล้ว สิทธิดังกล่าวควรเป็นของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าโดยพิจารณาร่วมกับ กรมชลประทาน
(3) มาตรา 29 (2) ให้อำนาจในการประกาศกำหนดเขตเดินสายไฟฟ้าเพื่อประโยชน์แห่งความปลอดภัยในการ ส่งไฟฟ้าแก่ กฟผ. ซึ่งอาจก่อให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อบริษัทเอกชนที่เข้ามาแข่งขัน เนื่องจากราคาประมูลจะรวมมูลค่าสายส่งที่บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้จัดหาให้ไว้ ดังนั้น การโอนอำนาจให้คณะกรรมการกำกับฯ จะทำให้เกิดความเป็นกลางในการจัดหาที่ดินเดินสายส่ง
4.3 ขั้นตอนที่ 3 การจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ภายใต้พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นแนวทางการกำกับดูแลในช่วงเปลี่ยนผ่านเท่านั้น เนื่องจากการจัดตั้งคณะกรรมการฯ ในลักษณะดังกล่าวยังขาดอำนาจทางกฎหมายรองรับการปฏิบัติงานของคณะกรรมการฯ ในประเด็นหลักๆ เช่น การออกใบอนุญาตในการประกอบกิจการไฟฟ้า การเพิกถอนใบอนุญาตและการกำหนดบทลงโทษซึ่งจะเป็นเครื่องมือในการกำกับดูแล ได้อย่างมีประสิทธิผล การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เป็นต้น ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการยกร่าง พรบ. การประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าวข้างต้น เพื่อให้การกำกับดูแลมีความสมบูรณ์ครบถ้วนต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้ามีอำนาจหน้าที่ตาม ข้อ 4.1 โดยใช้ พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในช่วงเปลี่ยนผ่าน
2.เห็นชอบในหลักการร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. ....
3.มอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมในข้อ 1 และข้อ 2 เกิดความชัดเจนในประเด็นดังนี้
3.1 การสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
3.2 ค่าตอบแทนของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
3.3 อำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยเพิ่มเติมเรื่องการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า และกำหนดหลักเกณฑ์วิธีการในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งการดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์วิธีการที่กำหนด
4.เห็นชอบในหลักการให้ยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้ามีประสิทธิผลสูงสุดในระยาวต่อไป
กพช. ครั้งที่ 95 - วันพุธที่ 26 พฤศจิกายน 2546
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2546 (ครั้งที่ 95)
วันพุธที่ 26 พฤศจิกายน พ.ศ. 2546 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2546
3.แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุง)
4.การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล
5.แผนการระดมทุนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
6.การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเกี่ยวกับความก้าวหน้าและการดำเนินการทางยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน ดังนี้
1. กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์กำหนดแนวทางการส่งเสริมการนำพืช ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงให้มากขึ้น ได้แก่ การผลิตเอทานอล ไบโอดีเซล เป็นต้น เพื่อช่วยลดการนำเข้าพลังงานและเป็นการสนับสนุนการใช้ผลิตผลทางเกษตรให้เกิด ประโยชน์อย่างเต็มที่ ซึ่งความคืบหน้าจะนำเสนอในการประชุมครั้งต่อไป
2. การดำเนินการด้านความปลอดภัยของประชาชนเกี่ยวกับคลังน้ำมันรอบกรุงเทพมหานคร ซึ่ง ขณะนี้ กระทรวงพลังงานได้มีการประสานงานกับบริษัทน้ำมันต่างๆ ที่มีคลังน้ำมันอยู่ในบริเวณกรุงเทพฯ เพื่อหาแนวทางย้ายคลังน้ำมันดังกล่าวออกไปในพื้นที่ห่างจากชุมชนเพื่อความ ปลอดภัยของประชาชน โดยเฉพาะบริเวณท่าเรือคลองเตยที่ได้เกิดเพลิงไหม้ขึ้นใกล้คลังน้ำมันในช่วง ที่ผ่านมา
3. การดำเนินการเกี่ยวกับยุทธศาสตร์ Strategic Energy Landbrige ในภาคใต้ กระทรวงพลังงานได้ประสานงานกับกระทรวงการคลัง ดำเนินการปรับปรุงแก้ไขกฎระเบียบต่างๆ ด้านภาษีเพื่อให้เกิดเขตปลอดภาษีขึ้นในบริเวณดังกล่าว ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2546
4. สำหรับความมั่นคงด้านพลังงานในโครงการวางท่อขนส่งน้ำมันเพื่อรองรับการ ลำเลียงน้ำมันที่จะขยายขึ้น โดยได้มีการศึกษาความเป็นไปได้แล้ว และพบว่าจะต้องนำผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่ของภูมิภาคเอเซีย เข้าร่วมกัน โดยเฉพาะจีน ญี่ปุ่น และเกาหลีใต้ ซึ่งขณะนี้มีบริษัทต่างประเทศที่เป็นผู้ค้าน้ำมันได้ให้ความสนใจที่จะเข้า ร่วมลงทุนและดำเนินการด้านนี้ด้วย ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายใน 4 เดือน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในเดือนกันยายน 2546 ได้ปรับตัวลดลง 1.35 - 3.17 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ความวิตกกังวลเกี่ยวกับอุปทานในช่วงฤดูหนาวผ่อนคลายลง หลังจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของโลกเริ่มเข้าสู่ภาวะปกติ แต่ในช่วงปลายเดือนกันยายน 2546 ราคาน้ำมันดิบได้เริ่มปรับตัวสูงขึ้น หลังจากกลุ่มโอเปคมีมติปรับลดเพดานการผลิตมาอยู่ที่ระดับ 24.5 ล้านบาร์เรล/วัน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2546 ในเดือนตุลาคม 2546 ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น 1.99 - 2.60 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากตลาดคาดว่าอุปทานน้ำมันดิบ จะตึงตัวในช่วงฤดูหนาว ประกอบกับมีปัญหาความขัดแย้งในพื้นที่ต่างๆ เช่น อิสราเอลและปาเลสไตน์ ปากีสถานและอินเดีย ในเดือนพฤศจิกายน 2546 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัว สูงขึ้น 0.10 - 0.37 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลจากความกังวลเกี่ยวกับสถานการณ์ความไม่สงบในอิรัก รวมทั้ง เหตุการณ์การก่อการร้ายอย่างต่อเนื่องในตะวันออกกลางและประเทศตุกี ส่วนราคาน้ำมันดิบเบรนท์และ WTI ได้ปรับตัวลดลง 0.27 - 0.56 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากการคาดว่ากลุ่มโอเปคจะผลิตเกินโควต้า อยู่ประมาณ 1 ล้านบาร์เรล/วัน ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2546 อยู่ที่ระดับ 28.19 และ 29.76 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ในเดือนกันยายน 2546 ราคาน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็ว ปรับตัวลดลง 4.19 , 3.81 และ 1.12 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ อุปสงค์น้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกาลดลง หลังสิ้นสุดฤดูท่องเที่ยว ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอุปทานเพิ่มขึ้นจากจีน ไต้หวัน และมีน้ำมันจากตะวันออกกลางเข้ามาในภูมิภาคเพิ่มขึ้น ในเดือนตุลาคม 2546 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วปรับตัวสูงขึ้น 2.41 , 2.32 และ 1.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จีน เกาหลี และไต้หวันได้ลดการส่งออกลง ประกอบกับโรงกลั่นในสิงคโปร์และไทยปิดซ่อมบำรุง ในเดือนพฤศจิกายน 2546 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และดีเซลหมุนเร็วปรับตัวสูงขึ้น 0.13 และ 0.74 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากจีนลดการส่งออกลงและโรงกลั่นปิดซ่อมบำรุง และอุปทานน้ำมัน จากตะวันตกเข้ามาในภูมิภาคลดลง ประกอบกับความต้องการใช้ของออสเตรเลียเพิ่มขึ้น แต่ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 92 ปรับตัวลดลง 0.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากการส่งออกของไต้หวัน อินเดีย และประเทศในตะวันออกกลาง ประกอบกับออสเตรเลียชะลอการนำเข้า ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 , ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และเตา ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2546 อยู่ที่ระดับ 36.15, 33.98, 36.33, 34.35 และ 26.52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ในเดือนกันยายน ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวลดลงรวม 1.20 , 1.10 และ 0.70 บาท/ลิตร ตามลำดับ ในเดือนตุลาคม ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ปรับตัวเพิ่มขึ้นรวม 0.90, 0.90 และ 0.80 บาท/ลิตร ตามลำดับ ในเดือนพฤศจิกายน 2546 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และดีเซลหมุนเร็วทรงตัว ส่วนน้ำมันเบนซินออกเทน 91 สุทธิได้ปรับ สูงขึ้น 0.10 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 17 พฤศจิกายน 2546 อยู่ที่ระดับ 16.69 , 15.89 และ 14.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดในเดือนกันยายน ตุลาคม และพฤศจิกายน อยู่ที่ระดับ 1.2742, 1.1865 และ 1.1917 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการกลั่นเฉลี่ยของเดือนกันยายน ตุลาคม และพฤศจิกายน อยู่ที่ระดับ 0.7279, 0.4449 และ 0.6815 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนพฤศจิกายน 2546 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 22 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ในระดับ 280 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.56 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ในระดับ 2.36 บาท/กก. กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 837 ล้านบาท/เดือน โดยกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันชนิดอื่น 982 ล้านบาท/เดือน จึงมีเงินไหลเข้ากองทุนฯ สุทธิ 145 ล้านบาท/เดือน ยอดเงิน คงเหลือกองทุนน้ำมันฯ หลังหักภาระผูกพัน ณ วันที่ 10 พฤศจิกายน 2546 อยู่ในระดับ 2,449 ล้านบาท โดยมีเงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2546 รวม 5,292 ล้านบาท ฐานะ กองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 2,843 ล้านบาท
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ชี้แจงเพิ่มเติมต่อที่ประชุม ดังนี้
1. ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบอยู่ในระดับสูง อันเป็นผลมาจากนโยบายของกลุ่มโอเปคในการบริหารปริมาณการผลิตเพื่อรักษาระดับ ราคาไว้ที่ระดับ 25 - 28 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ซึ่งจะไม่ส่งผลกระทบต่ออัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจของประเทศโดยรวมมากนัก เนื่องจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ได้ใช้ราคาน้ำมันในระดับนี้ในการวิเคราะห์ภาวะเศรษฐกิจของประเทศ
2. ในการเพิ่มความมั่นคงด้านการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคตของประเทศ กระทรวงพลังงานได้พยายามประสานความร่วมมือกับประเทศนอกกลุ่มโอเปค โดยเฉพาะผู้ผลิตน้ำมันรายใหญ่ ได้แก่ รัสเซีย โอมาน และคาซักสถาน แล้ว
3. รัฐบาลมีนโยบายที่จะยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยได้กำหนดแผนการดำเนินการไว้ในช่วงกลางปี 2548 ซึ่งกระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างพิจารณาความเป็นไปได้ที่จะเร่งให้เร็วขึ้น เพื่อยุติการ นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เก็บจากผู้ใช้น้ำมันมาอุดหนุนผู้ใช้ก๊าซ LPG ซึ่งไม่เป็นธรรม และอาจทำให้สามารถ นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้เป็นกลไกในยุทธศาสตร์ด้านอื่น ๆ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2546
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อทำหน้าที่แทนรัฐมนตรีว่ากระทรวงพลังงานในการจัดสรรเงินกองทุนฯ และให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับ แต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2543 ได้มีมติเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2544 - 2546 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 66 ล้านบาท โดยแบ่งออกตามหมวดรายจ่ายต่างๆ ดังนี้ การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา ปีละ 4 ล้านบาท การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และประชาสัมพันธ์ ปีละ 3 ล้านบาท ทุนการศึกษาและฝึกอบรม ปีละ 5.4 ล้านบาท การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ปีละ 5 ล้านบาท การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน ปีละ 4 ล้านบาท และค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ปีละ 6 ล้านบาท
3. ในปีงบประมาณ 2546 มีการปรับเปลี่ยนโครงสร้างและภารกิจของหน่วยงานต่างๆ ตามกฎหมายปฏิรูประบบราชการ และมีการแก้ไขปรับปรุงระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 จึงไม่สามารถอนุมัติงบประมาณฯ ตามแผนการใช้จ่ายเงินที่วางไว้ได้ ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ 2546 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายจากเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดต่างๆ ณ วันที่ 30 กันยายน 2546 เป็นเงินทั้งสิ้น 1,802,414 บาท โดยแบ่งออกเป็น
(1) หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา และหมวดการโฆษณาการเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ ซึ่งไม่มีหน่วยงานใดขอรับการสนับสนุน จึงมีงบประมาณทั้ง 2 หมวด คงเหลือเป็นเงิน 7,000,000 บาท
(2) หมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม ในปีงบประมาณ 2546 คณะกรรมการกองทุนได้อนุมัติทุนการศึกษาและฝึกอบรมให้กับผู้รับทุนแก่หน่วย งานที่ปฏิบัติงานด้านพลังงานและปิโตรเลียมเป็นค่าใช้จ่าย ในการศึกษาเพิ่มเติม และขยายระยะเวลาการศึกษา จำนวน 432,973 บาท ดังนี้
(3) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ในปีงบประมาณ 2546 ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายให้แก่สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน จำนวน 1 โครงการ ในการจัดประชุมเชิงปฏิบัติการตามโครงการศึกษาเพื่อกำหนดบทบาทเป้าหมายและ ยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน ในวงเงิน 695,000 บาท
(4) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน ได้อนุมัติค่าใช้ จ่ายหมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน โดยอนุมัติจ่ายเงินงบประมาณปีงบประมาณ 2546 จำนวน 74,441 บาท ให้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เพื่อชดเชยเงินที่เบิกเกินในปีงบประมาณ 2545
(5) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ในปีงบประมาณ 2546 อนุมัติเงินจำนวน 600,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงานฯ ได้แก่ เงินเดือนค่าจ้างของเจ้าหน้าที่ ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ ที่จะช่วยให้การปฏิบัติงานเกี่ยวกับกองทุนฯ มีความสะดวกรวดเร็ว
4. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2546 ในหมวดต่างๆ ทั้ง 4 หมวด รวมเป็นเงิน 1,802,414 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 544,495.59 บาท และยอดคงเหลือผูกพันเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรมไปปี 2547 เป็นจำนวนเงิน 432,973 บาท โดยมีรายละเอียดดังนี้
หมวดรายจ่าย | อนุมัติ | การเบิกจ่าย ณ วันที่ 30 ก.ย. 46 |
ผูกพัน ปี 2547 |
คงเหลือ |
1. การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 |
2. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และประชาสัมพันธ์ | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 |
3. เงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 432,973 | 0.00 | 432,973 | 432,973 |
4. การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา | 695,000 | 298,806.75 | 0.00 | 396,193.25 |
5. การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์สำนักงาน | 74,441 | 74,441 | 0.00 | 0.00 |
6. ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 600,000 | 171,247.84 | 0.00 | 428,752.16 |
รวม | 1,802,414 | 544,495.59 | 432,973 | 1,257,918.41 |
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุง)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวและแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ซึ่งปัจจุบันคือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.) เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยมีโครงการที่ได้รับอนุมัติจำนวน 8 โครงการ วงเงินลงทุน 93,060 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยนที่ 45 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) และจากความต้องการก๊าซธรรมชาติที่มีการขยายตัวเพิ่มสูงขึ้นกว่าที่ได้ประมาณ การไว้เดิม จึงจำเป็นต้องมีการปรับปรุงแผนการขยายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อให้สอด คล้องกับสถานการณ์
2. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว จากการขยายตัวของเศรษฐกิจใน ช่วง 2 - 3 ปีที่ผ่านมาส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องทุกปี โดยคาดว่าความต้องการใช้ก๊าซฯ รวมในภาคการผลิตต่างๆ จะเพิ่มขึ้นจากระดับ 2,630 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2546 เป็น 4,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2552 และจะมีความต้องการถึงระดับ 5,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2559 โดยแยกตามกลุ่มผู้ใช้ ดังนี้
2.1 ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า คาดว่าความต้องการก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าจะมีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 4 ต่อปี ในช่วงปี 2546 - 2559
2.2 ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่ง คาดว่าจะมีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องในอนาคตตามการขยายตัวของเศรษฐกิจ โดยมีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยอยู่ในระดับร้อยละ 8 ต่อปี
2.3 ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เนื่องจาก ปตท. มีแผนที่จะก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 5 และโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 ทำให้มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเป็น 858 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2553 และคาดว่าจะมีความต้องการอยู่ที่ระดับ 865 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2559 โดยมีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 7 ต่อปี
3. การจัดหาก๊าซธรรมชาติ
3.1 ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นปี 2544 ประเทศไทยมีปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserves) ปริมาณสำรองที่น่าจะเป็น (Probable Reserves) และปริมาณสำรองที่คาดว่าจะเป็น (Possible Reserves) เท่ากับ 52.21 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต และหากมีการผลิตที่ระดับ 3,000 และ 4,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จะมีก๊าซฯ ใช้ได้อีกประมาณ 48 และ 36 ปี ตามลำดับ
3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอดีต - ปัจจุบัน ปตท. มีสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับกลุ่มผู้ขายทั้ง ในประเทศและต่างประเทศรวม 9 ฉบับ มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา (Daily Contract Quantity : DCQ) ประมาณ 2,587 - 2,828 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และสามารถเรียกรับก๊าซฯ เพิ่มขึ้นได้อีกร้อยละ 15 ของปริมาณ DCQ และร้อยละ 10 สำหรับสัญญาเจดีเอ รวมเป็นปริมาณซื้อขายทั้งหมดประมาณ 2,966 - 3,243 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
3.3 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคต คาดว่าจะมีศักยภาพในการจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งใหม่ๆ เพิ่มเติม ได้อีกประมาณ 580 - 900 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจากแหล่งที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบันได้ อีกประมาณ 800 - 1,100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
4. ปตท. ได้ทำการปรับปรุงแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2544 - 2554) ที่ได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เพื่อให้สามารถรองรับกับความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้นจากประมาณการเดิมที่คาดการณ์ไว้ และจากความต้องการใช้ก๊าซฯ ในอนาคตที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้เพื่อให้การลงทุนในระบบท่อส่งก๊าซฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากที่สุด โดยมีสาระสำคัญในการปรับปรุง ดังนี้
4.1 การเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก มีแผนการติดตั้ง Compressor ที่จังหวัดกาญจนบุรี พร้อมทั้งการวางท่อจากท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ราชบุรี - วังน้อย บริเวณไทรน้อย จังหวัดนนทบุรี (Main Line) ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จังหวัดสมุทรปราการ และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Spur Line) เชื่อมต่อจาก Main Line บริเวณ อำเภอทวีวัฒนา ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ จังหวัดนนทบุรี พร้อมกับการติดตั้ง Standby Compressor ที่จังหวัดราชบุรี
4.2 การเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันออก เป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 3 จากแหล่งอาทิตย์ และพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย ไปยังจังหวัดระยอง และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 3 ต่อไปยังสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ บางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา และวางท่อ ส่งก๊าซฯ ต่อจากอำเภอวังน้อย จังหวัดพระนครศรีอยุธยา ไปยังอำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี และจะทำการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเส้นที่ 3 บริเวณจุด KP 361 (Kilometer Post 361) ไปยังจังหวัดราชบุรี
5. การดำเนินโครงการตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุง) จะทำให้โครงข่ายระบบท่อจากอ่าวไทยจะมีกำลังส่งก๊าซฯ สูงสุด 3,680 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และกำลังส่งจากโครงข่ายท่อส่งก๊าซฯ จากสหภาพพม่าสูงสุด 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งจะทำให้โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ โดยรวมมีกำลังส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดเป็น 5,020 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
6. แผนการลงทุนจะแบ่งเป็น 2 ระยะ และมีโครงการต่างๆ ที่จะดำเนินงานทั้งหมด 10 โครงการ โดยแบ่งเป็นโครงการในระยะที่ 1 จำนวน 4 โครงการ มีกำหนดเวลาเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติตั้งแต่กลางปี 2548 จนถึงต้นปี 2549 และโครงการลงทุนในระยะที่ 2 จำนวน 6 โครงการ มีกำหนดเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ต้นปี 2551 จนถึงปี 2555 ประมาณการเงินลงทุนที่จะต้องใช้ในกรณีที่ทุกโครงการได้รับสิทธิและประโยชน์ ในการ ยกเว้นอากรนำเข้าอุปกรณ์และเครื่องจักรจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน รวมเป็นเงิน 98,495 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) และหากโครงการไม่ได้รับการส่งเสริมการลงทุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน แล้ว วงเงินลงทุนทั้งหมดจะเท่ากับ 104,834 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุง) ตามที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เสนอ ดังรายละเอียดตามเอกสารแนบ 4.1.1 และเอกสารประกอบวาระ 4.1 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติในช่วงปี 2544 - 2554 จำนวน 10 โครงการ วงเงินลงทุน 104,834 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาท/เหรียญสหรัฐฯ) แยกเป็นโครงการในระยะที่ 1 จำนวน 4 โครงการ และระยะที่ 2 จำนวน 6 โครงการ
2.เห็นชอบให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี 2544 - 2554 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วงปี 2544 - 2554 ดังนี้
โครงการในระยะที่ 1 | กำหนดวันเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติ |
1. โครงการติดตั้ง Compressor ที่จังหวัดกาญจนบุรี | กลางปี 2548 |
2. โครงการติดตั้ง Standby Compressor ที่จังหวัดราชบุรี | ปลายปี 2548 |
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครใต้/โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ | ปลายปี 2548/ต้นปี 2552 |
(เดิมคือโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติรอบกรุงเทพและปริมณฑล) | |
4. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลและบนบกเส้นที่ 3 | ต้นปี 2549 |
โครงการในระยะที่ 2 | กำหนดวันเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติ |
1. โครงการติดตั้ง Compressor บนบกและในทะเล | ต้นปี 2551 |
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทยมาเลเซีย - แหล่งอาทิตย์ | ต้นปี 2551 |
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก KP361 ในทะเล - ปท. 5 จังหวัดราชบุรี | ต้นปี 2551 |
4. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าวังน้อย - แก่งคอย จังหวัดสระบุรี | ต้นปี 2551 |
5. โครงการติดตั้ง Compressor ที่อำเภอพานทอง จังหวัดชลบุรี | ต้นปี 2551 |
6. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากท่อเส้นที่ 3 - ทับสะแก จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ | 2555 |
3.ให้ บมจ. ปตท. เสนอรายละเอียดของโครงการแต่ละโครงการที่จะดำเนินการในช่วงปี 2544 - 2554 ดังกล่าวข้างต้นต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) โดยให้ สศช. รับพิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ตามข้อ 1
4.ให้ บมจ. ปตท. ได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานต่างๆ ของรัฐที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการขยายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ กระทรวงมหาดไทย กระทรวงคมนาคม กรมทางหลวง กรมทางหลวงชนบท กรมเจ้าท่า กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ กรุงเทพมหานคร การรถไฟแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เพื่อให้โครงการสามารถแล้วเสร็จทันตามเป้าหมาย ในการสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ
5.ให้ บมจ. ปตท. ได้รับการสนับสนุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนในการพิจารณาอนุมัติให้การ ส่งเสริมการลงทุนในโครงการต่างๆ ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2546 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2546 ให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และ 3 ตุลาคม 2543 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้กระทรวงพลังงานจะนำเสนอโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่เหมาะสมต่อไป และเห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. แปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
2. กระทรวงพลังงาน ได้จ้างบริษัทที่ปรึกษา Boston Consulting Group (Thailand) เพื่อทำการศึกษาการกำหนดยุทธศาสตร์เพื่อการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศไทย และการปรับปรุงประสิทธิภาพ กิจการไฟฟ้า โดยมีคณะกรรมการกำกับโครงการศึกษาการกำหนดยุทธศาสตร์เพื่อการพัฒนากิจการ พลังงานของประเทศไทย และการปรับปรุงประสิทธิภาพกิจการไฟฟ้า ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานคณะกรรมการประกอบด้วยหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ทำหน้าที่กำกับดูแลการศึกษาดังกล่าว
3. ในการศึกษาได้มีการเปรียบเทียบรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ในลักษณะต่างๆ ดังนี้ (1) รูปแบบFull Competition (2) รูปแบบ Competitive Bilateral Contract Model (3) รูปแบบ Super National Champion Model (4) รูปแบบ Enhanced Single Buyer Model (5) รูปแบบ Partial Competition Model
4. ในระหว่างการศึกษาได้มีการจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยว ข้องในกิจการไฟฟ้าประกอบด้วย ผู้แทนจากการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง หน่วยราชการและหน่วยงานรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้อง สหภาพแรงงานของ 3 การไฟฟ้า ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย กรรมาธิการการวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและการพลังงาน วุฒิสภา กรรมาธิการการแปรรูปรัฐวิสาหกิจ และนักวิชาการ ผู้ทรงคุณวุฒิ
5. ลักษณะโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ ESB ที่กระทรวงพลังงานนำเสนอมีลักษณะดังนี้
5.1 กิจการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า : การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้ดำเนินการผลิตและส่งไฟฟ้าเช่นเดียวกับในปัจจุบัน และเป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) ส่งกระแสไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)
5.2 ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า : การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า จะสั่งโดยศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งจะอยู่ภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) ของ กฟผ. โดยหน่วยงานกำกับ ดูแล (Regulator) จะทำหน้าที่ตรวจสอบการดำเนินงานของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าให้มีความโปร่งใสใน การสั่งจ่ายกระแสไฟฟ้าผ่านกระบวนการการแบ่งขอบเขตงาน (Ring Fence) ที่ชัดเจน
5.3 บทบาทของผู้ประกอบการเอกชน : การผลิตไฟฟ้าในอนาคตจะมีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยหน่วยงานกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้นเป็นผู้กำหนดกฎเกณฑ์และเงื่อนไขการ ประมูล ให้มีความชัดเจน โปร่งใส ให้ความเป็นธรรมกับผู้ลงทุน
5.4 หน่วยงานกำกับดูแล : จะมีการจัดตั้งหน่วยงานกำกับดูแล (Regulator) ภายใต้กระทรวงพลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้า กำกับดูแลราคาค่าบริการ คุณภาพบริการ และการลงทุนให้มีความเหมาะสม พอเพียง รองรับการขยายตัวทางเศรษฐกิจ พร้อมทั้งดูแลความเป็นธรรมกับนักลงทุน และ คุ้มครองผู้บริโภคให้ได้รับคุณภาพการบริการที่ดี
6. ลักษณะโครงสร้างองค์กรของ 3 การไฟฟ้า
6.1 กฟผ. จะมีการแปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร และจดทะเบียนกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ฯ ในไตรมาสที่ 1 ปี 2547 โดยมีการแบ่งแยกทางบัญชีระหว่างกิจการผลิตและกิจการระบบส่ง เพื่อสร้างความโปร่งใส และส่งเสริมการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน
6.2 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะเป็นผู้ดำเนินการระบบจำหน่าย และการค้าปลีกไฟฟ้า ภายใน พื้นที่รับผิดชอบของตน จะมีการแบ่งแยกทางบัญชีระหว่างธุรกิจสายจำหน่ายและจัดหาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริม ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน หน่วยงานกำกับดูแลสามารถตรวจสอบได้ และป้องกันการอุดหนุนระหว่างธุรกิจสายจำหน่ายที่มีลักษณะผูกขาดกับธุรกิจการ ค้าปลีกไฟฟ้า
7. องค์กรกำกับดูแล
7.1 จะมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าขึ้นภายใต้กระทรวงพลังงาน ดำเนินงานภายใต้นโยบายของกระทรวงพลังงานและรัฐบาล ทำหน้าที่ดูแลการประกอบกิจการไฟฟ้าให้ระบบมีความมั่นคง รักษาระดับราคาและคุณภาพของบริการให้มีความเหมาะสมเพื่อคุ้มครองผู้บริโภค และประสานงานให้มีการลงทุนอย่างเหมาะสมเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพและความมั่น คงของระบบไฟฟ้า พร้อมทั้งให้ความเป็นธรรมกับผู้ประกอบการ และคุ้มครองผู้บริโภคให้ได้รับบริการที่ดี
7.2 จะมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ประกอบด้วย กรรมการ 7 ท่าน โดยมีสำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าซึ่งเป็นหน่วยงานในกระทรวง พลังงานปฏิบัติหน้าที่เป็น หน่วยงานเลขานุการ มีงบประมาณจากผู้ประกอบการ/หรือเงินอุดหนุนที่รัฐบาลจัดสรรให้
7.3 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจะแต่งตั้งคณะกรรมการสรรหาขึ้น 1 ชุด เพื่อคัดเลือกกรรมการกำกับดูแลฯ 6 ท่าน โดยเมื่อคณะกรรมการทั้ง 6 ท่านได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี ให้ดำรงตำแหน่งคณะกรรมการทั้ง 6 ท่าน จะเป็นผู้สรรหาหัวหน้าสำนักงานฯ อีกครั้งหนึ่ง
8. เพื่อเป็นแรงผลักดันให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพในกิจการไฟฟ้า ควรมีการปรับปรุงหลักเกณฑ์ต่างๆ ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังนี้ (1)ปรับหลักเกณฑ์ทางการเงินจากเกณฑ์ที่อิงทางด้านเงินสด เป็นเกณฑ์ที่อิงผลตอบแทนการลงทุน (2) ปรับปรุงกลไกให้การไฟฟ้ารับความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนมากขึ้น (3) สนับสนุนให้มีการบริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ (4) กำหนดกลไกในการชดเชยรายได้ที่ชัดเจน โปร่งใส ตรวจสอบได้ โดยอาจจัดตั้งเป็นกองทุนเพื่อพัฒนาไฟฟ้า เป็นตัวกลางการชดเชยรายได้ระหว่างการ ไฟฟ้า (5) กำหนดมาตรการจูงใจให้กับผู้ประกอบการในการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงาน
9. กระทรวงพลังงานจะต้องดำเนินการต่อไป ดังนี้ (1) ทำการศึกษาเพิ่มเติมในเรื่องโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ขายส่ง ขายปลีก และการชดเชยรายได้ (2) กำหนดรายละเอียดการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า และดัชนีชี้วัดการดำเนินงานของการไฟฟ้า (3) ดำเนินการจัดตั้งหน่วยงานกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ยกร่างกฎหมายหลัก และกฎหมายรองว่าด้วยการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า (4) เตรียมการด้านบุคลากร และการพัฒนาศักยภาพในการกำกับดูแล (5) ดำเนินการประชาสัมพันธ์ และการสร้างการรับรู้ของสาธารณชน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของกระทรวงพลังงาน
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กฟผ. กฟน. กฟภ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการ ในกิจกรรมที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้าบังเกิดผลเป็นรูปธรรมโดยเร็ว
3.เนื่องจาก กฟผ. อยู่ระหว่างเตรียมการเพื่อแปรสภาพองค์กร ก่อนเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ภายในต้นปี 2547 เพื่อให้ กฟผ. สามารถแปรสภาพได้สอดคล้องกับโครงสร้างใหม่ ตามระยะเวลาที่กำหนด เห็นควรให้
3.1 ยกเว้นให้ กฟผ. ไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่ายกิจการหรือหุ้น ที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504
3.2 ให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการระดมทุนจากภาคเอกชน ประกอบด้วย ผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง สำนักงานอัยการสูงสุด และ กฟผ. เพื่อทำหน้าที่พิจารณาประเมินราคาหุ้นที่เสนอขาย ขั้นตอน และวิธีการกระจายหุ้น
เรื่องที่ 5 แผนการระดมทุนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2545 ได้เห็นชอบแผนการเตรียมความพร้อมการนำรัฐวิสาหกิจเข้าจดทะเบียนในตลาดหลัก ทรัพย์ ซึ่งกำหนดให้มีการจดทะเบียนและกระจายหุ้นรัฐวิสาหกิจ 18 แห่ง โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จะจดทะเบียนและกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ในไตรมาส 1 ไตรมาส 2 และไตรมาส 4 ปี 2547 ตามลำดับ
2. กฟภ. ได้ดำเนินการเตรียมความพร้อมองค์กรสำหรับแปลงสภาพเป็นบริษัทมหาชน จำกัด โดยได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาทางการเงินและกฎหมาย เพื่อทำการศึกษาและเสนอแนะแนวทางในการแปรรูปและการจัดทำแผนระดมทุนจากภาค เอกชนที่เหมาะสม ซึ่งคณะกรรมการ กฟภ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2546 ได้ให้ความเห็นชอบแผนดังกล่าว และต่อมาคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าในการประชุม ครั้งที่1/2546 (ครั้งที่ 46) เมื่อวันที่ 14 ตุลาคม 2546 ได้มีมติรับทราบผลการศึกษาแผนการระดมทุนของ กฟภ. และเห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. แปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
3. สรุปสาระสำคัญของแผนระดมทุน
3.1 การจัดโครงสร้างบริษัท : ให้แปลงสภาพ กฟภ. ทั้งองค์กรเป็นบริษัท โดยโครงสร้างองค์กรแบ่งเป็น 5 หน่วยธุรกิจ แต่ในเบื้องต้น กฟภ. อาจพิจารณารวมหน่วยธุรกิจปฏิบัติการเครือข่ายและหน่วยธุรกิจจัดจำหน่ายภาย ใต้การกำกับดูแลไว้เป็นหน่วยธุรกิจเดียวกัน เนื่องจากหน่วยธุรกิจทั้งสองปัจจุบันมีการใช้ทรัพยากรและบุคลากรร่วมกัน อย่างไรก็ตาม ควรแยกระบบบัญชีและสารสนเทศของแต่ละหน่วยธุรกิจโดยทันที และ เมื่อมีความพร้อมจึงแยกออกเป็นหน่วยธุรกิจ และในอนาคตสามารถจัดตั้งหน่วยธุรกิจทั้งสองเป็นบริษัทหากมีความเหมาะสม
3.2 การจัดการทรัพย์สิน หนี้สินและทุน
(1) การแปลงสภาพ กฟภ. ทั้งองค์กร และจัดตั้ง บมจ. กฟภ. ภายใต้ พ.ร.บ. ทุนรัฐวิสาหกิจ กำหนดให้ทรัพย์สินและหนี้สินทั้งหมดของ กฟภ. โอนไปเป็นของบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ณ วันจดทะเบียน โดยสามารถใช้มูลค่าทรัพย์สินตามมูลค่าตามบัญชีได้
(2) ขั้นตอนการประเมินราคาทรัพย์สินใหม่อาจสามารถดำเนินการในภายหลังได้เพื่อให้ บมจ. กฟภ. มี ROA และ/หรือ ROE ที่เหมาะสมเมื่อเปรียบเทียบกับบริษัทเทียบเคียงเพื่อประโยชน์ในการเสนอขาย หุ้น
(3) กฟภ. จะต้องดำเนินการแยกระบบบัญชีระหว่างหน่วยธุรกิจปฏิบัติการเครือข่ายและหน่วย ธุรกิจจัดจำหน่ายภายใต้การกำกับดูแลเพื่อรองรับการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรม ไฟฟ้า และเพื่อให้สามารถออกงบการเงินแยกตามหน่วยธุรกิจ
3.3 การวิเคราะห์ฐานะการเงินของ กฟภ. : รายได้ และ EBITDA ในประมาณการกรณีที่ไม่มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โครงสร้างทุน และวิธีดำเนินธุรกิจ ยังคงเติบโตอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ตาม EBT (กำไรสุทธิก่อนภาษีและเงินนำส่งรัฐ) และ Earnings (กำไรสุทธิหลังหักภาษีและเงินนำส่งรัฐ) จะลดต่ำลงในปี 2547-2551 เนื่องจากมีภาระดอกเบี้ยจ่ายที่เพิ่มขึ้นอย่างมากจากการก่อหนี้เพิ่มเพื่อนำ ไปลงทุน ส่งผลให้อัตราส่วนกำไรต่อสินทรัพย์ (ROA) และอัตราส่วนกำไรต่อส่วนทุน (ROE) ของ กฟภ. อยู่ที่ระดับร้อยละ 1.14 และ 3.82 ซึ่งค่อนข้างต่ำ เมื่อเทียบกับค่าเฉลี่ยของบริษัทในต่างประเทศ (ร้อยละ 3.1 และ 9.4 ตามลำดับ)
3.4 มูลค่าองค์กรของ กฟภ. : การประเมินมูลค่าโดยใช้วิธีการคำนวณ Discounted Cash Flow ได้จัดทำเป็น 3 กรณี ดังนี้
กรณี | มูลค่าของส่วนของผู้ถือหุ้น (ล้านบาท) (Equity Value) |
|
ฐาน | ไม่มีการปรับโครงสร้างการชดเชยค่าไฟฟ้า | 19,505-32,682 |
1 | ปรับโครงสร้างการชดเชยค่าไฟฟ้า โดยเพิ่มส่วนต่างค่าไฟฟ้า ขายปลีกและขายส่งร้อยละ 3.1 | 62,807-82,990 |
2 | ปรับโคสร้างสินทรัพย์โดย Write-down สินทรัพย์ และทุนลงร้อยละ 25 | 17,341-30,338 |
3.5 การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า
กลุ่มที่ปรึกษาได้นำเสนอแนวทางเลือกในการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าไว้ 4 แนวทาง คือ (1) กฟผ. ขายให้ กฟภ. ในราคาที่ต่ำกว่า กฟน. (2) กฟผ. ขายให้ กฟภ. และ กฟน. ในราคาเดียวกัน แต่การชดเชยเกิดขึ้นที่ระดับค่าส่งในรูปค่า Ft (3) จัดตั้งกองทุนไฟฟ้าเพื่อเป็นตัวกลางระหว่าง กฟภ. และ กฟน. และ (4) หน่วยงานของรัฐบาลเป็นผู้จ่ายเงินชดเชยให้ กฟภ.
ทั้งนี้ กลไกการชดเชยรายได้ที่นักลงทุนให้การยอมรับต้องมีการกำหนดสูตรการคำนวณ เงินชดเชยที่ชัดเจน โปร่งใส ตรวจสอบได้ และมีผลบังคับใช้ในระยะยาวมีหน่วยงานอิสระทำหน้าที่กำกับดูแล และกำหนดแนวทางการดำเนินงานที่ชัดเจน
3.6 การกำหนดทุนจดทะเบียน : จดทะเบียนบริษัทที่ทุนจดทะเบียนขั้นต่ำที่ 7,000 ล้านบาท ก่อน และเมื่อได้ข้อสรุปเกี่ยวกับการเงิน และมูลค่าของส่วนของผู้ถือหุ้นของ กฟภ. แล้วจึงแปลงกำไรสะสมที่ยังมิได้จัดสรรเป็นทุนจดทะเบียนที่เรียกชำระเพิ่ม เติมจนถึงระดับที่เหมาะสม ก่อนการเสนอขายหุ้นของ บมจ. กฟภ. ให้แก่นักลงทุน
3.7 แนวทางการระดมทุน
3.7.1 การระดมทุนจะประสบความสำเร็จ กฟภ. ต้องดำเนินการในเรื่องดังต่อไปนี้ (1) หาข้อสรุปโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้า รวมทั้งนโยบายเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้าและการให้เงินสนับสนุน (2) ปรับโครงสร้างองค์กรเพื่อให้สอดคล้องกับแนวโน้มโครงสร้างอุตสาหกรรมและสภาวะ การแข่งขัน (3) หาข้อสรุปที่ชัดเจนเกี่ยวกับการใช้ทรัพย์สิน ภาระหนี้และข้อตกลงสัญญาต่างๆ ระหว่าง กฟภ. กับหน่วยงานรัฐบาล และเอกชน (4) จัดทำแผนการขยายธุรกิจที่สอดคล้องกับสภาวะการแข่งขัน รวมทั้งมีแนวทางในการเพิ่มประสิทธิภาพที่เหมาะสม เพื่อเพิ่มความสามารถในการทำกำไร (5) จัดให้มีบรรษัทภิบาล เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับนักลงทุน
3.7.2 การกำหนดสัดส่วนการเสนอขายเบื้องต้นที่กลุ่มบริษัทที่ปรึกษาแนะนำ ได้แก่ สัดส่วน 60:40 (ในประเทศ : ต่างประเทศ) ทั้งนี้จะต้องมีการกำหนดให้มีความยืดหยุ่นในการปรับสัดส่วนการเสนอขายให้ เหมาะสมกับความต้องการที่แท้จริงในขณะที่ทำการเสนอขาย
3.8 การจัดสรรผลประโยชน์พนักงาน
3.8.1 มูลค่าผลประโยชน์ทั้งหมดที่จัดสรรให้แก่พนักงานอาจจะกำหนดเป็น XX เท่าของเงินเดือนทั้งหมดของพนักงาน
3.8.2 ในเงื่อนไขการขายหุ้นให้กับพนักงานควรมีการกำหนดให้มีระยะเวลาห้ามขายหุ้น (Lock-up Period) ตามความเหมาะสม เช่น 3 ปี เพื่อลดผลกระทบต่อราคาหุ้นหลังจากเปิดให้มีการซื้อขายในตลาดหลักทรัพย์ฯ
3.8.2 ในการจัดสรรหุ้นให้กับพนักงานจะต้องมีการกำหนดคุณสมบัติของผู้ที่ได้รับจัด สรรหุ้นอย่างชัดเจนเพื่อลดความขัดแย้งในองค์กร โดย กฟภ. ควรเป็นผู้กำหนดหลักเกณฑ์ดังกล่าว
3.9 กฟภ. จะต้องดำเนินการในประเด็นต่างๆ ให้แล้วเสร็จก่อนการจดทะเบียนเป็นบริษัท ดังนี้
3.9.1 การจัดทำแผนกลยุทธ์ธุรกิจ
3.9.2 การจัดโครงสร้างองค์กรและโครงสร้างบริษัทเพื่อการแปรรูป
3.9.3 การเตรียมความพร้อมด้านบัญชี, ด้านระบบภาษีบัญชี และด้านระบบเทคโนโลยีและสารสนเทศ
3.9.4 การขอความยินยอมจากคู่สัญญา/ผู้ให้กู้
3.9.5 การขอความสนับสนุนจากรัฐบาล
3.9.6 การจัดให้มีการกำกับดูแลกิจการที่ดี และการประชาสัมพันธ์ทั้งภายในและภายนอกองค์กร
3.9.7 การจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน (Public Hearing)
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการศึกษาแผนการระดมทุนของ กฟภ.
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟภ. แปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 และให้ กฟภ. ดำเนินการปรับโครงสร้างองค์กรให้สอดคล้องกับโครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 6 การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าและ ไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานนอกรูปแบบและต้นพลังงานพลอยได้ใน ประเทศให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น อีกทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของภาครัฐในระบบการผลิตและ ระบบจำหน่ายไฟฟ้า
ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP มีการปรับปรุงแก้ไขเป็นระยะเพื่อให้ระเบียบมีความเหมาะสมและสามารถนำไป ปฏิบัติได้ ตลอดจนให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยมีการปรับปรุงครั้งสำคัญในปี 2540 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2540 ซึ่งเห็นชอบมาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตรายเล็ก ได้แก่ การปรับโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า และสูตรการปรับค่าพลังงานไฟฟ้า การปฏิบัติตามบางส่วนของ Grid Code การผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP โดยมาตรการดังกล่าวได้นำมาปรับปรุงในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP และใช้ปฏิบัติมาถึงปัจจุบัน
อย่างไรก็ตาม การปฏิบัติในช่วงที่ผ่านมา เงื่อนไขในทางปฏิบัติบางประเด็นไม่ได้ระบุไว้ในระเบียบฯ และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กฟผ. จึงขอปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดระเบียบปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้ชัดเจนขึ้น ทั้งนี้ การ แก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ได้กำหนดไว้ในระเบียบฯ ข้อ บ. ว่า "การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ทุกครั้งจะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ"
2. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ได้เห็นชอบการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยสามารถสรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้
2.1 แก้ไขข้อกำหนดคุณสมบัติของ SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมัน เป็นเชื้อเพลิงหลักหรือเชื้อเพลิงเสริม หากเกินกว่าร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนจากเชื้อเพลิงทั้งหมด จะถือเป็นคุณสมบัติการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งจะต้องมีประสิทธิภาพไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 เนื่องจากการกำหนดเงื่อนไขเดิม ไม่เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหินและพลังงานนอกรูปแบบกากหรือ เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงหลัก
2.2 แก้ไขรายละเอียดข้อมูลประกอบคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้า ให้ตรงกับแบบฟอร์มที่ กฟผ. ถือปฏิบัติอยู่ในปัจจุบัน และขยายระยะเวลาลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากเดิมภายใน 1 ปี เป็นภายใน 2 ปี หลังจากวันที่การไฟฟ้าแจ้งผลการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า โดยกำหนดให้ SPP จะต้องแสดงรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) กับการไฟฟ้าก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
ทั้งนี้ เห็นควรให้ กฟผ. ทำหนังสือแจ้งผลการตอบรับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขการแสดงรายงานผลกระทบสิ่งแวด ล้อม รวมทั้งแนบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และจัดทำบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding: MOU) เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระหว่าง กฟผ. กับ SPP ว่าจะมีการ รับซื้อไฟฟ้าภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด
2.3 กำหนดระยะเวลาการยื่นและคืนหลักประกันการปฏิบัติตามสัญญาก่อนการลงนามใน สัญญา 10 วันทำการ เพื่อความชัดเจนและให้ระยะเวลาตรวจสอบหลักประกันได้ในระยะเวลาหนึ่ง
2.4 SPP จะต้องผลิตไฟฟ้าให้มีคุณภาพตามระเบียบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานระบบของ การไฟฟ้า และเป็นไปตาม SPP Grid Code ทั้งนี้ ในการแก้ไข Grid Code และระเบียบการเดินเครื่องกำเนิด ไฟฟ้าขนานระบบของการไฟฟ้า ให้กำหนดไว้ในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยการแก้ไขจะต้องผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการซึ่งประกอบด้วยผู้แทนจากภาค รัฐ และนักวิชาการ และเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ให้สอบถามความเห็นจากผู้ประกอบการในขั้นตอนการหารือด้วย
2.5 แก้ไขความหมายของเชื้อเพลิงเสริม โดยหมายความรวมถึงเชื้อเพลิงสำรองด้วย และ กำหนดจำนวนชั่วโมงที่ใช้คำนวณ Monthly Capacity Factor ให้หักลบด้วยจำนวนชั่วโมงที่ต้องหยุดซ่อมบำรุง ตามแผนบำรุงรักษารายปี จำนวนชั่วโมงในวันที่ กฟผ. สั่งการเดินเครื่องต่ำกว่าสัญญาในช่วง Peak วันที่ กฟผ. ไม่สามารถรับไฟได้ รวมถึงวันที่มีเหตุสุดวิสัยด้วย
2.6 เพิ่มเติมข้อกำหนดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าและไอน้ำ Tie Bus และ Tie Steam โดยให้แยกระบบเชื่อมโยงเป็นอิสระในแต่ละสัญญา ไม่อนุญาตให้มีการนำระบบมาเชื่อมต่อกัน เว้นแต่ ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า โดยให้ติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมตามที่การไฟฟ้ากำหนด
2.7 ให้ผ่อนปรนการลดการจ่ายไฟฟ้าในช่วง Off-peak ของผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ โดยให้สามารถผลิตได้เต็มที่ในช่วงดังกล่าว เนื่องจากธรรมชาติของเชื้อเพลิงที่ใช้ ไม่สามารถควบคุมให้มีความสม่ำเสมอได้ นอกจากนี้ การผ่อนปรนเงื่อนไขดังกล่าวจะไม่ส่งผลกระทบต่อระบบรวม เนื่องจากสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตกลุ่มนี้มีสัดส่วนที่ต่ำมาก (ประมาณ 1%) และมีปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาน้อย ทั้งนี้ หากในอนาคตปริมาณการผลิตไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นมาก จนส่งผลกระทบต่อการสั่งการเดินเครื่องของ กฟผ. กฟผ. สามารถเสนอขอทบทวนการผ่อนปรนเงื่อนไขดังกล่าวได้
2.8 ตามสูตรการคำนวณปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินแต่ละเดือน หากผลการคำนวณมีค่าเป็นลบ ผู้ผลิตรายเล็กจะต้องชำระเงินให้การไฟฟ้าเป็นจำนวนเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้า คิดเงินที่มีค่าเป็นลบ คูณด้วยอัตราค่าพลังไฟฟ้าในเดือนนั้นๆ ทั้งนี้ ค่าปรับที่ กฟผ. เรียกเก็บจาก SPP ให้ส่งคืนประชาชนผ่านสูตร Ft ในการคำนวณค่า Ft แต่ละเดือน
2.9 ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าใหม่กำหนดให้บังคับใช้เฉพาะ SPP ที่จะยื่นคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้าภายหลังการออกระเบียบฉบับใหม่นี้ ทั้งนี้ SPP รายเดิม หากมีความประสงค์จะปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ใหม่ สามารถยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม และใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่แก้ไขใหม่ตามระเบียบใหม่ได้ โดยจะขอแก้ไขข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพียงบางข้อไม่ได้ ทั้งนี้ การยกเลิกสัญญา ดังกล่าว SPP ไม่ต้องคืนเงินค่าพลังไฟฟ้า
2.10 เห็นควรให้คงข้อกำหนดในการแก้ไขปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าฯ และการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบฯ เดิม โดยให้ยื่นข้อพิพาทผ่านอนุญาโตตุลาการหากอนุญาโตตุลาการไม่สามารถวินิจฉัยหา ข้อยุติได้ ให้ยื่นต่อศาลไทยเป็นผู้วินิจฉัยชี้ขาด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก รายละเอียดตามข้อ 2
2.มอบหมายให้การไฟฟ้าออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตรายเล็ก และจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตราย เล็กฉบับใหม่ ตามแนวทางและหลักการในข้อ 1
3.ให้แต่งตั้งคณะกรรมการ ประกอบด้วยผู้แทนจากภาครัฐ และนักวิชาการ เป็นผู้พิจารณาการแก้ไขระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบ ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (SPP Grid Code) และระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. ปี 2522 เกิดวิกฤตการณ์น้ำมันโลกครั้งที่ 2 ซึ่งส่งผลกระทบทำให้ประเทศไทยในขณะนั้น ประสบปัญหาภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างรุนแรง จนต้องมีการปันส่วนน้ำมัน ดังนั้น รัฐบาล จึงได้ออก คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 10/2523 ลงวันที่ 2 ธันวาคม 2523 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย 5 มาตรการ ได้แก่ (1) มาตรการจำกัดเวลาการเปิดบริการของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มาตรการจำกัดเวลาการใช้ไฟฟ้าในการโฆษณาสินค้าและบริการ (3) มาตรการจำกัดเวลาเปิดทำการของสถานบริการ (4) มาตรการจำกัดเวลาของสถานีวิทยุ โทรทัศน์ (5) การให้คณะกรรมการเฉพาะกิจในภาวะฝนแล้ง กำหนดหลักเกณฑ์ในการใช้ไฟฟ้าของผู้ประกอบกิจการอุตสาหกรรม
2. ต่อมาภาวะวิกฤตการณ์น้ำมันได้คลี่คลายลง จึงได้มีการออกคำสั่งนายกรัฐมนตรี เพื่อยกเลิก มาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ (1) และ (2) ส่วนมาตรการในข้อ (3) (4) และ (5) ยังคงมีผลบังคับใช้อยู่จนถึงปัจจุบัน
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาแล้วว่าปัจจุบันประเทศไทยสามารถจัดหาน้ำมันและไฟฟ้าได้เพียงพอต่อ ความต้องการใช้ในประเทศ ทำให้มาตรการประหยัดน้ำมันและไฟฟ้า ตามข้อ (3) (4) และ (5) ไม่มีความจำเป็นอีกต่อไป สนพ. จึงได้เสนอให้ยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 10/2523 ลงวันที่ 2 ธันวาคม พ.ศ. 2523 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 10/2523 ลงวันที่ 2 ธันวาคม 2523 เรื่อง การกำหนด มาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการโครงการผลิตแอลกอฮอล์จากพืชเป็นเชื้อเพลิง ตามที่กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อมเสนอ และให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปแต่งตั้งคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ และต่อมาในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ได้มีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติเป็นผู้พิจารณาข้อเสนอการขอ ตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง โดยให้เป็นไปตามกรอบนโยบายที่คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติกำหนด และให้นำเสนอผลการพิจารณาตั้งโรงงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาอนุมัติต่อไป
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งที่ 2/2545 เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2545 ได้มีการพิจารณาเรื่องการอนุญาตตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิง และในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2545 ได้มีมติอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงของผู้ประกอบการจำนวน 8 ราย ตามข้อเสนอของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ
3. เมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2545 คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ได้ดำเนินการแจ้งผลการอนุญาตให้ผู้ประกอบการทั้ง 8 ราย ทราบ โดยกำหนดให้ผู้ประกอบการทั้ง 8 รายจะต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ได้ยื่นไว้ตามประกาศคณะกรรมการ เอทานอลแห่งชาติ ลงวันที่20 กรกฎาคม พ.ศ. 2544 อาทิเช่น ต้องดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อเป็นเชื้อเพลิงตามที่ได้รับ อนุมัติให้แล้วเสร็จภายในเวลา 2 ปี นับจากวันที่ ได้รับแจ้งการอนุญาต และต้องยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานต่อกรมโรงงานอุตสาหกรรมภายใน 180 วัน นับจากวันที่ได้รับแจ้งการอนุญาต เป็นต้น
4. คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2546 ได้พิจารณาการดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และได้มีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตยื่นเอกสารหลักฐานและรายละเอียด ประกอบคำขอรับใบอนุญาตประกอบพิจารณาโรงงานต่อกรมโรงงานอุตสาหกรรมให้ครบถ้วน ภายในเดือนกรกฎาคม2546 ซึ่งเมื่อครบกำหนดเวลาดังกล่าวปรากฎว่า มีผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจำนวน 7 ราย ยื่นเอกสารหลักฐานและรายละเอียดครบถ้วนตามที่กำหนด และมีผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจำนวน 1 ราย คือ บริษัท อัลฟ่า เอ็นเนอร์จี จำกัด ยื่นเอกสารหลักฐานและรายละเอียดไม่ครบถ้วนตามที่กำหนด และกระทรวงอุตสาหกรรมได้ส่งคืนคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานให้กับ บริษัทฯ แล้ว
5. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2546 ในการประชุมคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ได้พิจารณาคำขอของบริษัท อัลฟ่า เอ็นเนอร์จี จำกัด โดยได้ขออนุญาตขยายระยะเวลาการปฎิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขออกไปอีก 180 วัน นับจากวันที่ 25 มิถุนายน 2546 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติไม่อนุญาตให้บริษัทฯ ขยายระยะเวลาการปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนด และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาเพิกถอนการอนุญาตจัด ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงของบริษัทฯ ต่อไป เนื่องจากบริษัทฯ ไม่สามารถปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนดได้ภายในกำหนดเวลา ขณะที่ผู้ได้รับอนุญาตรายอื่นสามารถปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนด ได้ทุกราย ประกอบกับบริษัทฯ ยังไม่มีความคืบหน้าในการดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงตามที่รับอนุญาตแต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามมติคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ในการพิจารณาไม่อนุญาตให้บริษัท อัลฟ่า เอ็นเนอร์จี จำกัด ขยายระยะเวลาการปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนด และให้เพิกถอนการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงของ บริษัทฯ
กพช. ครั้งที่ 94 - วันจันทร์ที่ 1 กันยายน 2546
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2546 (ครั้งที่ 94)
วันจันทร์ที่ 1 กันยายน พ.ศ. 2546 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุมธำรงนาวาสวัสดิ์ ชั้น 3
อาคารสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.ทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
4.สรุปผลการประชุมเชิงปฏิบัติการ "ยุทธศาสตร์พลังงาน ครั้งที่ 1 : พลังงานเพื่อการแข่งขันของประเทศไทย"
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบเดือนกรกฎาคม 2546 ปรับตัวสูงขึ้น 0.14 - 1.29 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จากสถานการณ์ความไม่สงบในอิรักและจากการประท้วงการปรับขึ้นราคาน้ำมันภายใน ประเทศไนจีเรีย ประกอบกับมีพายุเคลื่อนตัวเข้าสู่สหรัฐอเมริกา รวมถึงผลการประชุมของกลุ่มโอเปคเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2546 ได้มีมติให้ คงปริมาณการผลิตไว้ที่ระดับ 25.4 ล้านบาร์เรล/วัน ในเดือนสิงหาคม ราคาน้ำมันดิบยังคงปรับตัวสูงขึ้น 0.90 - 2.05 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จากความวิตกกังวลเกี่ยวกับเหตุการณ์ก่อการร้ายที่เกิดขึ้นอย่างต่อเนื่องใน อิรัก ได้แก่ เหตุระเบิดสถานฑูตจอร์แดนและสำนักงานองค์การสหประชาชาติในกรุงแบกแดด และความเสียหายที่เกิดจากการวางระเบิดและเพลิงไหม้ของท่อส่งน้ำมันที่เชื่อม ต่อระหว่างเมือง Kirkuk ทางตอนเหนือของประเทศอิรักและเมืองท่า Ceyhan ของประเทศตุรกี ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการผลิตและการส่งออกน้ำมันดิบ โดยอิรักมีแผน จะเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบเป็น 2.0 ล้านบาร์เรล/วัน ในช่วงสิ้นปี 2546 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ของเดือนสิงหาคม 2546 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 27.66 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และ 29.65 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ในเดือนกรกฎาคม 2546 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 ปรับตัวสูงขึ้น 2.87 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และ 2.44 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ จากความต้องการของประเทศในภูมิภาคเอเซีย เริ่มสูงขึ้นหลังสามารถควบคุมโรค SARS ได้ ประกอบกับมีการนำน้ำมันเบนซินจากเอเซียไปขายยังสหรัฐอเมริกา หลังจากที่ราคาน้ำมันในสหรัฐอเมริกาสูงขึ้นในช่วงฤดูท่องเที่ยว ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวสูงขึ้น 0.16 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล อุปทานในตึงตัว จีนและเกาหลีใต้ลดการส่งออกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เนื่องจากความต้องการใช้ภายในประเทศสูงขึ้น และจากแรงซื้อที่เพิ่มขึ้นของเวียดนาม ในเดือนสิงหาคม 2546 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง 2.88 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และ 2.65 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ อุปทานลดลงจากจีนและไต้หวันลดการส่งออก เนื่องจากความต้องการใช้ภายในประเทศสูงขึ้น และโรงกลั่นน้ำมัน 3 แห่งของญี่ปุ่นปิดซ่อมบำรุง รวมปริมาณการผลิตหายไป 0.49 ล้านบาร์เรล/วัน แต่ปัจจุบันโรงกลั่น 1 แห่ง คือ Mishuzima กำลังการผลิต 0.25 ล้านบาร์เรล/วัน ได้เริ่มกลับมาดำเนินการแล้ว และคาดว่าโรงกลั่นอีก 1 แห่ง คือ Osaka จะสามารถกลับมาดำเนินการได้ในช่วง กลางเดือนกันยายน 2546 ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวสูงขึ้น 3.21 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จากอุปสงค์ เพิ่มขึ้นจากความต้องการซื้อของเวียดนาม ฮ่องกง และอินโดนีเซีย อุปทานลดลงจากโรงกลั่นน้ำมัน ของเกาหลีใต้ปิดซ่อมบำรุง ประกอบกับจีนลดการส่งออกเนื่องจากความต้องการใช้ภายในประเทศสูงขึ้น ราคาเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 , น้ำมันก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา อยู่ที่ระดับ 37.46 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล, 36.05 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล, 33.51 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล, 32.16 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และ 27.44 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเดือนกรกฎาคม 2546 มีการปรับราคาน้ำมันเบนซินขึ้น 4 ครั้ง รวม 1.20 บาท/ลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับขึ้น 3 ครั้ง ลดลง 1 ครั้ง สุทธิเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร เดือนสิงหาคมมีการปรับราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วขึ้น 2 ครั้ง รวม 0.60 และ 0.50 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 27 สิงหาคม 2546 อยู่ที่ระดับ 17.29 , 16.29 และ 13.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดเดือนกรกฎาคม และเดือนสิงหาคม 2546 มาอยู่ที่ระดับ 0.9493 และ 0.9174 บาท/ลิตร ตามลำดับ ค่าการตลาดปรับตัวลดลง เนื่องจากราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ปรับตัวสูงขึ้นมากผู้ค้า น้ำมันปรับราคาขายปลีกได้น้อยกว่าต้นทุนราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น ส่วนค่าการกลั่นเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2546 มาอยู่ที่ระดับ 0.4167 และ 0.5387 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนกันยายน 2546 ปรับตัวสูงขึ้น 3.8 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 272.8 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.63 บาท/กก. อัตราเงิน ชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ในระดับ 2.43 บาท/กก. คิดเป็นเงิน 449 ล้านบาท/เดือน และมีรายจ่ายในการชำระหนี้ตามข้อตกลงกับผู้ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว 400 ล้านบาท/เดือน รวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 849 ล้านบาท/เดือน โดยกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันชนิดอื่น 982 ล้านบาท/เดือน จึงมีเงินไหลเข้ากองทุนฯ สุทธิ 133 ล้านบาท/เดือน ยอดเงินคงเหลือกองทุนน้ำมันฯ หลังหักภาระผูกพัน ณ วันที่ 5 สิงหาคม 2546 อยู่ในระดับ 4,532 ล้านบาท โดยมีเงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม 2546 รวม 7,128 ล้านบาท ฐานะ กองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 2,596 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. การปรับโครงสร้างและแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย ได้ดำเนินการอย่างต่อเนื่องและเป็นระบบ โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบให้แยกกิจการผลิตไฟฟ้า กิจการระบบ สายส่งและกิจการระบบสายจำหน่ายออกจากกัน และต่อมาคณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 เห็นชอบแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ ซึ่งใช้เป็นกรอบกำหนดขอบเขตและทิศทางการปรับโครงสร้างและการแปรรูปธุรกิจ หลัก 4 สาขา ซึ่งรวมสาขาพลังงานไว้ด้วย
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบข้อเสนอและแผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัด ตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) หรือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในปัจจุบัน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามแผนฯ
3. แผนการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า กำหนดให้มีการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าขึ้นในปี 2546 ทำหน้าที่สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า กำหนดราคาค่าไฟฟ้าในตลาดกลาง และบริหารการชำระเงินค่าซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะมีการแข่งขันในกิจการผลิตไฟฟ้า โดยมีผู้ผลิตไฟฟ้าหลายรายเสนอราคาขายและปริมาณไฟฟ้าที่ตนจะผลิตเข้าสู่ตลาด กลางฯ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะจัดตั้งเป็นบริษัทผลิตไฟฟ้า 1 และ 2 จำกัด และแปรรูปออกไปในที่สุด เพื่อให้มีการแข่งขันเพียงพอและให้กิจการผลิตไฟฟ้าแยกเป็นอิสระจากธุรกิจ ระบบส่งไฟฟ้า ภายใต้ระบบดังกล่าว ผู้ใช้ไฟส่วนใหญ่จะซื้อไฟฟ้าจากบริษัทระบบจำหน่ายและจัดหาไฟฟ้า ซึ่งเป็นกิจการที่กำกับดูแลโดยรัฐ โดยมีการแข่งขันในระดับค้าปลีก เปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกซื้อไฟฟ้าได้
4. ในเดือนกุมภาพันธ์ 2544 มีการเปลี่ยนแปลงรัฐบาล และรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายจาตุรนต์ ฉายแสง) ที่กำกับดูแลด้านพลังงาน ได้จัดให้มีการประชุมสัมมนาเรื่อง การปรับโครงสร้างกิจการ ไฟฟ้า เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2544 ในการประชุมดังกล่าวได้มอบหมายให้ สพช. พิจารณาปรับปรุงแผนการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อ ขายไฟฟ้า ให้ครอบคลุมประเด็นข้อห่วงใยต่างๆ ได้แก่ ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า การเพิ่มการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า การดูแลช่วยเหลือผู้ใช้ไฟที่มีรายได้น้อย ความผันผวนของราคาค่าไฟฟ้า การขยายโครงข่ายไฟฟ้าไปสู่ชนบท การยึดครองกิจการไฟฟ้าโดยต่างชาติ
5. ในเดือนมีนาคม 2545 มีการปรับปรุงคณะรัฐมนตรีและเปลี่ยนรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีที่กำกับ ดูแลด้านพลังงานเป็นนายพงศ์เทพ เทพกาญจนา และภายหลังการปฏิรูประบบราชการเมื่อเดือนตุลาคม 2545 มีการจัดตั้งกระทรวงพลังงาน โดยย้ายโอนหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมาสังกัดกระทรวงพลังงาน และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายพงศ์เทพ เทพกาญจนา) ได้แต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณาเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และ สนพ. ได้นำเสนอรูปแบบการแข่งขันใหม่โดยได้นำประเด็นข้อห่วงใยต่างๆ เรียกว่าระบบ New Electricity Supply Arrangement (NESA) ซึ่งกำหนดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าในตลาดต่างๆ มีการแบ่งกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังความร้อนของ กฟผ. มากกว่า 2 กลุ่ม มีการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าออกเป็นอิสระ ทั้งนี้ จะมีการแข่งขันทั้งในระดับการค้าส่งและค้าปลีกไฟฟ้า ผู้ใช้ไฟฟ้ามีทางเลือกในการซื้อไฟฟ้า
6. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2545 ได้เห็นชอบแผนเตรียมความพร้อม เพื่อนำรัฐวิสาหกิจเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ ซึ่งกำหนดให้มีการจดทะเบียนและกระจายหุ้นรัฐวิสาหกิจ 18 แห่ง โดย กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จะจดทะเบียนและ กระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ในไตรมาส 1 ไตรมาส 2 และไตรมาส 4 ปี 2547 ตามลำดับ
7. นายกรัฐมนตรีในการตรวจเยี่ยมการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2546 ได้มีนโยบายการแปลงสภาพ กฟผ. โดย (1) ให้ชะลอการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Power Pool) (2) ให้แปลงสภาพ กฟผ. เป็นบริษัทมหาชนทั้งองค์กร (3) ให้นำทุนของ กฟผ. เข้าจดทะเบียนและกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ฯ โดยภาครัฐยังคงถือหุ้นในบริษัทดังกล่าวไม่น้อยกว่าร้อยละ 50
8. กฟผ. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน ลงวันที่ 29 เมษายน 2546 ขอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช) พิจารณาทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 เรื่อง การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า และวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เรื่อง แผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
9. ความคืบหน้าในการดำเนินงาน
9.1 เพื่อเป็นการดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2545 และตามนโยบายนายกรัฐมนตรีในการตรวจเยี่ยม กฟผ. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2546 กฟผ. ได้จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษาทางการเงิน 6 บริษัท ประกอบด้วย บริษัท เมอร์ริล ลินช์ ภัทร บริษัท หลักทรัพย์ไทยพาณิชย์ บริษัท Tisco บริษัท Cittigroup บริษัท JP Morgan และ บริษัท Morgan Stanley และบริษัทที่ปรึกษาด้านกฎหมาย 2 บริษัท คือ บริษัท White & Case LLP และบริษัท Linklaters เพื่อเตรียมการจดทะเบียน กฟผ. เป็นบริษัทและกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ในไตรมาส 1 ปี 2547 บริษัทที่ปรึกษาได้ให้ความเห็นว่า เพื่อให้การกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ประสบความสำเร็จ จะต้องมีความชัดเจนในประเด็นต่างๆ ก่อนดำเนินการกระจายหุ้น ดังนี้
9.1.1 โครงสร้างกิจการไฟฟ้าในอนาคต รูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในอนาคตจะกำหนดบทบาททางธุรกิจ และโอกาสในการลงทุนหรือขยายกิจการของการไฟฟ้า ซึ่งนักลงทุนให้ความสำคัญมาก เนื่องจากมีผลกระทบโดยตรงต่อทิศทางของธุรกิจไฟฟ้าว่าจะมีการแข่งขันหรือไม่ อย่างไร ดังนั้น หากไม่มีความชัดเจนในประเด็นดังกล่าว จะถือเป็นความเสี่ยงหลักที่นักลงทุนจะนำมาประเมินกำหนดราคาหุ้น
9.1.2 กรอบการกำกับดูแล หากมีการแปรรูปกิจการไฟฟ้าจากภาครัฐเป็นของเอกชน จะต้องมีการกำหนดกรอบการกำกับดูแลที่ชัดเจน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้า กำกับดูแลราคาค่าบริการ คุณภาพการบริการ และการลงทุนเพื่อคุ้มครองผู้บริโภค พร้อมทั้งให้ความเป็นธรรมแก่ผู้ลงทุน
นอกจากนี้ โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าซึ่งจะเป็นตัวกำหนดรายได้ของกิจการไฟฟ้าในอนาคต จะต้องมีความชัดเจนโปร่งใส รวมทั้ง แนวทางการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าจะต้องมีความชัดเจน โปร่งใส เช่นกัน ซึ่งจะมีผลต่อการแปรรูป กฟน. และ กฟภ. ในอนาคตด้วย
9.1.3 การกำหนดโครงสร้างองค์กร: โครงสร้างองค์กรของการไฟฟ้าที่จะนำเข้าจดทะเบียนและกระจายหุ้นในตลาดหลัก ทรัพย์ฯ ต้องมีความชัดเจน มีรูปแบบที่ส่งเสริมการบริหารงานอย่างมี ประสิทธิภาพ จะก่อให้เกิดประโยชน์ต่อทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าและนักลงทุนในหุ้นกิจการไฟฟ้า
9.1.4 การจัดหาไฟฟ้าในอนาคต การจัดหาไฟฟ้าเพื่อตอบสนองความต้องการใช้ ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น จะให้ผู้ใดดำเนินการ กฟผ. หรือจะให้ภาคเอกชนดำเนินการด้วย จะรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านหรือไม่ จะกำหนดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกอย่างไร
10. บริษัทที่ปรึกษาได้จัดทำแผนการดำเนินงาน เพื่อให้การดำเนินงานปรับโครงสร้างองค์กรของ กฟผ. และการจดทะเบียน กฟผ. ในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยแล้วเสร็จภายในไตรมาส 1 ปี 2547 โดย โครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่ชัดเจนจะต้องได้ข้อสรุปภายในเดือนกันยายน 2546 จดทะเบียน กฟผ. เป็นบริษัท ในต้นเดือนมกราคม 2547 และกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ปลายเดือนมีนาคม 2547
11. เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายให้ชะลอการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ชะลอการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Power Pool) และให้มีการแปลงสภาพ กฟผ. ทั้งองค์กรให้มีการจดทะเบียนกระจายหุ้นการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ภายในปี 2547 จึงต้องมีการศึกษาโครงสร้างกิจการไฟฟ้าใหม่ เพื่อให้ได้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่ชัดเจน สำนักนโยบายและยุทธศาสตร์ (สนย.) สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา โครงการศึกษายุทธศาสตร์พลังงานของประเทศไทยและการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ซึ่งจะศึกษารูปแบบการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่เหมาะสม โครงสร้างองค์กรที่เกี่ยวข้อง ตลอดจนแนวทางการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้าในการอนาคต เพื่อให้การจดทะเบียนและกระจายหุ้นการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งประสบผลสำเร็จสูงสุด โดย การศึกษาดังกล่าวมีกำหนดแล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2546
12. เพื่อให้ กฟผ. สามารถดำเนินการตามนโยบายของนายกรัฐมนตรี มีการแปรรูป กฟผ. ทั้งองค์กรและจดทะเบียนกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ภายในไตรมาสที่ 1 ปี 2547 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ดำเนินการ ดังนี้
12.1 ให้ชะลอการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ออกไปก่อน
12.2 ให้ความเห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. แปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
12.3 ให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการเตรียมการจัดตั้งบริษัทตามมาตรา 16 แห่ง พรบ. ทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 เพื่อดำเนินการตามมาตรา 19 แห่ง พรบ. ทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และ 3 ตุลาคม 2543 เรื่อง การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจะนำเสนอ โครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่เหมาะสมต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แปลงสภาพเป็นบริษัท ทั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2539 (ครั้งที่ 55) ให้นำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้ในการสนับสนุนการดำเนินการของหน่วยงาน ต่างๆ ในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติครั้งที่ 6/2544 (ครั้งที่ 87) ให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการ ป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2545 ได้มีมติเห็นชอบให้ทบทวนมติคณะรัฐมนตรี วันที่ 18 ธันวาคม 2544 ให้สามารถเบิกจ่ายในส่วนของหนี้ผูกพันที่เกิดขึ้นในปีงบประมาณ 2545 ทั้งนี้ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถเบิกจ่ายหนี้ผูกพันเหลื่อมปีงบประมาณ 2546 ได้ จำนวนเงิน 579,639,450.94 บาท
3. กรมสรรพสามิตได้มีหนังสือ ด่วนมาก ที่ กค 0603/ 23980 ลงวันที่ 28 สิงหาคม 2546 เรื่อง ขอทบทวนการขยายเวลาการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการ ป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม แจ้งว่ากรมสรรพสามิตไม่สามารถเบิกจ่ายงบประมาณจากโครงการติดตั้งระบบควบคุม รายรับ - จ่าย ณ คลังน้ำมันชายฝั่งพร้อมเชื่อมโยงเครือข่ายข้อมูล จำนวนเงิน 427,077,003.66 บาท ได้ทันในปี 2546 โดยมีรายละเอียดดังนี้
(1) กรมสรรพสามิตได้ทำสัญญาซื้อขายระบบควบคุมการรับ - จ่ายน้ำมันสำหรับคลังน้ำมันชายฝั่งพร้อมติดตั้งกับบริษัท ยูไนเต็ด คอมมูนิเกชั่น อินดัสตรี (เนทเวอร์ค) จำกัด (มหาชน) ซึ่ง บมจ. ยูไนเต็ดฯ ได้ดำเนินการตามสัญญาจนครบกำหนดอายุสัญญา แต่ยังดำเนินการไม่แล้วเสร็จตามสัญญา ดังนั้น กรม สรรพสามิตจึงมีหนังสือแจ้งให้ บมจ.ยูไนเต็ดฯ ส่งมอบงานให้ครบถ้วนถูกต้องตามสัญญาต่อกรมสรรพสามิตภายใน 45 วัน ซึ่งหากพ้นกำหนดเวลาดังกล่าวแล้ว กรมสรรพสามิต ถือว่าหนังสือฉบับนี้เป็นการบอกเลิกสัญญาซื้อขายดังกล่าวข้างต้นทันที และกรมสรรพสามิตขอสงวนสิทธิเรียกค่าปรับและสิทธิเรียกร้องต่างๆ ตามสัญญาและกฎหมายไว้ด้วย (ครบกำหนดวันที่ 3 สิงหาคม 2546)
(2) บมจ. ยูไนเต็ดฯ ได้มีหนังสือแจ้งเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2546 ว่าบริษัทฯได้ดำเนิน โครงการเสร็จเรียบร้อยแล้ว ยกเว้นคลังที่มีปัญหาจึงขอส่งงานที่เสร็จก่อนและขอสงวนสิทธิเรียกเก็บเงิน ตามสัญญา ซึ่งคณะกรรมการตรวจรับพัสดุของกรมสรรพสามิต ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า ระบบควบคุมการรับ - จ่าย น้ำมันสำหรับคลังน้ำชายฝั่งยังไม่สมบูรณ์จึงมีความเห็นว่าไม่รับงาน
(3) กรมสรรพสามิตกำลังดำเนินการแจ้งให้บริษัทฯ ชำระค่าปรับและค่าเสียหายต่างๆ ซึ่งคาดว่าจะมีการโต้แย้งจากบริษัทฯ เกี่ยวกับการบอกเลิกสัญญา และการเรียกชำระค่าปรับและค่าเสียหายต่างๆ ต่อไป ดังนั้นเรื่องดังกล่าวจึงไม่อาจจะดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ทันภายในปีงบ ประมาณ 2546
4. กรมสรรพสามิตจึงขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทบทวนการขยายเวลาการ สนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการป้องกันและปราบปรามการ กระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมที่ก่อหนี้ผูกพันไว้ คือ โครงการติดตั้งระบบควบคุมการรับ - จ่ายน้ำมันสำหรับคลังน้ำมันชายฝั่งเป็นเงิน 427,077,003.66 บาท (สี่ร้อยยี่สิบเจ็ดล้านเจ็ดหมื่นเจ็ดพันสามบาทหกสิบหกสตางค์) จากปีงบประมาณ 2546 ไปจนกว่าเรื่องดังกล่าวจะยุติ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ทบทวนขยายเวลาการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิงในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแก่กรมสรรพ สามิตที่ก่อหนี้ผูกพันไว้ ในโครงการติดตั้งระบบ ควบคุมการรับ - จ่ายน้ำมันสำหรับคลังน้ำมันชายฝั่ง เป็นเงิน 427,077,003.66 บาท (สี่ร้อยยี่สิบเจ็ดล้าน เจ็ดหมื่นเจ็ดพันสามบาทหกสิบหกสตางค์) จากปีงบประมาณ 2546 ไปจนกว่าเรื่องดังกล่าวจะยุติ แต่ทั้งนี้ให้กรมสรรพสามิตร่วมกับส่วนราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาแนวทางที่ จะเร่งรัดให้โครงการสามารบรรลุเป้าหมายโดยเร็วที่สุด เพื่อรักษาและป้องกันการกระทำผิดมิให้เกิดความเสียหายจากกลุ่มที่ต้องดำเนิน การทางกฎหมาย ซึ่งความล่าช้าทำให้เกิดปัญหาและสร้างความเสียหายมากกว่าการได้เปรียบ เสียเปรียบทางคดีความ
สรุปสาระสำคัญ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2546 กระทรวงพลังงานได้มีการจัดประชุมเชิงปฏิบัติการด้านยุทธศาสตร์พลังงาน ครั้งที่ 1 ขึ้น โดยมีหัวข้อว่า พลังงานเพื่อการแข่งขันของประเทศไทย โดยมีท่านนายกรัฐมนตรีเป็นประธานในที่ประชุม ซึ่งผลการประชุมสรุปได้ดังนี้
1. กำหนดให้เป้าหมายการใช้พลังงานของประเทศด้วยการลดสัดส่วนอัตราเติบโตของการ ใช้พลังงานต่ออัตราการเติบโตเศรษฐกิจของประเทศ (GDP) จาก 1.4 ต่อ 1 เป็น 1 ต่อ 1 ในระยะเวลา 5 ปี ภายใน ปี พ.ศ. 2550 ซึ่งจะทำให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ถึง 3.1 ล้านล้านบาท ในระยะเวลา 10 ปี
2. สำหรับยุทธศาสตร์ด้านพลังงานได้แบ่งออกเป็น 4 ด้าน ดังนี้
2.1 ยุทธศาสตร์การใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งประกอบด้วย ยุทธศาสตร์การใช้พลังงานภาคคมนาคมขนส่ง และภาคอุตสาหกรรม
· ภาคคมนาคมขนส่ง โดยปรับโครงสร้างการขนส่งคนและสินค้า จากการใช้รถยนต์ ขนาดเล็กมาเป็นระบบขนส่งด้วยระบบราง ควบคู่การวางเครือข่ายขนส่งแบบผสมผสาน (Multimodal) อย่างมี ประสิทธิภาพ มุ่งหมายลดค่าใช้จ่ายด้านพลังงานภาคการขนส่งไม่ต่ำกว่าร้อยละ 40 คือ ไม่ต่ำ 2.5 ล้านล้านบาท ในระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 - 2560 โดยมอบหมายให้กระทรวงคมนาคม กระทรวงการคลัง กระทรวงพลังงาน และ สศช. ร่วมกันปรับโครงสร้างการขนส่ง เพื่อนำไปสู่การใช้พลังงานอย่างฉลาดและเหมาะสม
· ภาคอุตสาหกรรม เร่งรัดปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมและทบทวนทิศทางการส่งเสริม การลงทุน โดยมุ่งสู่อุตสาหกรรมที่ใช้พลังงานน้อย (Non - Energy Intensive) และก่อให้เกิดมูลค่าทางเศรษฐกิจสูง ซึ่งมีมาตรการที่สำคัญทั้งในด้านการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมในเชิงศักยภาพ การแข่งขันและด้านภาษี เพื่อสนับสนุนการประหยัดพลังงานในโรงงานและการขนส่ง ตลอดจนได้กำหนดให้กระทรวงอุตสาหกรรมร่วมกับกระทรวงพลังงานเร่งประกาศมาตรฐาน สินค้าประหยัดพลังงาน และมาตรฐานโรงงานประหยัดพลังงาน เป็นต้น
2.2 ยุทธศาสตร์การพัฒนาพลังงานทดแทน : โอกาสใหม่ของประเทศไทย ได้กำหนด เป้าหมายการพัฒนาพลังงานทดแทน โดยเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 8 ในระยะเวลา 10 ปีข้างหน้า นอกจากนี้ ได้กำหนดสัดส่วนให้โรงไฟฟ้าใหม่จะต้องผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ในสัดส่วนร้อยละ 3 - 5 ของกำลังการผลิต และให้มีการตั้งกองทุนพิเศษ ที่ควรให้สิทธิประโยชน์ทางภาษีและการสนับสนุนส่งเสริมการพัฒนาด้านการวิจัย และพัฒนา (R&D) อย่างเป็นรูปธรรมและต่อเนื่อง โดยมอบหมาย ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันดำเนินทุกมาตรการอย่างจริงจัง
2.3 ยุทธศาสตร์การสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ประกอบด้วย
· ด้านไฟฟ้า ยุทธศาสตร์การสร้างความมั่นคงด้านไฟฟ้า มุ่งให้ประเทศไทยต้องมีมาตรการความต้องการพลังงานไฟฟ้าโดยทำแผนการผลิตไฟฟ้า ให้เพียงพอต่อความต้องการและต้องมีมาตรการป้องกัน ไม่ให้เกิด Blackout หรือ Brownout โดยมีเป้าหมายและแผนการพัฒนาคุณภาพการผลิตตามมูลค่าทางเศรษฐกิจ (Economic Value) ที่คำนึงถึงคุณภาพชีวิต สิ่งแวดล้อม สังคม และชุมชน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานเสนอจัดตั้งกองทุนเพื่อการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เพื่อการพัฒนาคุณภาพชีวิตและลดผลกระทบต่อ สิ่งแวดล้อมสำหรับชุมชนและท้องถิ่น โดยรูปแบบของกองทุนแบ่งเป็น 2 ลักษณะ ได้แก่ การจัดเก็บเงินกองทุนจากผู้ผลิตไฟฟ้าในประเทศไทยที่มีกำลังการผลิตเกิน 1,000 กิโลวัตต์ และรูปแบบการใช้เงินกองทุน โดยกำหนดให้คณะกรรมการกองทุนทุกระดับ กำหนดกรอบและหลักเกณฑ์การจัดสรรเงินกองทุน เพื่อช่วยเหลือแก่ ชุมชนที่ตั้งโรงไฟฟ้า
· ด้านความมั่นคงในการจัดหาพลังงาน โดยการจัดหาพลังงานให้เพียงพอและกำหนด ยุทธศาสตร์ต่างประเทศเพื่อหาโอกาสให้เอกชนไทยที่มีศักยภาพ และ ปตท./ปตท.สผ./กฟผ. เข้าไปลงทุน และสร้างพันธมิตรในต่างประเทศด้านพลังงานเพื่อสร้างความมั่งคงด้านพลังงาน แก่ประเทศให้เพียงพอในระยะเวลา 50 ปีข้างหน้า
2.4 ยุทธศาสตร์การปรับประเทศไทยให้เป็นศูนย์กลางพลังงานในภูมิภาค โดยพิจารณาจากศักยภาพของประเทศไทยในการเป็นศูนย์กลางพลังงานในภูมิภาค ได้แก่ การได้เปรียบด้านที่ตั้งทางภูมิศาสตร์ การมีประสบการณ์ในธุรกิจพลังงาน และการมีระบบโครงสร้างพื้นฐานที่ลงทุนไว้แล้วเดิมแต่ยังใช้ประโยชน์ไม่เต็ม ที่ ตลอดจนโอกาสทางตลาดของประเทศต่างๆ ในภูมิภาค โดยจะปรับโครงสร้างและบทบาทจากผู้ซื้อมาเป็นผู้ค้า (Oil Trader) ทั้งนี้ ได้กำหนดมาตรการที่จำเป็น ดังนี้
(1) ปรับปรุงระบบและโครงสร้างภาษีอากร เพื่อขจัดการเก็บภาษีซ้ำซ้อนและอุปสรรค ระบบการค้าน้ำมันแบบ Trading และจัดตั้ง Export Processing Zone (EPZ) สำหรับการค้าน้ำมันภายในประเทศและการส่งออกให้เป็นไปตามมาตรฐานสากล ซึ่งอาจเลือกดำเนินการที่เกาะสีชังและมาบตาพุดได้ทันที
(2) พัฒนาเครือข่ายระบบการขนส่งไฟฟ้า ระบบท่อก๊าซ และพลังงานอื่นๆ พัฒนาความร่วมมือระหว่างประเทศทั้งระดับระหว่างรัฐต่อรัฐและระดับระหว่างภาค ธุรกิจเอกชนกับรัฐบาล เพื่อให้เกิดการลงทุนการใช้ทรัพยากรธรรมชาติ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานร่วมกันอย่างมีประสิทธิภาพ โดยเฉพาะด้าน การผลิต และจำหน่ายไฟฟ้า
(3) เพิ่มการใช้โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ให้เต็มประสิทธิภาพ โดยส่งเสริมการใช้ระบบ ขนส่งน้ำมันทางท่อที่ก่อสร้างไว้แล้ว และเชื่อมโยงระบบท่อขนส่งน้ำมันไปภาคเหนือ - อีสาน ตลอดจนผลักดัน ระบบถนน รถไฟ และการเดินเรือให้เชื่อมโยงภูมิภาคไปถึงจีนตอนใต้ เพื่อขยายตลาดพลังงานสู่ประเทศเพื่อนบ้าน
(4) ยุทธศาสตร์การพัฒนาสะพานเศรษฐกิจ (Strategic Energy Land Bridge) เชื่อมโยงการผลิตและการขนส่งน้ำมันจากตะวันออกกลางมาสู่เอเซียตะวันออก และเอเซียใต้ เพื่อสร้างคลัง น้ำมันสำรอง การลงทุนร่วมระหว่างประเทศผู้ใช้และผู้ผลิตน้ำมัน เพื่อความมั่นคงด้านพลังงานของภูมิภาค ทั้งนี้มีเป้าหมายเพื่อยกเลิกอัตราค่าธรรมเนียมพิเศษในการซื้อขายน้ำมันใน ตลาดโลก (FAREAST Premium)
(5) ผลักดันให้เกิดความร่วมมือระหว่างผู้ผลิตในประเทศ (Integration/Merger & Acquisition/Synergy) เพื่อสร้าง World Scale ในธุรกิจปิโตรเคมี
ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินตามมาตรการดังกล่าวเป็นไปตามเป้าหมาย จึงจำเป็นต้องสร้างมิติใหม่ให้เกิดขึ้นภายในประเทศ ได้แก่ เร่งรัดพัฒนาเชื่อมโยงระบบโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ให้รองรับ การเป็นศูนย์กลางพลังงาน โดยเฉพาะการใช้โครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่อย่างเต็มประสิทธิภาพ และปรับปรุงขีดความสามารถและศักยภาพการผลิตและการพัฒนาผลิตภัณฑ์น้ำมันและปิ โตรเคมีให้สอดคล้องกับความต้องการของตลาดต่างประเทศ รวมทั้งปรับปรุงข้อจำกัดทางภาษีและกฎระเบียบเพื่อสนับสนุนให้เกิดธุรกิจ น้ำมันสู่ระบบสากลและการส่งออก ตลอดจนเห็นควรกำหนดยุทธศาสตร์การพัฒนาสะพานเศรษฐกิจ (Strategic Energy Land Bridge) ให้เป็นนโยบายสำคัญของชาติ โดยการก่อสร้างท่อน้ำมัน และให้เร่งก่อสร้างถนนระหว่าง อำเภอสิชล กับอำเภอทับละมุงให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี นอกจากนี้จะต้องสร้างมิติในต่างประเทศด้วย โดยเร่งเจรจาและสร้างพันธมิตรระหว่างประเทศผู้ผลิตและผู้ใช้พลังงานอย่าง เป็นระบบโดยให้ทุกหน่วยงานที่ เกี่ยวข้องดำเนินการ และสนับสนุนการพัฒนาให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางด้านพลังงานในภูมิภาค
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 93 - วันจันทร์ที่ 7 กรกฎาคม 2546
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2546 (ครั้งที่ 93)
วันจันทร์ที่ 7 กรกฎาคม พ.ศ. 2546 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมธำรงนาวาสวัสดิ์ ชั้น 3
อาคารสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.การจัดตั้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน)
3.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2
4.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2546 - 2559 (PDP 2003)
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในช่วงไตรมาส 2 ปี 2546 ปรับตัวลดลง 3.95 - 5.24 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากอุปทานในตลาดเพิ่มขึ้นหลังจากสงครามระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิรักได้ยุติ ลง และโอเปคได้เพิ่มโควต้าการผลิต รวมทั้งจากการส่งออกของเวเนซูเอล่าและไนจีเรีย ในขณะที่อุปสงค์ในตลาดลดลงเนื่องจากสิ้นสุด ฤดูหนาวประกอบกับสภาพเศรษฐกิจของโลกที่ซบเซาเนื่องจากโรคระบาด SARS โดยในเดือนมิถุนายน 2546 ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น 0.38 - 2.50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามอุปทานในตลาดที่ตึงตัวขึ้น เนื่องจาก อิรักยังไม่สามารถกลับมาผลิตและส่งออกน้ำมันดิบในระดับปกติได้ จากเหตุการณ์ลอบวางระเบิดท่อส่งน้ำมันทางตอนเหนือของอิรัก และผลการประชุมโอเปค ในวันที่ 11 มิถุนายน 2546 ได้มีมติให้คงปริมาณการผลิตไว้ที่ระดับ 25.4 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อรักษาอุปทานในตลาดให้อยู่ในระดับปกติ ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยของเดือนมิถุนายน 2546 อยู่ที่ระดับ 25.51 และ 27.32 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์เฉลี่ยในไตรมาส 2 ปี 2546 ปรับตัวลดลง 4.10 - 7.79 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบและอุปทานเพิ่มขึ้นจากโรงกลั่นสิงคโปร์ที่เพิ่มกำลังการก ลั่น และจากการส่งออกของไทย ในขณะที่อุปสงค์ในภูมิภาคลดลง โดยในเดือนมิถุนายน 2546 ราคาน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 และ 92 ปรับตัวสูงขึ้น 2.86 และ 3.10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเหตุเพลิงไหม้ โรงกลั่นน้ำมันของไต้หวัน และอุปสงค์เพิ่มขึ้นจากอินโดนีเซียและศรีลังกา ประกอบกับมีการนำน้ำมันจาก ภูมิภาคเอเซียไปขายยังสหรัฐอเมริกาซึ่งเป็นช่วงฤดูท่องเที่ยวมากขึ้น ส่วนอุปทานได้ลดลง เนื่องจากจีนลดปริมาณการกลั่นจากผลกระทบจากโรค SARS ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวสูงขึ้น 0.34 เหรียญสหรัฐ ต่อบาร์เรล จากความต้องการซื้อของศรีลังกา ประกอบกับเกาหลีใต้ได้ลดการส่งออกน้ำมันดีเซลลงเนื่องจาก โรงกลั่นของประเทศมีแผนจะลดปริมาณการกลั่นลง ราคาเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 31.59, 30.84,และ 28.73 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยของไทยในช่วงไตรมาส 2 ปี 2546 ได้ปรับตัวลดลงตามราคา น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์และผลจากการที่รัฐบาลยุติมาตรการตรึงราคา น้ำมัน ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ปรับตัวลดลง 0.70 , 0.70 และ 0.83 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยในเดือนมิถุนายน 2546 มีการปรับราคาน้ำมันเบนซินขึ้น 2 ครั้ง ลง 1 ครั้ง สุทธิเพิ่มขึ้น 40 สตางค์/ลิตร น้ำมันดีเซล หมุนเร็วปรับขึ้น 1 ครั้ง 30 สตางค์/ลิตร โดยราคาขายปลีกเฉลี่ยในเดือนมิถุนายนของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ระดับ 15.41 , 14.41 และ 12.84 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดเฉลี่ยในไตรมาส 2 ปี 2546 อยู่ในระดับทรงตัวที่ 1.0778 บาท/ลิตร โดยในเดือนมิถุนายน ได้ปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ระดับ 0.8838 บาท/ลิตร จากการที่ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาก แต่ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกได้น้อยกว่าต้นทุนราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น ส่วนค่าการกลั่น ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2546 ปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ระดับ 0.5798 บาท/ลิตร โดยค่าการกลั่นเฉลี่ยมิถุนายน อยู่ที่ระดับ 0.4034 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนกรกฎาคม 2546 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 26.2 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ในระดับ 269.0ราคา ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.55 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ในระดับ 2.35 บาท/กก. คิดเป็นเงิน 422 ล้านบาท/เดือน และมีรายจ่ายในการชำระหนี้ตามข้อตกลงอีก 400 ล้านบาท/เดือน รวมมีรายจ่าย 822 ล้านบาท/เดือน โดยกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันชนิดอื่น 982 ล้านบาท/เดือน จึงมีเงินไหลเข้ากองทุนฯ สุทธิ 160 ล้านบาท/เดือน ยอดเงิน คงเหลือกองทุนน้ำมันฯ หลังหักภาระผูกพัน ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2546 อยู่ในระดับ 6,322 ล้านบาท โดยมีเงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนพฤษภาคม 2546 รวม 8,885 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 4,617 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การจัดตั้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2546 นายกรัฐมนตรีได้มีนโยบายช่วยเหลือบรรเทาความเดือนร้อนของประชาชนในช่วงที่ ราคาน้ำมันแพง โดยให้จัดหาเงิน 6,000 - 8,000 บาท จากเงินกู้สำหรับจ่ายชดเชยเพื่อ ตรึงราคาขายปลีก ณ กรุงเทพมหานคร ของน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเป็นระยะเวลา 4 เดือน (เดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2546) เมื่อราคาน้ำมันลดต่ำลงให้เก็บเงินใช้คืนเงินกู้ ต่อมาเมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2546 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบในหลักการให้มีการจัดตั้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) ขึ้น โดยยกร่างพระราชกฤษฎีกาการจัดตั้งเป็นองค์การมหาชนตามพระราชบัญญัติองค์การ มหาชน พ.ศ. 2542 เพื่อให้มีฐานะเป็นนิติบุคคลและสามารถกู้เงินมาใช้ในการอุดหนุนเพื่อตรึง ราคาน้ำมันได้
2. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2546 ได้มีประกาศพระราชกิจจานุเบกษา ฉบับกฤษฎีกา เล่มที่ 120 ตอนที่ 26 ก เรื่องพระราชกฤษฎีกาการจัดตั้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) พ.ศ. 2546 ขึ้นโดยให้ใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษา เป็นต้นไป โดยวัตถุประสงค์ เพื่อจัดหาเงิน มาให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงนำไปชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศไม่ได้สูงเกินกว่าระดับ ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด และดำเนินการใดๆ ตามนโยบายของรัฐบาลที่เกี่ยวข้องกับการบริหารกองทุนพลังงาน
3. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2546 ได้มีมติให้แต่งตั้งประธานกรรมการและผู้ทรงคุณวุฒิ ในคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) จำนวน 6 คน และต่อมาสำนักนายก รัฐมนตรีได้ออกประกาศ ณ วันที่ 8 เมษายน พ.ศ. 2546 เรื่อง แต่งตั้งประธานกรรมการและกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิในคณะกรรมการสถาบันบริหารกอง ทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) โดยให้แต่งตั้ง ตั้งแต่วันที่ 27 มีนาคม 2546 ซึ่งเป็นวันที่พระราชกฤษฎีกาจัดตั้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) พ.ศ. 2546 มีผลบังคับใช้ เป็นต้นมา ประกอบด้วย นายเชิดพงษ์ สิริวิชช์ เป็นประธานกรรมการ และ นายพละ สุขเวช นางเกษรี ณรงค์เดช นายนินนาท ไชยธีรภิญโญ นายนิตย์ จันทรมังคละศรี และนายวิทิต สัจจพงษ์ เป็นกรรมการ ผู้ทรงคุณวุฒิ
4. เพื่อให้สถาบันดำเนินการตามวัตถุประสงค์ และประกอบกับมาตรา 32 ของพระราชกฤษฎีกาการจัดตั้งสถาบันฯ ปลัดกระทรวงพลังงานจึงแต่งตั้งผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) เป็นผู้อำนวยการของสถาบันฯ เป็นการชั่วคราว เพื่อปฏิบัติหน้าที่แทนผู้อำนวยการสถาบันที่ยังไม่มีการแต่งตั้ง
5. ในการประชุมคณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2546 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการ จัดทำหลักเกณฑ์การคัดเลือกผู้อำนวยการสถาบัน และให้กำหนดค่าตอบแทนของผู้อำนวยการสถาบันให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2543 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดค่าตอบแทนของผู้อำนวยการองค์การมหาชน ซึ่งต่อมาในการประชุมคณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2546 ได้มีมติเห็นชอบให้จัดตั้งคณะกรรมการสรรหาผู้อำนวยการสถาบันบริหารกอง ทุนพลังงานขึ้น ซึ่งประกอบด้วย คณะกรรมการ 5 คน โดยมีนายวิทิต สัจจพงษ์ เป็นประธานกรรมการ เพื่อทำหน้าที่กำหนดเกณฑ์การพิจารณาและดำเนินการ สรรหาผู้ดำรงตำแหน่งผู้อำนวยการสถาบัน พร้อมทั้งรายงานผลการดำเนินการสรรหาผู้อำนวยการต่อคณะกรรมการสถาบันให้แล้ว เสร็จภายในวันที่ 26 มิถุนายน 2546
6. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2546 ได้มีประกาศสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เรื่อง รับสมัครบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเข้าดำรงตำแหน่งผู้อำนวยการสถาบันบริหาร กองทุนพลังงาน โดยกำหนดระยะเวลารับสมัครระหว่างวันที่ 11 - 20 มิถุนายน 2546 ซึ่งมีผู้สมัครเข้ารับการคัดเลือกจำนวน 5 คน และคณะกรรมการสรรหา ผู้อำนวยการสถาบันได้สัมภาษณ์ผู้สมัครทั้งหมดในวันที่ 27 มิถุนายน 2546 ซึ่งปรากฏว่า ผู้สมัครทั้งหมด ไม่ผ่านการพิจารณา เนื่องจากมีคุณสมบัติและประสบการณ์ทำงานไม่สอดคล้องกับงานของสถาบันที่จะ ดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ ผลการรับสมัครจะนำเสนอคณะกรรมการสถาบันฯ พิจารณาในลำดับต่อไป
7. สำหรับการดำเนินงานของสถาบันช่วงที่ผ่านมาคณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 11 เมษายน พ.ศ. 2546 ได้มีมติเห็นชอบให้เสนออัตราดอกเบี้ยเงินกู้ยืมที่สถาบันจะจ่ายให้ธนาคาร ออมสินในอัตราร้อยละ 4.00 ต่อปี ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2546 ธนาคารออมสินได้เสนอให้การสนับสนุนทางการเงินแก่สถาบัน ในรูปของวงเงินกู้เบิกเกินบัญชี โดยมีเงื่อนไขอัตราดอกเบี้ยที่ผ่อนปรนในวงเงินกู้ไม่เกิน 8,000 ล้านบาท และมีอัตราดอกเบี้ยเงินกู้เท่ากับร้อยละ 4.00 ต่อปี จ่ายดอกเบี้ยทุกระยะ 6 เดือน โดยมีกระทรวงการคลังค้ำประกัน
8. จากปัจจุบันราคาน้ำมันเชื้อเพลิงได้ปรับตัวลดลง ทำให้มีเงินไหลเข้ากองทุนน้ำมันฯ จนทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินหมุนเวียนอย่างเพียงพอ ทำให้ไม่มีความจำเป็นต้องเบิกเงินกู้จากธนาคารออมสินมา เพื่อเสริมสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ และแนวทางการดำเนินงานของสถาบันต่อไป คือ การบริหารกองทุนพลังงานซึ่งเป็นการบริหารจัดการเงินกองทุนพลังงานต่างๆ อาทิ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานที่จะโอนจากกระทรวงการคลังมายัง กระทรวงพลังงานตามกฎหมายการปฏิรูประบบราชการ ปี 2545 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงกรมบัญชีกลางเพื่อขอผู้เชี่ยวชาญเป็นที่ ปรึกษาในการจัดเตรียมการปฏิบัติงาน ซึ่งกรมบัญชีกลางได้แต่งตั้งให้ นางอุไร ร่มโพธิหยก นักบัญชี 9 กลุ่มระบบบัญชีภาครัฐ และ คณะเป็นที่ปรึกษา สำหรับภารกิจอื่นๆ ของสถาบันในอนาคตขึ้นอยู่กับกระทรวงพลังงานจะมอบหมายให้เป็นเรื่องๆ ไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและ ให้ความร่วมมือการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีโครงการใน สปป. ลาว จำนวน 2 โครงการ ที่จำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ สำหรับโครงการลำดับต่อไปที่ได้มีการเจรจาซื้อขายไฟฟ้า คือ โครงการน้ำเทิน 2
2. กฟผ. ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจโครงการน้ำเทิน 2 เมื่อวันที่ 8 สิงหาคม 2543 โดยได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 ต่อมา กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเทิน 2 กับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการ (Num Theun 2 Power Company Limited : NTPC) ซึ่งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชน ลาว (คปฟ-ล.) ได้ให้ความเห็นชอบในหลักการของร่างสัญญาฯ เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2544
3. คณะกรรมการ กฟผ. ได้ให้ความเห็นชอบร่างสัญญาฯ เมื่อวันที่ 26 เมษายน 2545 และได้นำส่งร่างสัญญาฯ ดังกล่าวต่อสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ต่อมา กฟผ. ได้นำข้อสังเกตของ อส.แจ้งให้ NTPC พิจารณา และ NTPC ยินยอมแก้ไขและเพิ่มเติมในร่างสัญญาฯ ยกเว้น 2 ประเด็นที่ขอให้ กฟผ. พิจารณาคงเงื่อนไขไว้ตามร่างสัญญาฯ เดิม
4. ลักษณะโครงการน้ำเทิน 2 มีขนาดกำลังการผลิต ณ จุดส่งมอบ 920 เมกะวัตต์ กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. อีก 6 ปี นับจากวันลงนามในสัญญาฯ โดยกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 2 ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว ถือหุ้นร้อยละ 25 EDF International ถือหุ้นร้อยละ 35 บริษัท อิตาเลียน-ไทย จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 15 และบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 25
5. สาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 สรุปได้ ดังนี้
5.1 อายุสัญญา เริ่มจากวันลงนามสัญญา และต่อเนื่องไปอีก 25 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่าย ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ โดยอายุสัญญาแบ่งเป็น 2 ช่วง คือ ช่วง 13 ปีแรก และช่วง 12 ปีหลัง
5.2 ค่าไฟฟ้าปีแรกจะมีค่าไฟฟ้าเฉลี่ย 1.49 บาท/หน่วย (ณ. อัตราแลกเปลี่ยน 42.5 บาท/US$) และหลังจากนั้นจะเพิ่มขึ้นในอัตราประมาณ 1.38% ต่อปี ซึ่งเมื่อคำนวณค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา (Levelized Price) 25 ปี เท่ากับ 1.64 บาท/หน่วย
6. อัยการสูงสุด (อส.) มีประเด็นข้อสังเกตของสัญญาฯ ซึ่ง กฟผ. ได้นำข้อสังเกตไปหารือกับกลุ่ม ผู้ลงทุนโครงการ (NTPC) และ NTPC ยินยอมแก้ไขและเพิ่มเติม ยกเว้นใน 2 ประเด็น ดังนี้
6.1 กรณีค่าปรับไม่เท่ากัน อส. ไม่ขัดข้องเรื่องอัตราค่าปรับไม่เท่ากัน เนื่องจากการก่อสร้าง ล่าช้า แต่ให้พิจารณาทบทวนว่าจะเป็นภาระต่อ กฟผ. เกินกว่าที่ควรจะเป็นหรือไม่
6.2 กรณี กฟผ. มีข้อผูกพันต้องซื้อโครงการ อส. ไม่ขัดข้องในหลักการเรื่องข้อผูกพันการ Buy - out โครงการหากมีการเลิกสัญญา แต่เห็นว่าหากกำหนดทางเลือกให้ กฟผ. มีสิทธิจ่ายค่าชดเชย (มีเพดาน) แทนการ Buy-out ไว้ด้วยจะเป็นประโยชน์ยิ่งขึ้น
7. คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2546 ได้ให้ความเห็นต่อความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด ดังนี้
7.1 เรื่องค่าปรับที่ไม่เท่ากัน คณะกรรมการ กฟผ. มีความเห็นว่า การกำหนดอัตราค่าปรับ ที่แตกต่างกันเนื่องจากผู้ลงทุนต้องลงทุนสูงกว่า กฟผ. หลายเท่าตัวจากการลงทุนเกี่ยวกับตัวเขื่อน โรงไฟฟ้า อาคารประกอบและสายส่ง การกำหนดอัตราค่าปรับไม่เท่ากันจึงมีความยุติธรรม
7.2 เรื่องที่ กฟผ. มีข้อผูกพันต้องซื้อโครงการ (Buy-out) หากมีการเลิกสัญญา เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิดจาก Thai Political Force Majeure คณะกรรมการ กฟผ. มีความเห็นว่าโครงการ น้ำเทิน 2 เป็นโครงการขนาดใหญ่มีกำลังผลิตสูงถึง 920 เมกะวัตต์ และสร้างขึ้นมาเพื่อขายไฟฟ้าให้ กฟผ. แต่เพียงผู้เดียว ดังนั้น หาก กฟผ. ผิดสัญญา บริษัทไม่สามารถขายไฟฟ้าให้ผู้อื่นได้ การมีเงื่อนไข Buy-out โครงการจึงเป็นสิ่งจำเป็นเพื่อให้ผู้ลงทุนหาแหล่งเงินกู้ได้
8. สำหรับฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 กระทำขึ้นภายใต้กรอบบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ที่รัฐบาลไทยได้ร่วมลงนามไว้กับรัฐบาล สปป. ลาว จะเป็นประโยชน์ร่วมกันของทั้ง 2 ประเทศ สำหรับการกำหนดอัตราค่าปรับที่ไม่เท่ากัน และการมีข้อผูกพันต้องซื้อคืนโครงการ (Buy-out) หากมีการเลิกสัญญา มีความเหมาะสม เนื่องจากผู้ลงทุนต้องลงทุนสูงกว่า กฟผ. หลายเท่าตัว นอกจากนี้ โครงการน้ำเทิน 2 เป็นโครงการขนาดใหญ่ และสร้างขึ้นมาเพื่อขายให้เฉพาะ กฟผ. การกำหนดเงื่อนไขดังกล่าวจึงเป็นสิ่งจำเป็น เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับผู้ลงทุนและช่วยให้ผู้ลงทุนสามารถหาแหล่งเงินกู้ ได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในโครงการน้ำเทิน 2 ต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ในรายละเอียดปลีกย่อยซึ่งไม่ใช่สาระสำคัญเห็นควรให้ กฟผ. สามารถพิจารณาแก้ไขได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อีก
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2546 - 2559 (PDP 2003)
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พ.ศ. 2546 - 2559 (PDP 2003) เป็นแผนระยะยาวที่ กฟผ. จัดทำขึ้นเพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนสำหรับการขยายกำลังการผลิตไฟฟ้าและระบบ ส่งไฟฟ้าในอนาคต และเพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้ความเห็นชอบ โดยรายละเอียดของแต่ละโครงการภายใต้แผน PDP กฟผ. จะนำเสนอคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติพิจารณาอนุมัติเป็นราย โครงการตามขั้นตอนปกติ และแผน PDP จะถูกมีการ ปรับปรุงเป็นระยะตามความเหมาะสม
2. สมมติฐานที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2003
2.1 กฟผ. ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งจัดทำโดยคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเมื่อเดือนสิงหาคม 2545 เป็นฐาน โดยสมมติฐานหลักในการจัดทำค่าพยากรณ์ฯ อาศัยฐานการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจเฉลี่ยร้อยละ 4.6 ในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 และร้อยละ 4.7 ในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 10 และ 11 ซึ่งได้ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้า เมื่อสิ้นแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9, 10 และ 11 ในระดับ 21,648 เมกะวัตต์ 29,321 เมกะวัตต์ และ 38,851 เมกะวัตต์ ตามลำดับ โดยมีอัตราการเพิ่มเฉลี่ยประมาณร้อยละ 6 ต่อปี
2.2 สำหรับปริมาณก๊าซธรรมชาติใช้ข้อมูลที่ได้จากการประมาณการของ ปตท. โดยก๊าซ ธรรมชาติที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าได้มาจากแหล่งบนบกและจากอ่าวไทย รวมทั้งการนำเข้าก๊าซจากสหภาพพม่าและแหล่งไทย - มาเลเซีย
2.3 ราคาเชื้อเพลิงที่ใช้สำหรับโรงไฟฟ้าต่างๆ ประมาณการโดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
2.4 กำหนดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าด้วยตัวชี้วัด โอกาสไฟฟ้าดับ (Loss of Load probability : LOLP) ไม่เกิน 24 ชั่วโมงใน 1 ปี รวมทั้งกำหนดกำลังผลิตสำรองต่ำสุดไม่น้อยกว่าร้อยละ 15
2.5 การซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนในประเทศและจากประเทศเพื่อนบ้าน
(1) รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทที่มีสัญญา Firm ทั้งที่ลงนาม ในสัญญาแล้วและกำลังจะลงนามในสัญญา ในช่วงปี 2546 - 2548 จำนวน 128.8 เมกะวัตต์ และจาก โครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนในช่วงปี 2546 - 2548 จำนวน 128.1 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาเฉพาะที่คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอนุมัติ รอบแรก เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2546
(2) บริษัท กัลฟ์เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น และบริษัท ยูเนียนเพาเวอร์ดีเวลลอปเมนต์ จำกัด จะมีการเจรจาเลื่อนกำหนดแล้วเสร็จออกไป 2 ปี - 3 ปีครึ่ง ตามความต้องการของระบบไฟฟ้า ส่วนบริษัท BLCP เพาเวอร์ จำกัด จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญา
(3) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2 ซึ่งอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อลงนามในสัญญา กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเบื้องต้นเข้าระบบได้ในต้นปีงบประมาณ 2553
3 สาระสำคัญของแผน
3.1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้
(1) ปรับปรุงการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าขนอมโดยเปลี่ยนจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อน ขนาด 75 เมกะวัตต์ 2 เครื่อง ซึ่งมีประสิทธิภาพต่ำให้เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมซึ่งมีประสิทธิภาพสูง ขึ้น ขนาด 385 เมกะวัตต์ โดยใช้ก๊าซธรรมชาติในปริมาณใกล้เคียงกับปัจจุบัน กำหนดแล้วเสร็จในต้นปี 2550
(2) ก่อสร้างสายส่ง 500/230 กิโลโวลต์ บางสะพาน - สุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2551 เพื่อเสริมระบบในภาคใต้ให้สามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่มีต้นทุนการ ผลิตต่ำกว่าโรงไฟฟ้าขนาดเล็กที่ผลิตไฟฟ้าอยู่ในภาคใต้ พร้อมทั้งสามารถส่งกระแสไฟฟ้าที่มีราคาถูกจากภาคกลางมายังภาคใต้
(3) ก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ภาคใต้ ขนาด 700 เมกะวัตต์ เพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าในภาคใต้ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2551
3.2 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
(1) ปรับปรุงสายส่ง 230 กิโลโวลต์ ลำตะคอง-นครราชสีมา 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2550 เพื่อแก้ไขการขาดแคลนไฟฟ้า เนื่องจากการลดลงของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จ่ายให้โรงไฟฟ้าน้ำพอง
(2) ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ น้ำเทิน 2 ให้แล้วเสร็จในปี 2553
(3) ประสานงานกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เพื่อพิจารณาความเหมาะสมในการวางท่อก๊าซธรรมชาติไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ สำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบริเวณจังหวัดนครราชสีมา
(4) พิจารณาก่อสร้างสายส่ง 500/230 กิโลโวลต์ ท่าตะโก-ชัยภูมิ-อุดรธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2554 หากการดำเนินการในข้อ (3) ไม่เหมาะสม
3.3 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้ารวม
(1) เจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน บริษัท กัลฟ์เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น จำกัด และบริษัท ยูเนียนเพาเวอร์ดีเวลลอปเมนต์ จำกัด ให้เลื่อนการจ่ายไฟฟ้าออกไป 2 ปี - 3 ปีครึ่ง ตามความเหมาะสม
(2) ยืดอายุโรงไฟฟ้าเก่าที่จะหมดอายุการใช้งาน แต่มีค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงต่ำ โดย ทำการปรับปรุงให้มีอายุการใช้งานเพิ่มขึ้นอีก 10-15 ปี
(3) ก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 และพระนครใต้ ชุดที่ 3 ให้แล้วเสร็จในปี 2552 และบางปะกง ชุดที่ 5 ให้แล้วเสร็จในปี 2553 ขนาดกำลังผลิตชุดละ 700 เมกะวัตต์ โดยใช้ที่ตั้งของโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุการใช้งาน
(4) โรงไฟฟ้าใหม่นอกเหนือจากนั้นจะเริ่มเข้าระบบในปี 2553 ซึ่งอาจจะเป็นการก่อสร้าง โดย กฟผ. หรือซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าภายในประเทศหรือประเทศเพื่อนบ้าน
(5) ปรับปรุงเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ใช้งานมานาน ประกอบด้วย เขื่อนอุบลรัตน์ เขื่อนสิรินธร เขื่อนจุฬาภรณ์ เขื่อนน้ำพุง และเขื่อนแก่งกระจาน
3.4 กฟผ. ได้จัดทำแผนหลักและแผนทางเลือก โดยการนำโรงไฟฟ้าเข้าระบบและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำสุดในแต่ละปี ในช่วงปี 2546 - 2555 เหมือนกันทั้งสองแผน แต่หลังจากปี 2556 แผนหลักจะนำโรงไฟฟ้าที่ยังไม่ระบุเชื้อเพลิงเข้าในระบบ ส่วนแผนสำรองจะนำโครงการสาละวินเข้าระบบแทนโรงไฟฟ้าใหม่ รวมทั้งสิ้นจำนวน 5,390 เมกะวัตต์ ทำให้มีสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงต่างกัน โดยมีการใช้พลังน้ำ ก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยังไม่ระบุเชื้อเพลิง ร้อยละ 5.1 47.3 และ 34.6 ตามลำดับในแผนหลัก กับร้อยละ 17.6 49.3 และ 20.6 ตามลำดับในแผนทางเลือก
3.5 กำลังผลิตสำรองต่ำสุดภายใต้แผนหลักและแผนทางเลือกมีปริมาณเท่ากัน โดยในปี 2546 มีกำลังการผลิตสำรองต่ำสุดร้อยละ 35.5 ซึ่งจะลดลงเรื่อยๆ จนถึงระดับร้อยละ 15 ในปี 2550 และคงอยู่ ในระดับดังกล่าวจนสิ้นสุดแผน
3.6 แผนการลงทุนของ กฟผ. แบ่งออกเป็นการลงทุนในส่วนของโรงไฟฟ้าและสายส่งที่ กฟผ. ดำเนินการเอง และส่วนของโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยังมิได้กำหนดนโยบายการลงทุน โดยช่วงแผนพัฒนาฉบับที่ 9 กฟผ. จะลงทุนเองทั้งหมด คิดเป็นเงิน 90,500 ล้านบาท และในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 10 กฟผ. จะมีการ ลงทุนเอง 178,000 ล้านบาท และมีส่วนของโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยังมิได้กำหนดนโยบายการลงทุน 157,000 ล้านบาท รวมเป็นเงิน 425,500 ล้านบาท
3.7 อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งหากประมาณการโดยพิจารณาผลตอบแทนจากอัตราส่วนทางการเงิน ที่ใช้อยู่ คือ ความสามารถในการลงทุนไม่น้อยกว่าร้อยละ 25 และความสามารถในการชำระหนี้ไม่น้อยกว่า 1.3 เท่า แล้ว อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งในแผนหลักกรณีที่โรงไฟฟ้าใหม่ก่อสร้างโดย กฟผ. จะอยู่ระหว่าง 1.916 - 2.129 บาทต่อหน่วย ในช่วงปี 2546-2559
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อสังเกตเกี่ยวกับแผน PDP 2003 ดังนี้
4.1 ระดับกำลังการผลิตสำรองในช่วงปี 2546 จะเท่ากับร้อยละ 35.5 และจะลดลงเรื่อยๆ จนถึงระดับร้อยละ 15 ในปี 2550 และคงอยู่ในระดับดังกล่าวจนสิ้นสุดแผน การกำหนดระดับกำลังการผลิตสำรองที่อัตราร้อยละ 15 ต่อปี ต้องมั่นใจว่าโรงไฟฟ้ามีความพร้อมจ่ายกระแสไฟฟ้า และโรงไฟฟ้าใหม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ดังนั้น กฟผ. ควรพิจารณาข้อจำกัดต่างๆ ของโรงไฟฟ้า เช่น ข้อจำกัดด้านปริมาณและราคาเชื้อเพลิง และด้านชลประทานเพิ่มเติม นอกจากนี้ กฟผ. ควรมีการพิจารณาความเสี่ยงที่อาจเกิดขึ้นในกรณีที่การก่อสร้างโรงไฟฟ้า เสร็จไม่ทันกำหนดเพิ่มเติม เช่นในกรณีของโรงไฟฟ้า BLCP และโรงไฟฟ้าบริษัท กัลฟ์ฯ และบริษัท ยูเนียน ซึ่งอาจไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนดได้ เพื่อให้มั่นใจว่าระบบไฟฟ้ามีความมั่นคง และมีไฟฟ้าใช้เพียงพอต่อความต้องการ
4.2 สัดส่วนการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มจากร้อยละ 2.5 ปี 2546 เป็นร้อยละ 5.2 ปี 2549 ซึ่งอาจทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าโดยรวมเพิ่มขึ้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงมีอายุมากและมีประสิทธิภาพต่ำ และราคาน้ำมันเตาสูงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติ
4.3 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าไม่ได้ระบุว่าใครจะเป็นผู้ลงทุนในการสร้างโรงไฟฟ้า ใหม่ในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 10 ซึ่งหาก กฟผ. เป็นผู้ลงทุนในส่วนนี้ทั้งหมดจะทำให้ภาครัฐมีภาระทางการเงินเพิ่มขึ้นจากใน ช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 เกือบ 4 เท่า ดังนั้น กฟผ. ควรเพิ่มเติมรายละเอียดการลงทุนในส่วนนี้ให้มีความชัดเจน โดยอาจพิจารณาให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) เข้าร่วมผลิตไฟฟ้าเพื่อลดภาระการลงทุนของภาครัฐโดยใช้วิธีการประมูลแข่งขัน ได้
4.4 เพื่อให้มั่นใจว่าราคาก๊าซฯ และน้ำมันเตาจะอยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นไปในทิศทางที่สอดคล้องกัน ปตท. ควรพิจารณาการพยากรณ์ราคาเชื้อเพลิงเพิ่มเติมเป็นหลายกรณี เช่น กรณีฐาน กรณีสูง หรือกรณีต่ำ
4.5 ในระยะปานกลาง (ปี 2546 - 2554) สัดส่วนการใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จะอยู่ในระดับสูง ดังนั้น กฟผ. ควรพิจารณาชนิดเชื้อเพลิงที่จะนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอนาคตเพิ่มเติม เพื่อให้มั่นใจว่าระบบไฟฟ้ามีเสถียรภาพและมีเชื้อเพลิงเพียงพอ
4.6 การปรับปรุงโรงไฟฟ้าเก่าจะมีผลทำให้ประหยัดการลงทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าใน ช่วงต้น แต่ประสิทธิภาพของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจะต่ำ และอาจทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นได้ในที่สุด ดังนั้น กฟผ. ควรจัดทำรายละเอียดการศึกษาความเหมาะสมและผลกระทบทางการเงินของการปรับปรุง โรงไฟฟ้าเก่าต่อไป เพื่อให้ มั่นใจว่าการปรับปรุงโรงไฟฟ้ามีความคุ้มค่าทางการเงิน
4.7 การจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมภาคใต้ในช่วงปี 2551 จะทำให้กำลังผลิตไฟฟ้ามากกว่าความต้องการ โดยเฉพาะเมื่อคำนึงถึงไฟฟ้าที่สามารถซื้อผ่านสายส่งเชื่อมโยงไทย - มาเลเซีย จำนวน 300 เมกะวัตต์ ดังนั้นการก่อสร้างสายส่งไปยังภาคใต้ ได้แก่ โครงการสร้างสายส่ง จอมบึง - บางสะพาน และสายส่งบางสะพาน-สุราษฎร์ธานี อาจจะยังไม่มีความจำเป็นน่าจะเลื่อนออกไปได้ โดยเฉพาะในกรณีสายส่งจอมบึง - บางสะพาน ซึ่งสร้างขึ้นเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้า บ่อนอกและหินกรูด ซึ่งมีการเลื่อนกำหนดการซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ออกไปแล้ว
4.8 เพื่อให้มีการกระจายชนิดเชื้อเพลิงและลดภาระการลงทุนของภาครัฐ กฟผ. อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านตามบันทึกความเข้าใจที่ได้มีการ ลงนามไปแล้วเป็นทางเลือกหนึ่งในการ จัดหาไฟฟ้า โดยใช้หลักการต้นทุนที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในการเจรจาตกลงราคารับซื้อไฟฟ้า
4.9 กฟผ. ควรพิจารณาค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างสายส่ง เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากโครงการเขื่อนสาละวิน และควรจัดทำรายละเอียดการศึกษาความเป็นไปได้ ผลกระทบทางสิ่งแวดล้อม และผลกระทบทางการเงินของโครงการต่อไป เพื่อเพิ่มความชัดเจนของแผนทางเลือก
4.10 กฟผ. ควรบรรจุโครงการ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนไว้ในแผน หากโครงการของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนได้รับอนุมัติจาก คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานแล้ว
4.11 กฟผ. ควรเพิ่มเติมข้อมูลการประมาณการฐานะการเงิน และการคำนวณราคาขายส่งไฟฟ้า เพื่อให้มั่นใจได้ว่าราคาขายส่งดังกล่าวมีความเหมาะสมและสอดคล้องกับ สมมุติฐานราคาเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2546 - 2559 (PDP 2003)
2.มอบหมายให้ กฟผ. แก้ไขรายละเอียดของแผนดังกล่าวโดยปรับลดขนาดสายส่งบางสะพาน - สุราษฎร์ธานี ลงเป็นขนาด 230 เควี พร้อมทั้งปรับปรุงแผนการลงทุนให้สอดคล้องกันก่อนนำแผนดังกล่าวเสนอคณะ รัฐมนตรีต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน พ.ศ. 2535 โดยมีเจตนารมณ์เพื่อให้เกิดการดำเนินการอนุรักษ์พลังงาน ให้มีการผลิตและการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ กระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม จึงได้ออกกฎกระทรวง รวม 4 ฉบับ ดังนี้
(1) กฎกระทรวง ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2538 และว่าด้วยกำหนดแบบและระยะเวลาการส่งข้อมูลเกี่ยวกับการใช้พลังงานและการ อนุรักษ์พลังงานและกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการบันทึกข้อมูลการใช้พลังงาน และการติดตั้งหรือเปลี่ยนแปลงเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีผลต่อการใช้ พลังงานและการอนุรักษ์พลังงานสำหรับอาคารควบคุม ซึ่งเป็นการกำหนดให้เจ้าของอาคารควบคุมต้องส่งข้อมูลการใช้พลังงานและการ อนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ตามแบบ บพอ.1 และ แบบ บพอ.2 ตามลำดับ
(2) กฎกระทรวง ฉบับที่ 5 พ.ศ. 2540 ว่าด้วยการกำหนดแบบระยะเวลาการส่งข้อมูล เกี่ยวกับการผลิต การใช้พลังงานและการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการบันทึกข้อมูล การใช้พลังงาน และการติดตั้งหรือเปลี่ยนแปลงเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีผลต่อการใช้ พลังงานและการอนุรักษ์ พลังงาน สำหรับโรงงานควบคุมซึ่งเป็นการกำหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมต้องส่งข้อมูลการ ใช้พลังงานและการอนุรักษ์พลังงาน และการติดตั้งหรือเปลี่ยนแปลงเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ ส่งให้ พพ. ตามแบบ พบร.1 และ พบร. 2 ตามลำดับ
(3) กฎกระทรวง ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2538 และ กฎกระทรวง ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2540 ว่าด้วยกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการและระยะเวลาให้เจ้าของอาคารควบคุม/เจ้าของโรงงานควบคุม จัดทำ ส่งเป้าหมาย และแผนอนุรักษ์พลังงานของอาคารควบคุม/ของโรงงานควบคุม และตรวจสอบและวิเคราะห์การปฏิบัติตามเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงานของอาคาร ควบคุม/ของโรงงานควบคุม โดยเจ้าของอาคารควบคุม/โรงงานควบคุม ต้องดำเนินการดังนี้
- เจ้าของอาคารควบคุม/เจ้าของโรงงานควบคุม ต้องดำเนินการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานเพื่อใช้ประกอบในการกำหนด เป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงาน โดยมี 3 ขั้นตอน คือ การตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานเบื้องต้น การตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานโดยละเอียด และการ จัดทำเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งให้ พพ. ตามที่กฎกระทรวงกำหนด
- เจ้าของอาคารควบคุม/เจ้าของโรงงานควบคุมทำการตรวจสอบและวิเคราะห์การ ปฏิบัติตามเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงานที่ พพ. ให้ความเห็นชอบแล้ว และจัดทำรายงานทุกหนึ่งปี
2. ภายหลังจากการใช้บังคับกฎกระทรวงทั้ง 4 ฉบับ ตามที่กล่าวมาแล้วข้างต้น ในช่วงที่ผ่านมา ได้มีปัญหาและอุปสรรคเกี่ยวกับการปฏิบัติตามกฎหมายดังกล่าว เนื่องจากแบบ บพอ.1 และ บพร.1 ยังไม่เหมาะสมและไม่มีความชัดเจน ส่งผลให้การส่งรายงานตามแบบ บพอ.1 และ บพร.1 ไม่ถูกต้องและยุ่งยาก ต่อการดำเนินการ นอกจากนั้น การจัดทำเป้าหมายและแผนเพื่อลงทุนอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายมีความ ล่าช้ากว่าที่กำหนด เนื่องจากต้องดำเนินการหลายขั้นตอนจึงเป็นภาระต่อเจ้าของอาคารควบคุมและโรง งานควบคุมส่งผลให้การอนุรักษ์พลังงานไม่บรรลุผลตามเป้าหมายที่ตั้งไว้ เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว จำเป็นต้อง แก้ไขกฎกระทรวง 4 ฉบับ ดังนี้
(1) ยกร่างแก้ไขกฎกระทรวงฉบับที่ 2 (พ.ศ. 2538) และ ฉบับที่ 5 (พ.ศ. 2540) เฉพาะส่วนแบบ บพอ.1 และ บพร.1 จะเป็นการปรับเปลี่ยนเฉพาะ แบบ บพอ.1 และ บพร.1 สำหรับวิธีการและระยะเวลานำส่ง รวมทั้ง แบบ บพอ.2 และ บพร.2 ยังคงเป็นไปตามเดิม
(2) ยกเลิกกฎกระทรวงฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2538) และฉบับที่ 6 (พ.ศ. 2540) แล้วยกร่าง กฎกระทรวงใหม่ โดยรวมกฎกระทรวงทั้งในส่วนของอาคารควบคุมและโรงงานควบคุมเป็นฉบับเดียว ซึ่งจะ ทำให้ลดขั้นตอนในการกำหนดเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงานจากเดิมสามขั้นตอน เหลือเพียงขั้นตอนเดียว และสร้างกลไกการควบคุมการดำเนินการของที่ปรึกษาด้านการอนุรักษ์พลังงานโดย กฎหมายวิชาชีพ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฉบับที่ .. (พ.ศ. ....) ออกตามความในพระราชบัญญัติการส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (เอกสารแนบ 4.3.2) พร้อมบันทึกหลักการและเหตุผลประกอบร่าง (เอกสารแนบ 4.3.1)
2.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงว่าด้วยหลักเกณฑ์ วิธีการ และระยะเวลาในการกำหนดเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงาน และการตรวจสอบและวิเคราะห์การปฏิบัติตามเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงาน สำหรับอาคารควบคุมและโรงงานควบคุม พ.ศ. .... (เอกสารแนบ 4.3.4) พร้อมบันทึกหลักการและเหตุผลประกอบร่าง (เอกสารแนบ 4.3.3)
3.เห็นชอบตารางเปรียบเทียบกฎกระทรวงฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2538) และฉบับที่ 6 (พ.ศ. 2540) กับ ร่างกฎกระทรวงใหม่ (เอกสารแนบ 4.3.5)
กพช. ครั้งที่ 92 - วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤศจิกายน 2545
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2545 (ครั้งที่ 92)
วันพฤหัสบดีที่ 14 พฤศจิกายน พ.ศ. 2545 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์พลังงานของไทย
- สถานการณ์พลังงานของไทยในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545
- สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
2.องค์ประกอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
3.คณะกรรมการและระเบียบที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแต่งตั้ง
4.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2545
5.การปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
6.การขอยกเลิกคณะกรรมการต่างๆ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) แต่งตั้ง
7.การแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.)
8.การปรับปรุงคณะกรรมการที่เกี่ยวข้องกับน้ำมันเถื่อนให้สอดคล้องกับการปรับระบบราชการ
9.การปรับปรุงระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535
10.การส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคการขนส่ง
นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ เป็นเลขานุการที่ประชุม
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า ได้มีการปรับเปลี่ยนองค์ประกอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติการปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 และได้ ชี้ถึงแนวทางนโยบายด้านพลังงานที่จะดำเนินการต่อไป โดยขอให้มุ่งเน้น 4 ด้าน คือ 1) การพัฒนาพลังงานที่สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจ โดยต้องติดตามสถานการณ์การเปลี่ยนแปลงทั้งด้านเศรษฐกิจและพลังงานอย่างใกล้ ชิด โดยเฉพาะด้านราคาเชื้อเพลิง 2) การจัดหาแหล่งพลังงานใหม่ทั้งภายในและภายนอกประเทศ 3) การจัดหาพลังงานให้เพียงพอต่อความต้องการ และ 4) การพัฒนาด้านพลังงานที่มีความสมดุลย์กับสิ่งแวดล้อม
เรื่อง สถานการณ์พลังงานของไทย
เรื่องที่ 1-1 สถานการณ์พลังงานของไทยในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมการใช้ การผลิต การส่งออก และการนำเข้าพลังงานเชิงพาณิชย์
1.1 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 1,283 พันบาร์เรล น้ำมันดิบต่อวัน ซึ่งเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปี 2544 ทั้งนี้เป็นการเพิ่มขึ้นของ พลังงานทุกประเภท สำหรับสัดส่วนของการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์แต่ละชนิด ประกอบด้วย น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหินและลิกไนต์ และไฟฟ้าพลังน้ำและไฟฟ้านำเข้าคิดเป็นร้อยละ 46 37 14 และ 3 ตามลำดับ
1.2 การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 634 พันบาร์เรล น้ำมันดิบต่อวัน ได้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เมื่อเทียบกับช่วงวลาเดียวกันของปีที่ผ่านมา โดยที่การผลิตพลังงานทุกชนิด มีปริมาณเพิ่มขึ้น ยกเว้นคอนเดนเสทที่มีการผลิตลดลงเล็กน้อย สำหรับสัดส่วนของการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ แต่ละชนิด ประกอบด้วย การผลิตน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นร้อยละ 22 ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 ลิกไนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.0 และไฟฟ้าพลังน้ำเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.9
1.3 การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 810 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ซึ่งเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.1 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปี 2544 เนื่องจากได้มีการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากพม่าปริมาณมากขึ้น แต่อย่างไรก็ตาม ได้มีการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูปซึ่งเป็นผลจาก การผลิตของโรงกลั่นที่มีปริมาณมากกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ โดยที่มูลค่าการนำเข้าพลังงานเชิงพาณิชย์ มีจำนวน 219,154 ล้านบาท ซึ่งลดลงจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 4.7
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด สรุปได้ดังนี้
2.1 การใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 2,617 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.5 อันเป็นผลจากนโยบายของรัฐบาลที่สนับสนุนให้ใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนการใช้ น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โดยการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุนของพม่ามาใช้เป็นเชื้อ เพลิง ในการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ การใช้ก๊าซธรรมชาติที่ของโรงไฟฟ้า IPP ได้เพิ่มสูงขึ้นด้วย
2.2 ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 74 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 22.0 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีที่ผ่านมา โดยที่แหล่งผลิตน้ำมันดิบที่สำคัญ ได้แก่ แหล่งเบญจมาศ แหล่งสิริกิติ์ และแหล่งทานตะวัน ได้ผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทคิดเป็นร้อยละ 15 ของความต้องการใช้เพื่อการกลั่นภายในประเทศ จึงทำให้ต้องมีการนำเข้าจากต่างประเทศเป็นจำนวน 725 พันบาร์เรลต่อวัน คิดเป็นมูลค่า 182,266 ล้านบาท
2.3 การผลิตลิกไนต์ในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 13 ล้านตัน ซึ่งผลิตได้จากเหมืองแม่เมาะและกระบี่ของ กฟผ. คิดเป็นร้อยละ 76 และร้อยละ 21 เป็นการผลิตจากเหมืองเอกชน ส่วนลิกไนต์ที่ผลิตได้ถูกนำไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแม่เมาะ จำนวน 9.7 ล้านตัน ซึ่งลดลงร้อยละ 5.8 จากปีที่ผ่านมา ส่วนการใช้ลิกไนต์ของภาคเอกชนมีปริมาณเพิ่มขึ้นร้อยละ 25.5 โดยส่วนใหญ่ถูกนำไปใช้ในอุตสาหกรรมผลิตปูนซีเมนต์ สำหรับการนำเข้าถ่านหินได้มีปริมาณเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.0 ซึ่งถูกนำไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าของ SPP จำนวนประมาณ 1.8 ล้านตัน และใช้ในภาคอุตสาหกรรม จำนวน 1.9 ล้านตัน
2.4 การใช้น้ำมันสำเร็จรูปในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 621 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.3 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีที่ผ่านมา โดยการใช้น้ำมันสำเร็จรูปทุกชนิดมีปริมาณ เพิ่มขึ้นเนื่องจากภาวะเศรษฐกิจของประเทศที่มีแนวโน้มที่ดีขึ้น ส่วนปริมาณการผลิตยังมีปริมาณที่สูงกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ จึงส่งผลให้มีการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป (สุทธิ) เป็นจำนวน 81 พันบาร์เรลต่อวัน
2.5 ปริมาณการผลิตไฟฟ้าในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2545 อยู่ที่ระดับ 74,008 ล้านหน่วย (Gwh) ได้เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.7 เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันของปีที่ผ่านมา โดยที่การผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติมี สัดส่วนของการผลิตสูงสุดคือ ร้อยละ 71.5 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งประเทศ สำหรับความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) อยู่ที่ระดับ 16,681 เมกะวัตต์ ขณะที่การใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมมีอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.6 ส่วนภาคธุรกิจ และที่อยู่อาศัยมีการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 5.9 และ 3.3 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 1-2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนตุลาคม-พฤศจิกายน 2545 ได้ปรับตัวลดลง 2.7 - 5.2 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากความวิตกกังวลเกี่ยวกับสงครามในตะวันออกกลางระหว่างสหรัฐอเมริกา และอิรักได้ผ่อนคลายลง โดยอิรักยินยอมปฏิบัติตามมติคณะความมั่นคงแห่งสหประชาชาติในการปลดอาวุธร้าย แรงอย่างไม่มีเงื่อนไข ประกอบกับมีอุปทานเพิ่มขึ้นจากอิรักส่งออกน้ำมันดิบมากขึ้น และกลุ่มโอเปคยังคงผลิตเกินโควต้า ราคาน้ำมันดิบ ดูไบและเบรนท์ ณ วันที่ 11 พฤศจิกายน 2545 อยู่ที่ระดับ 22.53 และ 23.85 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ในช่วงเดือนตุลาคม-พฤศจิกายน 2545 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 ได้ปรับตัวลดลง 1.5 และ 1.3 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความต้องการใช้ ในภูมิภาคลดลง ในขณะที่ไต้หวันและจีนมีการส่งออกเพิ่มขึ้น ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในเดือนตุลาคมได้ปรับตัวสูงขึ้น 1.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากประเทศต่างๆ ลดการส่งออกเพื่อใช้ในฤดูหนาว แต่ในเดือนพฤศจิกายนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้อ่อนตัวลง 2.3 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากอุปสงค์ในตลาดเบาบาง ในขณะที่อุปทานเพิ่มสูงขึ้นจากการส่งออกของจีน มาเลเซีย เกาหลี และอินเดีย โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92, ก๊าด, ดีเซล และน้ำมันเตา ณ วันที่ 11 พฤศจิกายน 2545 อยู่ที่ระดับ 27.9, 26.9, 28.3, 28.0 และ 21.1 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศช่วงเดือนตุลาคม - พฤศจิกายน 2545 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับลดลงสุทธิ 20, 20 และ 40 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ ราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2545 อยู่ที่ระดับ 15.59, 14.59 และ 13.89 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการตลาดและค่าการกลั่นในเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ระดับ 1.45 บาท/ลิตร และ 1.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนพฤศจิกายน 2545 ได้ปรับตัวสูงขึ้น 32 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ในระดับ 327 เหรียญสหรัฐ/ตัน และราคาก๊าซ ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 13.52 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจาก กองทุนน้ำมันฯ 5.32 บาท/กก. คิดเป็นเงิน 899 ล้านบาท/เดือน กองทุนฯ มีรายรับ 878 ล้านบาท/เดือน และ มีรายจ่ายในการชำระหนี้ตามข้อตกลงอีก 400 ล้านบาท/เดือน ทำให้กองทุนฯ มีเงินไหลออกสุทธิ 421 ล้านบาท/เดือน
5. กรมบัญชีกลาง ได้รายงานยอดคงเหลือกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 4 พฤศจิกายน 2545 อยู่ในระดับ 6,135 ล้านบาท โดยมีเงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2545 รวม 11,013 ล้านบาท และกรม สรรพสามิตได้รายงานว่า ในเดือนตุลาคม 2545 ไม่มีการชำระหนี้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่เจ้าหนี้ผู้ผลิต ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทำให้ยอดหนี้ค้างชำระตามข้อตกลงยังคงอยู่ในระดับเดิมที่ 9,366 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.รับทราบสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
2.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปศึกษามาตรการและแนวทางบรรเทาผลกระทบปัญหาราคาน้ำมันแพง โดยการใช้อัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และการสำรองน้ำมันโดยรัฐ
เรื่องที่ 2 องค์ประกอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ได้กำหนดให้มี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยมีนายกรัฐมนตรี เป็นประธาน รองนายกรัฐมนตรีเป็นกรรมการ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงและหัวหน้าส่วนราชการที่เกี่ยวข้องด้านพลังงาน เป็นกรรมการ และเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อเสนอนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี
2. เนื่องจากการกำหนดนโยบายการบริหารและพัฒนาของประเทศได้มีการเปลี่ยนแปลงโครง สร้างส่วนราชการใหม่ตามกฎหมายปฏิรูประบบราชการ พ.ศ. 2545 โดยในส่วนของพระราชบัญญัติปรับปรุงฯ ได้มีการแก้บทบัญญัติของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ใหม่ คือ ให้เปลี่ยนคำว่า "สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ" เป็น "สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน" คำว่า "รัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและการพลังงาน" เป็น "รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน" คำว่า "อธิบดีกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน" เป็น "อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน" และคำว่า "เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ" เป็น "ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน" นอกจากนี้ ได้มีคำสั่งสำนักนายกรัฐมนตรี ที่ 300/2545 เรื่อง มอบหมายและมอบอำนาจให้รองนายกรัฐมนตรีปฏิบัติราชการแทนนายกรัฐมนตรี โดยรองนายกรัฐมนตรี (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช) ปฏิบัติหน้าที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนั้น องค์ประกอบของ กพช. จึงปรับเปลี่ยนไป โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช) เป็นประธานกรรมการ รองนายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงาน เป็นกรรมการ หัวหน้าส่วนราชการที่เกี่ยวข้องและอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์ พลังงาน เป็นกรรมการ โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ
มติของที่ประชุม
- ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 คณะกรรมการและระเบียบที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแต่งตั้ง
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามความในมาตรา 9 ของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ได้กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) อาจแต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่งหรือหลายคณะ เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างหนึ่งอย่างใดตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติมอบหมายได้ และปัจจุบันมีระเบียบและคณะกรรมการต่างๆ ที่สำคัญ ซึ่งออกและแต่งตั้งโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ ทั้งหมด 6 คณะ และออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ 1 ฉบับ
2. ระเบียบและคณะกรรมการที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติออกและแต่งตั้ง ประกอบด้วยคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน คณะกรรมการประสานงานป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม คณะกรรมการอำนวยการปฏิบัติงานของสำนักงานตำรวจแห่งชาติในการป้องกันและปราบ ปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนใน การแปรสภาพ ปตท. คณะกรรมการศึกษาการกำหนดราคาจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมันไทย และคณะกรรมการเพื่อดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า และออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2545
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมทำ หน้าที่แทน กพช. ในการพิจารณาจัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ พร้อมทั้งให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปี งบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบภายในสามสิบวันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2545 ซึ่งเป็นไปตามมติ ของ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2543 ที่เห็นชอบ แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2544 - 2546 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 66 ล้านบาท โดยในปีงบประมาณ 2545 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้ปรับปรุงแผนการใช้จ่ายเงินตามหมวดรายจ่ายต่างๆ ตามความจำเป็นเร่งด่วนและความต้องการใช้งบประมาณของหน่วยงานต่างๆ โดยได้โอนค่าใช้จ่ายจากหมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงานจำนวน 152,288 บาท และหมวดการโฆษณาเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ จำนวน 96,800 ล้านบาท ไปเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษา และฝึกอบรม รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 5,649,088 บาท ส่วนแผนการใช้เงินในหมวดอื่นๆ ยังคงเดิม กล่าวคือ หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา 4 ล้านบาท หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา 5 ล้านบาท และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 0.6 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 22 ล้านบาท
3. จากการปรับปรุงแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนดังกล่าว คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนเพื่อใช้จ่ายตามหมวดค่าใช้จ่ายต่างๆ สรุปได้ดังนี้ คือ
1) หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา และหมวดการโฆษณาการเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ไม่ได้มีการอนุมัติงบ ประมาณ ทั้ง 2 หมวด ทำให้มีเงินคงเหลือเป็นเงิน 6,903,200 บาท
2) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม ได้อนุมัติทุนการศึกษาระดับปริญญาโทในประเทศ จำนวน 9 ทุน ทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษในต่างประเทศ จำนวน 8 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษในประเทศ 61 ทุน รวมวงเงิน 5,636,800 บาท
3) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้อนุมัติงบประมาณให้กับหน่วยงานที่ปฏิบัติงานเกี่ยวกับพลังงานและ ปิโตรเลียมจำนวน 5 โครงการ ในวงเงิน 1,554,200 บาท
4) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน ได้อนุมัติงบประมาณในหมวดครุภัณฑ์สำนักงาน จำนวนเงิน 3,847,712 บาท
5) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ได้อนุมัติเงินจำนวน 600,000 บาท เป็นค่าใช้จ่ายในการจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ ให้ สนพ. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนฯ ซึ่งเป็นการแบ่งเบาภาระงบประมาณรายจ่ายจากสำนักงบประมาณ
4. ในส่วนการทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินกองทุน ปีงบประมาณ 2546 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาข้อมูลจากงบแสดงผลการรับ-จ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงิน ของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ มีมติยืนยันแผนการใช้จ่ายเงินในปีงบประมาณ 2546 ตามแผนการใช้จ่ายที่กำหนดไว้เดิมจำนวน 22 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2545
เรื่องที่ 5 การปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและหนี้สินกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" และมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.) เป็นผู้พิจารณาทางเลือกการดำเนินการใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" หรือปรับราคาโดยอัตโนมัติ
2. กพง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2544 ได้แจ้งยืนยันการชำระหนี้กองทุนน้ำมันฯ ว่าจะชำระหนี้ให้แก่ เจ้าหนี้ทุกรายตามสัดส่วนหนี้ ณ สิ้นเดือนกันยายน 2544 โดยรวมไม่ต่ำกว่า 1,200 ล้านบาทต่อไตรมาส เริ่มมีผลตั้งแต่ไตรมาสที่ 4 ปี 2544 เป็นต้นไป และหากกองทุนชำระหนี้ไม่ควบถ้วน ให้จ่ายดอกเบี้ยในอัตรา ค่าเฉลี่ย MLRลบ 1 ต่อปี ของธนาคารพาณิชย์ที่เป็นรัฐวิสาหกิจ นับแต่วันถัดจากวันสิ้นไตรมาส โดยคำนวณจากเงินส่วนที่จ่ายขาดในแต่ละไตรมาส ไปจนถึงวันที่ชำระครบถ้วน
3. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนตุลาคม 2545 ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 295 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศเพิ่มขึ้นเป็น 12.19 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ 4.92 บาท/กก. หรือ 831 ล้านบาท/เดือน กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันชนิดอื่นในระดับ 878 ล้านบาท/เดือน มีรายจ่ายเพื่อชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในระดับ 831 ล้านบาท/เดือน มีเงินไหลเข้ากองทุนฯ 47 ล้านบาท/เดือน ซึ่งไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ที่ได้ตกลงไว้กับผู้ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวใน ระดับ 400 ล้านบาท/เดือน
4. เพื่อลดภาระการจ่ายเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ และรักษาระดับรายได้สุทธิให้สามารถชำระหนี้ได้ตามข้อตกลง สนพ. ได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ฉบับที่ 45 พ.ศ. 2545 ปรับราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพิ่มขึ้น 0.9346 บาท/กก. เป็น 10.5878 บาท/กก. โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 30 ตุลาคม 2545 เป็นต้นไป ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซหุงต้มรวมภาษี มูลค่าเพิ่ม เพิ่มขึ้น 1 บาท/กก. เป็น 14.60 บาท/กก. หรือ เพิ่มขึ้น 15 บาท/ถัง (15 กก.) เป็น 219 บาท/ถัง (15 กก.)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การขอยกเลิกคณะกรรมการต่างๆ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) แต่งตั้ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ชาติ (กพช.) ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการต่างๆ ขึ้น เพื่อให้การดำเนินงานของ กพช. เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ได้แก่ 1) คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน 2) คณะกรรมการอำนายการปฏิบัติงานของสำนักงานตำรวจแห่งชาติในการป้องกันและปราบ ปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม 3) คณะกรรมการประสานงานป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม 4) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ ปตท. 5) คณะกรรมการศึกษาการกำหนดราคาจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมันไทย และ 6) คณะกรรมการเพื่อดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า
2. เนื่องจากการกำหนดนโยบายการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศได้มีการปรับ เปลี่ยน โครงสร้างตามกฎหมายปฏิรูประบบราชการ พ.ศ. 2545 โดยได้จัดตั้งกระทรวงพลังงานขึ้น อย่างไรก็ตาม คณะกรรมการที่ กพช. ได้แต่งตั้งไว้ บางคณะกรรมการได้ปฏิบัติภารกิจแล้วเสร็จ และบางคณะกรรมการสมควรต้องเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบของคณะกรรมการใหม่ตามนโยบาย ของกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยความเห็นชอบจากปลัดกระทรวงพลังงานขอเสนอให้ยกเลิกคำสั่งการแต่งตั้งคณะ กรรมการต่างๆ ที่ กพช. ได้ออกคำสั่งไว้เพื่อให้เกิดความเหมาะสมกับสภาพการณ์ปฏิบัติงานของกระทรวง พลังงาน ดังนี้ คือ
(1) คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน
(2) คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการอำนวยการปฏิบัติงานของสำนักงานตำรวจแห่งชาติในการป้องกัน และปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม
(3) คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับ ปิโตรเลียม
(4) คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ ปตท.
(5) คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการศึกษาการกำหนดราคาจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมันไทย
(6) คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากสภาพพม่า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ตามข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ
เรื่องที่ 7 การแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 9 ของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ได้ออกคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานขึ้น ซึ่งประกอบด้วย รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (สั่งและปฏิบัติราชการในสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแทนนายก รัฐมนตรี) เป็นประธานกรรมการ และหัวหน้าหน่วยงานที่เกี่ยวข้องด้าน พลังงานเป็นกรรมการ โดยมีเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งมีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบายการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงาน รวมทั้ง เสนอ ความเห็นต่อ กพช. เกี่ยวกับพระราชกฤษฎีกา กฎกระทรวง และมาตรการอื่นๆ ที่ออกตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน นอกจากนั้น ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ กพช. หรือประธาน กพช. มอบหมาย
2. เมื่อพิจารณาจากอำนาจหน้าที่ของ กพง. เห็นได้ว่าคณะกรรมการดังกล่าวยังมีความจำเป็น มีความสำคัญและมีบทบาทภารกิจที่ต่อเนื่อง สนพ. จึงขอเสนอให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.) เพื่อปฏิบัติภารกิจให้บรรลุเป้าหมายที่จะแก้ไขปัญหาและเสนอแนะแนวทางในการ กำหนดนโยบายการบริหารและพัฒนาของประเทศต่อไป โดยมีองค์ประกอบของคณะกรรมการ ดังนี้
2.1 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ
2.2 ปลัดกระทรวงพลังงาน ปลัดกระทรวงคมนาคม ปลัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและ สิ่งแวดล้อม ปลัดกระทรวงพาณิชย์ ปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา ผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และกรรมการผู้จัดการใหญ่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นกรรมการ
2.3 ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ พร้อมทั้ง ผู้แทน สนพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้ง "คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน" เพื่อปฏิบัติหน้าที่แทนคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานที่ยกเลิกไป โดยที่มีองค์ประกอบของคณะกรรมการจำนวน 11 คน
เรื่องที่ 8 การปรับปรุงคณะกรรมการที่เกี่ยวข้องกับน้ำมันเถื่อนให้สอดคล้องกับการปรับระบบราชการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2545 ได้มีมติรับทราบคำสั่งของนายก รัฐมนตรี ที่มีบัญชามอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายพงศ์เทพ เทพกาญจนา) มีอำนาจในการกำหนดแนวทางปฏิบัติ กำกับ ดูแลและควบคุมการปฏิบัติราชการของสำนักงานตำรวจแห่งชาติในส่วนที่เกี่ยวข้อง กับการป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับน้ำมันเชื้อเพลิง โดยไม่รวมถึงการบริหารงานบุคคล ทั้งนี้เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล
2. รองนายกรัฐมนตรี (นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันทน์) ในฐานะประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงได้มีคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 1/2545 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการอำนวยการปฏิบัติงานของสำนักงานตำรวจแห่งชาติในการป้องกัน และปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ลงวันที่ 21 มิถุนายน 2545 และคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ 2/2545 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานการป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับ ปิโตรเลียม ลงวันที่ 21 มิถุนายน 2545 โดยทั้ง 2 คณะมีรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายพงศ์เทพ เทพกาญจนา) เป็นประธานกรรมการ
3. เนื่องจากพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 และพระราชกฤษฎีกาโอน กิจการบริหารและอำนาจหน้าที่ของส่วนราชการให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติปรับ ปรุง กระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 ได้โอนอำนาจหน้าที่เกี่ยวกับการกำกับ ดูแลงานด้านพลังงานในสำนักนายกรัฐมนตรี และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องให้ไปอยู่ที่กระทรวงพลังงาน และได้มีการเปลี่ยนแปลงหน้าที่ของหน่วยงานเดิมที่เคยปฏิบัติงานที่เกี่ยว ข้องด้านพลังงาน โดยให้โอนอำนาจหน้าที่เฉพาะด้านพลังงานไปยังหน่วยใหม่ที่สังกัดกระทรวง พลังงานทำให้องค์ประกอบของคณะกรรมการที่ทำหน้าที่ในการป้องกันและปราบปราม การกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมมีการเปลี่ยนแปลงไป สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงเสนอให้ยกเลิกคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 1/2545 และ ที่ 2/2545 ดังกล่าวในข้อ 2
4. ตามคำสั่งสำนักนายกรัฐมนตรี ที่ 300/2545 เรื่องมอบหมายและมอบอำนาจให้รองนายกรัฐมนตรีปฏิบัติราชการแทนนายกรัฐมนตรี ในคณะกรรมการต่างๆ ที่จัดตั้งขึ้นตามกฎหมาย ได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรี (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช) ปฏิบัติหน้าที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และเพื่อให้การป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมเป็นไป อย่างมีระบบ จึงควรให้แต่งตั้งคณะกรรมการ ขึ้นมาเพื่อปฏิบัติงาน สนพ. จึงได้ดำเนินการยกร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ ..../2545 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการอำนวยการปฏิบัติงานของสำนักงานตำรวจแห่งชาติ ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม และคณะกรรมการประสานงานการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับ ปิโตรเลียม มาเพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการขึ้นมาคณะหนึ่งเพื่อปฏิบัติหน้าที่แทนคณะ กรรมการป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนคณะกรรมการ อำนวยการปฏิบัติงานของสำนักงานตำรวจ แห่งชาติในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมและคณะ กรรมการประสานงานการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ที่ถูกยกเลิกไป โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการดังกล่าวให้เหมาะสม แล้วนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณา ก่อนเสนอให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนาม โดยถือเป็นมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นผู้ พิจารณาจัดสรร การใช้ประโยชน์เงินอุดหนุนจำนวน 350 ล้านบาท ที่บริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ด ประเทศไทย จำกัด มอบให้แก่กระทรวงอุตสาหกรรม และตามข้อ 7 ของระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 โดยความเห็นชอบของกระทรวงการคลัง กำหนดให้นำเงินกองทุนนี้ไปใช้จ่ายได้เฉพาะดอกผล หรือผลประโยชน์ใดๆ ที่เกิดจากกองทุน โดยให้ใช้จ่ายหรือก่อหนี้ผูกพันโดยส่วนราชการที่เกี่ยวกับการพลังงานและ ปิโตรเลียม ดังนั้น รายได้ของกองทุน จึงได้มาจากดอกผล ที่ได้จากดอกเบี้ยของเงินต้น ซึ่งนำไปหาผลประโยชน์จากการฝากธนาคาร การซื้อพันธบัตรรัฐบาล และการซื้อตราสารการเงินอื่นๆ ที่กระทรวงการคลังเห็นชอบ และ ณ วันที่ 30 กันยายน 2545 กองทุนมีเงินต้น 350 ล้านบาท และดอกเบี้ยของกองทุนจำนวนรวม 33,731,858.62 บาท
2. กพช. โดยความเห็นชอบของกระทรวงการคลัง ได้วางระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เพื่อเป็นกรอบในการพิจารณาให้ความช่วยเหลือและสนับสนุนทางด้านการเงินแก่ หน่วยงานที่ปฏิบัติงานด้านการพลังงานและปิโตรเลียม และตามความในข้อ 9 ของระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหาร กองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนคณะหนึ่ง ประกอบด้วยเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นประธาน และผู้แทนจากกรมบัญชีกลาง สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม เป็นกรรมการ โดยมีผู้แทน สพช. เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่งมีอำนาจหน้าที่ ในการทำ หน้าที่แทนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการจัดสรรเงินกองทุนตามวัตถุ ประสงค์ของกองทุน และกำหนดระเบียบหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการใช้เงินกองทุน รวมทั้ง จัดทำงบแสดงฐานะการเงิน งบรายรับ - จ่าย ทุกวันสิ้นปีงบประมาณ ตลอดจนรายงานผลการใช้จ่ายเงินกองทุนต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
3. เนื่องจากสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีการเปลี่ยนแปลงสังกัดจาก สำนักนายกรัฐมนตรีมาอยู่ภายใต้กระทรวงพลังงาน และได้เปลี่ยนแปลงชื่อสำนักงานเป็นสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นอกจากนั้นกระทรวงพลังงานได้รวบรวมหน่วยงานต่างๆ ที่ปฏิบัติภารกิจเกี่ยวกับพลังงานและปิโตรเลียมมาไว้ภายใต้กระทรวงพลังงาน แล้ว จึงเห็นควรปรับปรุงแก้ไขระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 โดย สนพ. ขอเสนอให้ปรับปรุงระเบียบดังกล่าวเพียงความในข้อ 9 เพื่อให้องค์ประกอบของคณะกรรมการกองทุนฯ เหมาะสมกับสภาพการณ์ปัจจุบันของกระทรวงพลังงาน ดังนี้
"ข้อ 9 ให้มีคณะกรรมการคณะหนึ่งประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ผู้แทนกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และผู้แทนกรมบัญชีกลางเป็นกรรมการ และให้มีผู้แทน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ"
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แก้ไขปรับปรุงระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วย การบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เพื่อมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็น ผู้รับผิดชอบและพิจารณาจัดสรรการใช้ประโยชน์ ของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม แทนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พร้อมทั้งแก้ไขเปลี่ยนแปลงองค์ประกอบของคณะกรรมการกองทุน ให้เหมาะสมกับสภาพการณ์ปัจจุบัน
เรื่องที่ 10 การส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคการขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2543 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการเร่งรัดการดำเนินการมาตรการปรับเปลี่ยนพลังงานจากการใช้น้ำมันเป็นก๊าซ ธรรมชาติมากขึ้นทั้งในการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่ง โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เร่งดำเนินการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติอัดในยานพาหนะ (CNG หรือ NGV) โดยให้ขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการดัดแปลงและเปลี่ยนเครื่องยนต์รถ ขสมก. ในวงเงิน 270 ล้านบาท และขอรับการสนับสนุนเงินกู้ระยะยาวดอกเบี้ยต่ำ ในการดัดแปลงรถขยะ กทม. ในวงเงิน 160 ล้านบาท รวมทั้งการขอรับการสนับสนุนเงินกู้ระยะยาวดอกเบี้ยต่ำ ในการก่อสร้างสถานีบริการก๊าซธรรมชาติอัดของ ปตท. จำนวน 6 สถานี ในวงเงิน 180 ล้านบาท
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2543 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่เห็นชอบโครงการเร่งรัดการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการขนส่ง โดยมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินงานในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในส่วนที่ให้ขอรับการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ประกอบด้วย การปรับปรุงและเปลี่ยนแปลงเครื่องยนต์โดยสาร NGV จำนวน 82 คัน ในวงเงิน 65 ล้านบาท และการขยายจำนวนรถโดยสาร NGV แบบใช้ก๊าซธรรมชาติเพียงอย่างเดียว จำนวน 70 คัน ในวงเงิน 400-420 ล้านบาท รวมทั้งการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ ในรถแท็กซี่ จำนวน 1,000 คัน ในวงเงิน 20 ล้านบาท
3. ปตท. ได้จัดทำแผนการส่งเสริมการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคการขนส่ง ในช่วงปี พ.ศ. 2546 - 2551 โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 การขยายจำนวนสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (สถานีบริการ NGV)
เพื่อรองรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการขนส่งที่จะเพิ่ม ขึ้นในอนาคต บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จึงได้เตรียมแผนการก่อสร้างสถานีบริการ NGV ดังนี้
1) ปตท. จะเร่งขยายจำนวนสถานีบริการ NGV ในเขตกรุงเทพฯ และตามแนวท่อก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน
2) ปตท. จะเร่งดำเนินโครงการท่อส่งก๊าซฯ ไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ/ใต้ ให้เสร็จสิ้นภายในสิ้นปี 2547 และเร่งขยายสถานี NGV ตามแนวท่อควบคู่ไปด้วยกัน
3) ปตท. มีแผนเร่งรัดการก่อสร้างสถานีบริการ NGV ในช่วงปี 2545-2551 ดังนี้
ปี | 2545 | 2546 | 2547 | 2548 | 2549 | 2550 | 2551 |
จำนวนก่อสร้างสถานี (สถานี) | 8 | 20 | 20 | 20 | 20 | 20 | 12 |
จำนวนสถานีสะสม (สถานี) | 8 | 28 | 48 | 68 | 88 | 108 | 120 |
จำนวนเงินลงทุน (ล้านบาท) | 294 | 797 | 821 | 797 | 811 | 787 | 494 |
เงินลงทุนสะสม (ล้านบาท) | 294 | 1,091 | 1,911 | 2,708 | 3,519 | 4,306 | 4,800 |
ประมาณการเงินช่วยเหลือ (30%) | 88 | 239 | 246 | - | - | - | - |
ประมาณการเงินช่วยเหลือสะสม (ล้านบาท) | 88 | 327 | 573 | - | - | - | - |
หมายเหตุ : ปัจจุบัน ปตท. ได้ดำเนินการสร้างสถานี NGV แล้ว 8 สถานี และมี 5 สถานีที่เปิดให้บริการเรียบร้อยแล้ว โดยการก่อสร้างสถานีบริการ NGV ในช่วงปี 2545 - 2547 ปตท. จะขอรับการสนับสนุนจาก กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในลักษณะเงินให้เปล่าจำนวนทั้งสิ้น 573 ล้านบาท ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนการลงทุนประมาณร้อยละ 30 ของค่าใช้จ่ายทั้งหมด เพื่อใช้ในการสร้างสถานีบริการ NGV จำนวนทั้งสิ้น 48 สถานี (ซึ่งรวม 8 สถานีที่มีในปัจจุบันด้วย เนื่องจาก ปตท. ได้ออกค่าใช้จ่ายในส่วนดังกล่าวไปก่อน) ทั้งนี้เนื่องจากการลงทุนในช่วงแรกนี้ยังให้ผลตอบแทนการลงทุนที่ค่อนข้างต่ำ หลังจากนั้น ปตท. จะรับผิดชอบ ค่าใช้จ่ายเองทั้งหมด
3.2 การขยายท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้ครอบคลุมรอบเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล
เพื่อขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและภาคคมนาคมขนส่ง ซึ่ง ปตท. จะดำเนินโครงการระบบท่อจำหน่ายก๊าซฯ รอบกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จกลางปี 2548 ซึ่งจะทำให้สามารถต่อท่อจากระบบท่อส่งก๊าซฯ หลัก ไปยังสถานีบริการ NGV เป็นผลทำให้ค่าใช้จ่ายในการ ขนส่งถูกลงกว่าการขนส่งโดยการใช้รถขนส่งก๊าซฯ
3.3 การขยายจำนวนรถที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
การขยายจำนวนสถานีบริการ NGV ดังกล่าวในข้อ 3.1 มีวัตถุประสงค์เพื่อรองรับจำนวน รถที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นจากปัจจุบัน (ปัจจุบันมีรถที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงประมาณ 1,200 คัน ซึ่งแบ่งออกเป็น รถแท็กซี่ 1,100 คัน รถโดยสารประจำทาง ขสมก. 82 คัน และรถโดยสารส่วนตัว 18 คัน) โดย ปตท. คาดว่าในปี 2551 จะมีจำนวนรถที่ใช้ก๊าซ NGV เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 44,500 คัน โดยแบ่งออกเป็น รถยนต์โดยสารส่วนบุคคลและรถแท็กซี่ จำนวน 40,000 คัน และรถขนส่งมวลชน รถเก็บขยะ และรถบรรทุก จำนวน 4,500 คัน
ทั้งนี้การเพิ่มจำนวนรถยนต์ NGV ดังกล่าวในเบื้องต้น บางส่วนจำเป็นต้องขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน และงบประมาณของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กทม. และ ขสมก. เป็นต้น ซึ่งประกอบด้วย
(1) การเพิ่มจำนวนรถยนต์ NGV ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2543 และวันที่ 5 กันยายน 2543
- การติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ (Conversion kit) ให้แก่รถแท็กซี่ จำนวน 1,000 คัน โดยไม่คิดค่าใช้จ่าย ในวงเงินรวม 50 ล้านบาท โดยขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน จำนวน 20 ล้านบาท และ ปตท. ร่วมลงทุนอีก 30 ล้านบาท (เริ่มตั้งแต่เดือน มีนาคม 2545 และ คาดว่าจะติดตั้งแล้วเสร็จทั้ง 1,000 คัน ภายในสิ้นปี 2545)
- การจัดซื้อรถโดยสาร NGV ใหม่ให้กับ ขสมก. โดยขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ จำนวน 690 ล้านบาท และ ขสมก. สนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดูแลรักษาตลอดระยะเวลา 10 ปี ซึ่งคิดเป็นมูลค่าปัจจุบันเท่ากับ 643 ล้านบาท (ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ)
- การปรับปรุงและซ่อมแซมเครื่องยนต์รถโดยสาร NGV ของ ขสมก. จำนวน 44 คัน ซึ่งปัจจุบันไม่ได้ใช้งานเนื่องจากเสียใช้การไม่ได้ โดยขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ ทั้งหมด จำนวน 50 ล้านบาท (ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ)
- การจัดซื้อรถเก็บขยะ NGV ใหม่ให้แก่ กทม. จำนวน 69 คัน ในวงเงินรวม 244 ล้านบาท โดยขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจำนวน 160 ล้านบาท และ กทม. ร่วมลงทุน 84 ล้านบาท (ปัจจุบันอยู่ระหว่างการขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ)
(2) การเพิ่มจำนวนรถยนต์ NGV อื่นๆ
- โครงการรถแท็กซี่ใช้ก๊าซธรรมชาติ 10,000 คัน โดยผู้ประกอบการแท็กซี่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ ในลักษณะเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำผ่านสถาบันการเงิน เพื่อช่วยเหลือผู้ประกอบการแท็กซี่สำหรับค่าใช้จ่ายในการติดตั้งอุปกรณ์ NGV โดยจะติดตั้งปีละ 2,000 คัน และเริ่มดำเนินการในปี 2546 เป็นต้นไป
- โครงการปรับปรุงรถใช้งานของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และบริษัทในเครือ ให้เป็นรถ NGV จำนวน 600 คัน โดยใช้งบประมาณของ ปตท. ทั้งหมด
3.4 การกำหนดราคาจำหน่าย NGV
ปัจจุบันราคาจำหน่าย NGV อ้างอิงกับราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซล โดยมีราคาที่ประมาณ ร้อยละ 50 ของราคาน้ำมันดีเซล ซึ่งตั้งแต่ ปี 2546 เป็นต้นไป ปตท. จะปรับราคาจำหน่าย NGV ใหม่ โดยจะอ้างอิงกับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ดังนี้
- ปี 2546 - 2548 (1 ม.ค. 46 - 31 ธ.ค. 48) : ราคา NGV = 50% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
- ปี 2549 (1 ม.ค. 49 - 31 ธ.ค. 49) : ราคา NGV = 55% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
- ปี 2550 (1 ม.ค. 50 - 31 ธ.ค. 50) : ราคา NGV = 60% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
- ปี 2551 เป็นต้นไป : ราคา NGV = 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
โดยราคาดังกล่าวนี้จะใช้กับผู้ใช้ก๊าซในภาคการขนส่งทั้งหมดทั่วประเทศ อย่างไรก็ตาม ปตท. ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับไม่เกิน 11 บาท/กก. (หรือประมาณ 10.6 บาท/ลิตร เทียบเท่าเบนซิน 91) แม้ว่าน้ำมันจะมีการปรับราคาเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
3.5 การกำหนดนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV เป็นเชื้อเพลิงในภาคการขนส่ง
1) การให้เงินสนับสนุนการติดตั้งอุปกรณ์ในรถแท็กซี่และรถส่วนบุคคล รวมทั้งการซื้อ รถโดยสารส่วนบุคคล NGV ในระยะ 5 ปีแรก ซึ่งเป็นเงินคันละ 10,000-15,000 บาท (คิดเป็นเงินประมาณ 400-600 ล้านบาทในช่วงปี 2546-2551)
2) การจัดหารถบริการสาธารณะใหม่ในเขต กทม. ที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง เพื่อ ทดแทนรถเก่าที่หมดอายุการใช้งาน เช่น รถโดยสาร ขสมก. รถจัดเก็บขยะ กทม. เป็นต้น
3) หน่วยงานของรัฐต้องสนับสนุนการใช้รถ NGV เป็นอันดับแรก
3.6 มาตรการส่งเสริมการใช้รถ NGV ที่ต้องการการสนับสนุนจากหน่วยงานต่างๆ ของภาครัฐ
1) กระทรวงคมนาคม :
การลดหย่อนภาษีทะเบียนรถประจำปี สำหรับรถ NGV โดยรถ NGV ชนิด Dedicated ได้รับส่วนลด 75% สำหรับรถ NGV ชนิด Bi-Fuel ได้รับส่วนลด 50%
การกำหนดสัดส่วนรถแท็กซี่ NGV ต่อรถใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่น โดยกำหนดให้ รถแท็กซี่ใหม่ต้องเป็นรถ NGV อย่างน้อย 25% ของจำนวนรถใหม่
การกำหนด Car Zone ที่ต้องใช้รถ NGV เท่านั้น เช่น สนามบินนานาชาติ เขตที่มีมลพิษสูง เป็นต้น
ให้กรมขนส่งทางบกเร่งรัดปรับปรุง แก้ไขกฏกระทรวงที่เกี่ยวกับรถ NGV ให้ทันสมัยและสอดคล้องกับมาตรฐาน NGV ในต่างประเทศ
ให้กรมการขนส่งทางบกอนุญาตให้รถขนส่งก๊าซฯ NGV วิ่งได้ตลอด 24 ชั่วโมง ในเขตกรุงเทพฯ
2) กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม :
- จัดทำมาตรฐานไอเสียที่เข้มงวดสำหรับรถยนต์ รถโดยสาร และรถบรรทุก ในเขตกรุงเทพฯ
3) กระทรวงการคลัง :
ธนาคารของรัฐและสถาบันการเงิน ให้เงินกู้ระยะยาวดอกเบี้ยต่ำแก่ผู้ติดตั้งอุปกรณ์ก๊าซฯ NGV, ผู้ซื้อรถ NGV และผู้ประกอบการสถานีบริการ NGV
กรมศุลกากร/สรรพากร/สรรพสามิต
ลดหย่อนอากรนำเข้าของถังก๊าซฯ NGV (จากร้อยละ 10) และเครื่องอัดก๊าซฯ (จากร้อยละ 3) ให้เหลือร้อยละ 1
ลดหย่อนหรือยกเว้นอากรนำเข้าและภาษีสรรพสามิต CKD (Chasis with Engine and Accessories) ของรถ NGV ทั้ง รถยนต์, รถโดยสาร และรถบรรทุก
การนำค่าใช้จ่ายในการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ ถังก๊าซฯ และราคาส่วนเพิ่มของรถ NGV มาใช้ลดหย่อนภาษีรายได้บุคคลธรรมดาและภาษีนิติบุคคลได้
4) กระทรวงอุตสาหกรรม :
โดยคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) ให้สิทธิประโยชน์การลงทุนสูงสุดกับกิจการ ได้แก่ ผู้ผลิตถัง NGV ผู้ประกอบการ/ติดตั้งอุปกรณ์ NGV ผู้ผลิต/ประกอบรถ NGV และผู้ประกอบการสถานี NGV
5) กระทรวงพลังงาน :
โดยกรมธุรกิจพลังงาน ให้เร่งรัดจัดทำประกาศเรื่องหลักเกณฑ์ความปลอดภัยของสถานีบริการ NGV โดยให้สอดคล้องกับมาตรฐาน NGV ในต่างประเทศ เพื่อส่งเสริมการขยายจำนวนสถานีบริการ NGV ได้อย่างรวดเร็ว โดย
อนุญาตให้ติดตั้งอุปกรณ์ NGV ได้ในสถานีบริการน้ำมัน
ไม่นำมาตรฐานความปลอดภัยของ LPG มาใช้กับสถานี NGV
สร้างอาคารสองชั้นได้เช่นเดียวกับสถานีบริการน้ำมัน
6) กระทรวงมหาดไทย
- โดยกรมโยธาธิการและผังเมืองกำหนดให้สามารถสร้างสถานีบริการ NGV ได้ในพื้นที่ที่อนุญาตให้ก่อสร้างสถานีบริการน้ำมันได้
7) สำนักงานตำรวจแห่งชาติ :
- อนุญาตให้รถขนส่งก๊าซฯ NGV วิ่งได้ตลอด 24 ชั่วโมงในเขตกรุงเทพฯ
3.7 ผลประโยชน์และผลกระทบที่ได้รับ
การใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง นอกจากจะเป็นการใช้พลังงานที่มีอยู่ ภายในประเทศให้เกิดประโยชน์สูงสุดแล้ว ยังเป็นการช่วยลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศซึ่งสามารถประหยัดเงินตราที่ ออกนอกประเทศ และช่วยลดผลกระทบจากราคาน้ำมันดิบที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต
อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงผลประโยชน์และผลกระทบที่ได้รับภายในระยะเวลา 10 ปี จากการดำเนินการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่งในข้อ 3.1 - 3.6 โดยเฉพาะการขยายจำนวนสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ 120 สถานี และการขยายจำนวนรถที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง จำนวน 44,500 คัน ภายในปี 2551 สามารถจำแนกได้ดังนี้
ผลประโยชน์ที่ได้รับ | ผลกระทบที่ได้รับ |
1. ภาครัฐ
|
1. ภาครัฐและผู้ประกอบการ
|
2. ผู้ประกอบการแท็กซี่
|
2. การสนับสนุนอื่นๆ จากภาครัฐ
|
หมายเหตุ :
(1) เฉพาะราคาเชื้อเพลิงไม่รวมภาษี
(2) จากการศึกษากรมควบคุมมลพิษ : ค่ารักษาพยาบาลจากปัญหาฝุ่นละอองในอากาศ มีมูลค่า 15 บาท/กรัม/ปี, รถ NGV ทดแทนดีเซลช่วยลดฝุ่นละอองเฉลี่ยประมาณ 250 กรัม/คัน/วัน
(3) ณ ระดับน้ำมันดิบ 20-25 US$/BBL, อัตราแลกเปลี่ยน 42 บาท/ US$
3.8 การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
เพื่อให้การดำเนินการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นไปในแนวทางที่ถูก ต้องและเหมาะสม สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน จึงขอเสนอให้มีการแต่งตั้ง "คณะกรรมการ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง" ขึ้นโดยมีองค์ประกอบและหน้าที่ความรับผิดชอบ ดังนี้
(1) องค์ประกอบ
ปลัดกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
ปลัดกรุงเทพมหานคร กรรมการ
อธิบดีกรมควบคุมมลพิษ กรรมการ
อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน กรรมการ
กรรมการผู้จัดการใหญ่ ปตท. กรรมการ
เลขาธิการคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน กรรมการ
ผู้อำนวยการ ขสมก. กรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรรมการ
นายกสมาคมวิศวกรรมยานยนต์ไทย กรรมการ
ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย กรรมการ
ผู้แทนกระทรวงคมนาคม กรรมการ
ผู้แทนสำนักงานตำรวจแห่งชาติ กรรมการ
ผู้อำนวยการ สนพ. กรรมการและเลขานุการ
ผู้แทน สนพ. กรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ
(2) อำนาจหน้าที่
ศึกษาแนวทางการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติอัดในภาคขนส่ง
เสนอแนะแนวทางที่เหมาะสมในการส่งเสริมแ ละผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติอัดใน ภาคการขนส่ง
มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยเหลือการทำงานของคณะกรรมการฯ ตามที่เห็นสมควร
การพิจารณาของที่ประชุม
1. ประธานฯ ได้เสนอความเห็นว่าการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคการขนส่ง ควร คำนึงถึงปัจจัยที่สำคัญ 3 ประการ ได้แก่ ความเหมาะสมทางด้านราคา ด้านมลภาวะ และด้านความปลอดภัย เป็นสำคัญ
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงคมนาคม (นายสุริยะ จึงรุ่งเรืองกิจ) ได้เสนอข้อคิดเห็นว่า บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ควรดำเนินการขยายท่อส่งก๊าซธรรมชาติรอบกรุงเทพฯ และปริมณฑล ให้แล้วเสร็จตามที่ได้กำหนดไว้ ในประมาณกลางปี 2548 ซึ่งจะช่วยลดต้นทุนในการขนส่งก๊าซฯ และเป็นการส่งเสริมการใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงในภาคการขนส่งและภาคอุตสาหกรรมให้มากยิ่งขึ้น ตลอดจน ช่วยบรรเทาปัญหาทางด้านสิ่งแวดล้อมที่มีต่อสังคมด้วย อย่างไรก็ตาม ในระหว่างที่ดำเนินการก่อสร้างแนวท่อฯ ปตท. ควรดำเนินการ ก่อสร้างสถานีบริการ NGV ชนิด Mother Station และ Daughter Station ขนานควบคู่กันไปด้วย ซึ่งจะช่วย ทำให้การขยายการใช้ก๊าซฯ เป็นไปอย่างรวดเร็วขึ้น ผู้แทน ปตท. (นายประเสริฐ บุญสัมพันธ์) ได้ชี้แจงว่า การดำเนินการขยายท่อส่งก๊าซฯ รอบกรุงเทพฯ และปริมณฑล จะได้ดำเนินการให้ผลดีต้องขึ้นกับการปรับเปลี่ยนโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและโรง ไฟฟ้าพระนครใต้มาใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และขณะนี้ ปตท. ได้ปรับแผนเร่งการดำเนินการขยายท่อส่งก๊าซฯ ให้แล้วเสร็จเร็วขึ้นอีก 6 เดือนแล้ว
3. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายพงศ์เทพ เทพกาญจนา) ได้เสนอความเห็นว่า บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ควรขยายระยะเวลาในการกำหนดราคาจำหน่าย NGV ที่อิงกับราคาน้ำมันดีเซลไปก่อนในเบื้องต้น เพื่อเป็นการจูงใจให้ผู้บริโภคหันมาใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่งมากยิ่งขึ้น โดยเห็นควรให้กำหนดราคาจำหน่าย
ปี 2546 - 2549 (1 ม.ค. 46 - 31 ธ.ค. 49) : ราคา NGV = 50% ของราคาน้ำมันดีเซล
ปี 2550 (1 ม.ค. 50 - 31 ธ.ค. 50) : ราคา NGV = 55% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
ปี 2551 (1 ม.ค. 51 - 31 ธ.ค. 51) : ราคา NGV = 60% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
ปี 2552 เป็นต้นไป : ราคา NGV = 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
นอกจากนี้ ได้เสนอให้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับไม่เกิน 10 บาท/ลิตรเทียบเท่าเบนซิน 91 (10.34 บาท/กก. NGV) เพิ่มเติมด้วย ซึ่งต่ำกว่าราคาที่ ปตท. เสนอมา (ปตท. เสนอเพดานราคา ขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 11 บาท/กก. NGV) ตลอดจนเห็นควรให้ปรับแผนเร่งรัดการก่อสร้างสถานีบริการ ดังนี้
ปี | 2545 | 2546 | 2547 | 2548 | 2549 | 2550 | 2551 |
จำนวนก่อสร้างสถานี (สถานี) | 8 | 22 | 20 | 20 | 20 | 20 | 10 |
จำนวนสถานีสะสม (สถานี) | 8 | 30 | 50 | 70 | 90 | 110 | 120 |
จำนวนเงินลงทุน (ล้านบาท) | 294 | 891 | 821 | 797 | 810 | 787 | 400 |
เงินลงทุนสะสม (ล้านบาท) | 294 | 1,185 | 2,006 | 2,803 | 3,613 | 4,400 | 4,800 |
ประมาณการเงินช่วยเหลือ (30%) | 88 | 268 | 246 | - | - | - | - |
ประมาณการเงินช่วยเหลือสะสม (ล้านบาท) | 88 | 356 | 602 | - | - | - | - |
4. ผู้แทนกระทรวงการคลัง (นายสถิตย์ ลิ่มพงษ์พันธุ์) ได้มีข้อซักถามเกี่ยวกับความมั่นคงของแหล่งสำรองก๊าซธรรมชาติในประเทศ ซึ่งผู้แทน ปตท. (นายประเสริฐ บุญสัมพันธ์) ได้ชี้แจงว่า ปริมาณสำรอง ก๊าซธรรมชาติที่เป็น Proved and Probable Reserves ขณะนี้มีประมาณการใช้ได้นานประมาณ 30 ปี โดยที่ โครงการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้ในภาคขนส่งจะใช้ก๊าซประมาณร้อยละ 2 ของปริมาณสำรองที่มีอยู่ ส่วนความมั่นคงในการผลิต ขณะนี้มีท่อส่งก๊าซอยู่ 2 แนว และแหล่งผลิต 10 แห่ง โดยมีระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่ต่อเชื่อมโยงกันอย่างครบวงจร อย่างไรก็ตาม การค้นพบก๊าซแหล่งใหม่จะเกิดขึ้นอย่างต่อเนื่องทั้งภายในประเทศและ ต่างประเทศ ดังนั้น ปริมาณสำรองก๊าซจะเพิ่มขึ้นได้ในอนาคต
5. ประธานฯ ได้มีข้อซักถามเกี่ยวกับความปลอดภัยในการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงใน ภาคการขนส่ง ซึ่งอธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน (นายวิโรจน์ คลังบุญครอง) ได้ชี้แจงว่า มาตรฐานความปลอดภัยของสถานีบริการ NGV ขณะนี้ยังไม่พบปัญหาแต่อย่างใด เนื่องจากประเทศไทยได้ใช้มาตรฐานความปลอดภัยเช่นเดียวกับมาตรฐานของประเทศ มาเลเซีย ซึ่งเป็นมาตรฐานที่มีความปลอดภัยสูง เชื่อถือได้ และเป็นมาตรฐานที่ มาเลเซียใช้มากว่า 10 ปี จวบจนปัจจุบัน อย่างไรก็ตาม ขณะนี้ประชาชนยังขาดความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับเรื่องนี้อยู่ รัฐจึงควรจัดประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ความรู้กับประชาชนเกี่ยวกับเรื่องก๊าซ ธรรมชาติ (NGV) ให้มากขึ้น เพื่อป้องกันการต่อต้านจากประชาชนที่อาจยังไม่เข้าใจเรื่องก๊าซธรรมชาติดีพอ
6. ประธานฯ ได้ให้ข้อคิดเห็นว่า จากมาตรการส่งเสริมการใช้ก๊าซฯ ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบแล้ว เมื่อนำเสนอขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ขอให้เป็นไปตามระเบียบของกองทุนฯ
7. ผู้แทนกระทรวงการคลัง ได้เสนอความเห็นว่า ในส่วนการลดหย่อนหรือยกเว้นด้านภาษีอากร กระทรวงการคลังเห็นด้วยในหลักการ แต่ขอรับกลับไปพิจารณาในรายละเอียดก่อน โดยเฉพาะเรื่องลดหย่อน/ยกเว้นอากรนำเข้าและภาษีสรรพสามิต CKD ของรถ NGV ซึ่งผู้แทน ปตท. (นายประเสริฐ บุญสัมพันธ์) ได้ ชี้แจงว่า ในระยะแรกขอให้กระทรวงการคลังยกเลิกอากรนำเข้าและภาษีสรรพสามิต CKD เฉพาะรถ NGV ที่จะมาทดแทนรถยนต์ดีเซลก่อนเพียงอย่างเดียว เนื่องจากมีจำนวนน้อยและใช้เงินลงทุนสูง สำหรับรถ NGV ที่จะมาทดแทนรถยนต์เบนซิน กระทรวงการคลังอาจนำไปพิจารณาในลำดับถัดไป
8. ผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม ได้เสนอความเห็นว่า ภาครัฐควรให้การสนับสนุนในการดัดแปลง รถยนต์ที่เปลี่ยนมาใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิง เฉพาะรถสาธารณะ ได้แก่ รถแท็กซี่ รถโดยสารประจำทาง รถเก็บขยะ เป็นต้น สำหรับในส่วนของรถยนต์ส่วนบุคคลที่จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิง ภาครัฐไม่จำเป็นต้องให้การสนับสนุนแต่อย่างใด เนื่องจากประชาชนส่วนใหญ่จะได้รับผลประโยชน์จากรถสาธารณะมากกว่ารถส่วนบุคคล
9. ประธานฯ ได้เสนอความเห็นเกี่ยวกับองค์ประกอบของคณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นว่า สนพ. ควรเพิ่มเติมตัวแทนของกลุ่มผู้บริโภค โดยเฉพาะผู้แทนของกลุ่มผู้ประกอบการแท็กซี่ ซึ่งเป็นกลุ่มผู้บริโภคหลัก ใน "คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง" ที่จะจัดตั้งขึ้น และได้มอบหมายให้คณะกรรมการชุดนี้รับไปพิจารณารายละเอียดของมาตรการส่งเสริม การใช้ NGV ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ชี้แจงว่า การดำเนินการจัดตั้งคณะกรรมการดังกล่าวและการจัดทำรายละเอียดของมาตรการคาด ว่าจะพิจารณาแล้วเสร็จภายใน 45 วัน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการของแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้ เป็น เชื้อเพลิงในภาคการขนส่ง ตามที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้เสนอมา โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ในส่วนที่ขอรับการสนับสนุนทางด้านการเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน จะต้องเป็นไปตามระเบียบของกองทุนฯ
2. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปรับเร่งการสร้างสถานีบริการ NGV เพิ่มขึ้น ดังนี้
ปี | 2545 | 2546 | 2547 | 2548 | 2549 | 2550 | 2551 |
จำนวนก่อสร้างสถานี (สถานี) | 8 | 22 | 20 | 20 | 20 | 20 | 10 |
จำนวนสถานีสะสม (สถานี) | 8 | 30 | 50 | 70 | 90 | 110 | 120 |
จำนวนเงินลงทุน (ล้านบาท) | 294 | 891 | 821 | 797 | 810 | 787 | 400 |
เงินลงทุนสะสม (ล้านบาท) | 294 | 1,185 | 2,006 | 2,803 | 3,613 | 4,400 | 4,800 |
ประมาณการเงินช่วยเหลือ (30%) | 88 | 268 | 246 | - | - | - | - |
ประมาณการเงินช่วยเหลือสะสม (ล้านบาท) | 88 | 356 | 602 | - | - | - | - |
3. เห็นชอบให้กำหนดราคาขายปลีก NGV ที่จะใช้กับผู้ใช้ก๊าซในภาคการขนส่งทั้งหมดทั่วประเทศ ดังนี้
ปี 2546 - 2549 (1 ม.ค. 46 - 31 ธ.ค. 49) : ราคา NGV = 50% ของราคาน้ำมันดีเซล
ปี 2550 (1 ม.ค. 50 - 31 ธ.ค. 50) : ราคา NGV = 55% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
ปี 2551 (1 ม.ค. 51 - 31 ธ.ค. 51) : ราคา NGV = 60% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
ปี 2552 เป็นต้นไป : ราคา NGV = 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91
รวมทั้งเห็นชอบให้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับไม่เกิน 10 บาท/ลิตรเทียบเท่าเบนซิน 91 (10.34 บาท/กก. NGV) แม้ว่าน้ำมันจะมีการปรับราคาเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
4. เห็นชอบให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง โดยประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งตัวแทนจากผู้ประกอบการรถแท็กซี่ เป็นกรรมการ เพื่อทำหน้าที่ศึกษา และเสนอแนะแนวทางที่เหมาะสมในการส่งเสริม และผลักดันการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ ปตท. กลับไปจัดทำรายละเอียด "แผนการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติ มาใช้เป็นเชื้อเพลิง ในภาคการขนส่งในช่วงปี พ.ศ. 2546-2551" เพื่อนำเสนอคณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่งเพื่อพิจารณา และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งให้แล้วเสร็จภายใน 45 วันต่อไป
กพช. ครั้งที่ 91 - วันพุธที่ 2 ตุลาคม 2545
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2545 (ครั้งที่ 91)
วันพุธที่ 2 ตุลาคม พ.ศ. 2545 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มาตรการประหยัดพลังงานและสาธารณูปโภคในหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจ
3.มาตรการประหยัดพลังงาน เพื่อรองรับสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิรัก
4.แนวทางการกำกับดูแลราคาสินค้าอุปโภคบริโภค
นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข รองเลขาธิการฯ รักษาราชการแทน เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกช่วงไตรมาสที่ 3 ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากไตรมาสที่ 2 ประมาณ 1.1 - 2.0 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการใช้ที่เริ่มสูงขึ้นและจากความวิตกกังวลว่าอาจจะเกิดสงครามใน ตะวันออกกลางระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิรัก ประกอบกับกลุ่มโอเปคได้ตกลงที่จะคงปริมาณการผลิตสำหรับไตรมาสที่ 4 ถึงกลางปี 2546 ไว้ที่ระดับเดิม 21.7 ล้านบาร์เรล/วัน และสถาบันปิโตรเลียมของสหรัฐอเมริกา (API) รายงานปริมาณน้ำมันดิบสำรองของสหรัฐอเมริกาลดลง 2.19 ล้านบาร์เรล เหลือ 289.8 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ ณ วันที่ 30 กันยายน 2545 อยู่ที่ระดับ 27.50 และ 28.85 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงไตรมาสที่ 3 น้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 ได้ปรับตัวลดลงเมื่อเทียบกับราคาเฉลี่ยของไตรมาสที่ 2 ประมาณ 0.6 และ 0.8 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 28.94 และ 27.59 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความต้องการใช้น้ำมันเบนซินใน ภูมิภาคเอเซียลดลง และปริมาณสำรองในตลาดโลกค่อนข้างสูง ส่วนน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาได้ปรับตัวสูงขึ้น 1.2 และ 1.7 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้ในภูมิภาคที่เพิ่ม สูงขึ้น ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตา ณ วันที่ 30 กันยายน 2545 อยู่ที่ระดับ 31.2, 29.8, 33.5, 31.9, และ 26.8 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยในช่วงไตรมาสที่ 3 ได้ปรับตัวลดลงจากไตรมาสที่ 2 โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 91 ได้ปรับตัวลดลง 46 สตางค์/ลิตร และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวลดลง 5 สตางค์/ลิตร ตามราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ที่อ่อนตัวลง และค่าเงินบาทที่แข็งตัวขึ้น ทำให้ต้นทุนน้ำมันสำเร็จรูปของไทยลดลงประมาณ 20 - 27 สตางค์/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2545 อยู่ที่ระดับ 16.29, 15.29 และ 14.29 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการตลาดและค่าการกลั่นในไตรมาสที่ 3 ได้ปรับตัวลดลงในระดับเดียวกัน 0.18 บาท/ลิตร โดยค่าการตลาดและค่าการกลั่นของเดือนกันยายนอยู่ที่ระดับ 1.15 และ 0.66 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงไตรมาสที่ 4 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้น จากความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงฤดูหนาว และการที่กลุ่มโอเปคกำหนดปริมาณการผลิตไว้เท่าเดิมที่ระดับ 21.7 ล้านบาร์เรล/วัน นอกจากนี้ ปัจจัยอื่นๆ ที่จะทำให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น คือ ภาวะสงครามที่อาจจะเกิดขึ้นระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิรัก ดังนั้น จึงคาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 2 - 3 เหรียญสหรัฐ ต่อบาร์เรล โดยราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 29 - 30 และ 30 - 31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ โดยเฉพาะน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งปริมาณความต้องการใช้ในฤดูหนาวจะเพิ่มสูงขึ้น โดยคาดว่า ราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์ช่วงไตรมาสที่ 4 จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 31 - 33 และ 32 - 34 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ระดับ 16 - 17, 15 - 16 และ 14 - 15 บาท/ลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 มาตรการประหยัดพลังงานและสาธารณูปโภคในหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 ให้หน่วยงานราชการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน ดังต่อไปนี้
1) ให้หน่วยงานราชการระดับกรม จัดตั้งคณะทำงานที่มีหัวหน้าส่วนราชการเป็นประธาน เพื่อให้รับผิดชอบในคณะทำงานในการกำหนดแผนงาน นโยบาย และเป้าหมายในการลดพลังงานให้ได้อย่างน้อย ร้อยละ 5 ของปริมาณการใช้เดิมในปี 2544 และให้แจ้งผลการดำเนินงานให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ทราบเพื่อรวบรวมไว้เป็นประโยชน์ในการกำหนดนโยบายต่อไป
2) ให้รถราชการที่ใช้น้ำมันเบนซินออกเทน 91 ได้ ต้องใช้ออกเทน 91 โดยให้กรมบัญชีกลางออกเป็นระเบียบบังคับ และให้สำนักงานตรวจเงินแผ่นดิน ตรวจสอบการปฏิบัติของส่วนราชการอย่างเคร่งครัด และให้มีการบำรุงรักษาเครื่องยนต์ของรถราชการให้อยู่ในสภาพดีอยู่เสมอ
3) ให้ปรับอุณหภูมิห้องปรับอากาศเป็น 25-26ºC และรณรงค์เลิกใส่เสื้อนอก โดยให้ข้าราชการการเมืองและข้าราชการประจำระดับสูง ทำเป็นตัวอย่าง
4) ให้ดูแลเรื่องการใช้ลิฟท์ของหน่วยงานราชการ โดยให้หลีกเลี่ยงการใช้ลิฟท์กรณีขึ้นลงเพียง ชั้นเดียว หรือจัดการให้ระบบลิฟท์สามารถหยุดได้เว้นชั้น และควรหาวิธีปรับปรุงลิฟท์ให้สามารถตัดไฟได้อัตโนมัติหากไม่มีการใช้งานเป็น เวลานาน
2. สพช. มอบหมายให้มหาวิทยาลัยวิทยาลัยมหิดลดำเนินโครงการลดการใช้พลังงานในหน่วย งานราชการระดับกรมและรัฐวิสาหกิจ โดยจัดตั้งศูนย์อำนวยการการอนุรักษ์พลังงานตามมติคณะรัฐมนตรี (ศอม.) เพื่อทำหน้าที่ประสานงานระหว่างโครงการฯ กับ สพช. หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานที่ เกี่ยวข้อง ในการให้คำแนะนำแนวทางการลดการใช้พลังงานแก่หน่วยงาน และการจัดกิจกรรมรณรงค์ลดการใช้พลังงานตามแผนงานที่ได้วางไว้ ขณะเดียวกันได้เพิ่มศักยภาพให้แก่คณะทำงานของหน่วยงานในการจัดทำแผนปฎิบัต ิการด้วยการจัดกิจกรรมค่ายฝึกอบรมให้แก่เจ้าหน้าที่ เพื่อให้สามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม ซึ่งผลการดำเนินโครงการมีหน่วยงานที่รายงานข้อมูลการใช้พลังงานครบถ้วนจำนวน 130 แห่ง (จากหน่วยงานราชการระดับกรมและรัฐวิสาหกิจทั้งหมด 248 แห่ง) และจากการประมวลข้อมูลรายงานการใช้พลังงานที่ ศอม. ได้รับสรุปได้ว่าในช่วง 2 ไตรมาสแรกของปี 2545 เปรียบเทียบกับ 2 ไตรมาสแรกของปี 2544 ทีหน่วยงานที่สามารถลดปริมาณการใช้ไฟฟ้า-น้ำมันได้มากกว่าร้อยละ 5 จำนวน 32 หน่วยงาน
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอแนะเห็นควรเร่งรัดให้หน่วยงานราชการระดับกรมและรัฐวิสาหกิจดำเนิน การตามมาตรการประหยัดพลังงานตามมติคณะรัฐมนตรีอย่างเคร่งครัด โดยให้ สพช. แจ้งรายชื่อ หน่วยงานที่ไม่ให้ความร่วมมือให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาทุก 3 เดือน เพื่อให้คณะรัฐมนตรีสั่งการโดยตรงไปยังหน่วยงานนั้นๆ เพื่อถือปฏิบัติต่อไป อีกทั้งให้สำนักงาน กพ. กำหนดให้ใช้เป้าหมายในการลดการใช้พลังงานและสาธารณูปโภคร้อยละ 5 ของประมาณการใช้เฉลี่ยปีงบประมาณ 2543 - 2544 เป็นกรอบการวัดและการประเมินประสิทธิภาพและประสิทธิผลของงานของส่วนราชการ เพื่อขอรับเงินรางวัลประจำปี โดยเริ่มจากปี งบประมาณ 2546 เป็นต้นไป และให้สำนักงบประมาณกำหนดหลักเกณฑ์การจัดสรรเงินงบประมาณ หมวดสาธารณูปโภค ในส่วนที่หน่วยงานสามารถประหยัดได้ เพื่อนำเป็นเงินสวัสดิการของหน่วยงานนั้นๆ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบมาตรการประหยัดพลังงานและสาธารณูปโภคในหน่วยงานราชการและรัฐ วิสาหกิจ ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ทั้งนี้ ให้ปรับแนวทางไปตามข้อพิจารณาของที่ประชุม
เรื่องที่ 3 มาตรการประหยัดพลังงาน เพื่อรองรับสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิรัก
สรุปสาระสำคัญ
1. รองนายกรัฐมนตรี (นายสมคิด จาตุศรีพิทักษ์) ได้เชิญประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือ เรื่อง ผลกระทบของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงจากสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกา และอิรัก เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2545 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ สพช. รับไปจัดทำข้อเสนอมาตรการประหยัดพลังงาน เพื่อ นำเสนอคณะรัฐมนตรีในการประชุมวันที่ 8 ตุลาคม 2545
2. สพช. ได้จัดทำข้อเสนอมาตรการประหยัดพลังงาน เพื่อรองรับผลกระทบปัญหาราคาน้ำมันแพงและภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง อันเนื่องมาจากสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิรัก โดยแบ่งมาตรการเป็น 3 ระดับ ตามความรุนแรงของภาวะการขาดแคลนน้ำมันในประเทศ ดังนี้
1) มาตรการระดับต้น เมื่อราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงแต่ยังไม่เกิดภาวะขาดแคลน ให้กำหนดเป็นมาตรการบังคับสำหรับส่วนราชการ ผู้ฝ่าฝืนไม่ปฎิบัติตามจะมีโทษทางวินัย (ขัดมติคณะรัฐมนตรี) โดยให้ทุกส่วนราชการลดปริมาณการใช้ไฟฟ้าลงไม่น้อยกว่าร้อยละ 5 จากปริมาณการใช้เฉลี่ยต่อเดือนของปีงบประมาณ 2544 และลดค่าใช้จ่ายในส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงลงไม่น้อยกว่าร้อยละ 5 จากค่าใช้จ่ายเฉลี่ยต่อเดือนของปีงบประมาณ 2544 ส่วนมาตรการสำหรับประชาชนทั่วไป ให้เป็นการรณรงค์และประชาสัมพันธ์ เพื่อกระตุ้นให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการลดปริมาณการใช้พลังงาน เช่น ตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศที่ 25 - 26 องศาเซลเซียส การขอความร่วมมือจากภาคเอกชนในการปิดไฟป้ายโฆษณา และไฟส่องอาคารภายหลังเวลา 24.00 น. การปิดเปิดห้างสรรพสินค้าขนาดใหญ่ในช่วงเวลา 22.00 - 10.00 น. เป็นต้น
ทั้งนี้ มาตรการในระดับต้น ให้ดำเนินการทันที เมื่อคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบ
2) มาตรการระดับกลาง เป็นมาตรการบังคับเพื่อลดการใช้พลังงานให้อยู่ในระดับที่จัดหาได้ โดยจะใช้มาตรการนี้เมื่อเริ่มมีการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงเกิดขึ้น (การจัดหาอยู่ในระดับต่ำกว่าปริมาณการใช้แต่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 80) และเป็นมาตรการชั่วคราวเฉพาะช่วงที่มีการขาดแคลนน้ำมันเท่านั้น โดยให้ทุกส่วน ราชการลดปริมาณการใช้ไฟฟ้าลงไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 จากปริมาณการใช้เฉลี่ยต่อเดือนของปีงบประมาณ 2544 และลดค่าใช้จ่ายในส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงลงไม่น้อยกว่าร้อยละ 20 จากค่าใช้จ่ายเฉลี่ยต่อเดือนของปีงบประมาณ 2544 ส่วนมาตรการสำหรับประชาชนทั่วไป เป็นมาตรการบังคับ เช่น การจำกัดความเร็วรถยนต์ไม่เกิน 80 กิโลเมตร/ชั่วโมง การลดเวลาการเปิดปิดสถานีบริการน้ำมัน วันธรรมดาเปิดช่วง 05.00 - 21.00 น. และปิดบริการในวันอาทิตย์ การลดเวลาการใช้ไฟฟ้าในตึกสาธารณะและสถานที่บริการต่างๆ โดยให้ใช้ไฟส่องป้ายโฆษณาสินค้าหรือบริการ หรือประดับสถานที่ทำธุรกิจได้เฉพาะระหว่าง เวลา 18.00 - 21.00 น. และกำหนดช่วงระยะเวลาเปิด - ปิด ของห้างสรรพสินค้า และโรงภาพยนตร์ เป็นต้น
ทั้งนี้ ให้รัฐมนตรีที่กำกับดูแลด้านพลังงาน เป็นผู้พิจารณาความจำเป็นและความเหมาะสมกับสถานการณ์ หากเห็นว่าจำเป็นให้นำเสนอ ครม./กพช. อนุมัติการใช้มาตรการระดับกลาง บางมาตรการหรือทุกมาตรการแล้วแต่จะเห็นว่าเหมาะสมกับสถานการณ์
3) มาตรการระดับรุนแรง เมื่อมาตรการบังคับต่างๆ ไม่สามารถทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันลดลงได้จนกระทั่งการจัดหาอยู่ในระดับไม่ ถึงร้อยละ 80 ของปริมาณการใช้ จำเป็นต้องใช้มาตรการในการปันส่วน น้ำมัน เพื่อให้มีน้ำมันใช้อย่างทั่วถึงและเกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงมาตรการป้องกันการกักตุน การควบคุมการจำหน่าย และการปันส่วนน้ำมัน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบมาตรการประหยัดพลังงานเพื่อรองรับสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่าง สหรัฐอเมริกาและอิรัก โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปดำเนินการแก้ไขปรับปรุงให้สอดคล้อง กับการพิจารณาของที่ประชุม เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการกำกับดูแลราคาสินค้าอุปโภคบริโภค
รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงพาณิชย์ (นายเนวิน ชิดชอบ) ได้นำเสนอต่อที่ประชุมว่า รองนายก รัฐมนตรี (นายสมคิด จาตุศรีพิทักษ์) ได้มอบหมายให้กระทรวงพาณิชย์จัดทำแผนมาตรการในการกำกับดูแลราคาสินค้าและ บริการในกรณีเกิดวิกฤตขึ้น และให้นำเสนอในการประชุมครั้งนี้เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป โดยแนบพร้อมกับมาตรการประหยัดพลังงาน และได้มอบหมายให้ผู้อำนวยการกองรักษาสิทธิประโยชน์ผู้บริโภค (นางผุสดี กำปั่นทอง) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กรมการค้าภายในได้กำหนดแนวทางการกำกับดูแลราคาสินค้าอุปโภคบริโภคออกเป็น 3 มาตรการ ได้แก่ มาตรการจัดระบบราคาสินค้า มาตรการทางกฎหมาย และมาตรการเสริม
2. มาตรการจัดระบบราคาสินค้า จัดเป็นมาตรการทั่วไปเพื่อให้เกิดความเหมาะสมและเป็นธรรมในราคาสินค้าแก่ ประชาชน และเพื่อให้มีสินค้าที่เพียงพอกับความต้องการไม่เกิดการขาดแคลน ทั้งนี้ ได้กำหนดวิธีดำเนินการ โดยติดตามภาวะราคาจำหน่ายอย่างใกล้ชิด ให้การเปลี่ยนแปลงราคาสินค้าสอดคล้องกับภาวะต้นทุนที่แท้จริง โดยเฉพาะสินค้า 73 รายการ ซึ่งเป็นสินค้าที่เฝ้าติดตาม (Watch List) และจัดระบบติดตามผลกระทบจากปัจจัยการผลิตสินค้าที่สำคัญที่จะมีผลต่อต้นทุน สินค้าและต่อราคาจำหน่าย รวมทั้ง กำหนดระบบการติดตามเพื่อเตือนภัย (Warning System) สำหรับสินค้าที่เฝ้าติดตาม (Watch List) โดยให้ความสำคัญด้านราคา ตรวจสอบติดตามกำกับดูแลให้ผู้ประกอบการค้าในแหล่งผลิต ตลาดสด แหล่งจำหน่ายเป็นประจำ เพื่อให้ปฏิบัติตามกฎหมาย และจัดระบบการกระจายสินค้าและประสานการดำเนินการค้าระบบการจัดการสินค้าส่ง ออก/นำเข้า เป็นต้น
3. มาตรการทางกฎหมาย ได้มีแนวทางการดำเนินการโดยการใช้อำนาจตามมาตรา 29 และ 30 แห่งพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ในการป้องกันการฉวยโอกาสเอาเปรียบในด้านราคาต่อผู้บริโภคและการกักตุนสินค้า และใช้อำนาจตามมาตรา 25 และ 26 แห่งพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 ในการกำหนดรายการสินค้าควบคุมเพิ่มเติม นอกจากนี้ โดยการใช้อำนาจตามพระราชบัญญัติชั่ง ตวง วัด พ.ศ. 2542 ในการดูแลปริมาณสินค้าทั้งในด้าน ชั่ง ตวงวัด และการบรรจุหีบห่อให้ถูกต้อง พร้อมทั้ง เปิดช่องทางการร้องเรียนเรื่องราคาสินค้าและบริโภคที่ผู้บริโภคไม่ได้รับ ความเป็นธรรมโดยทางโทรศัพท์สายด่วน 1569 และให้มีการตรวจสอบอย่างใกล้ชิด
4. มาตรการเสริมหรือมาตรการแทรกแซง ใช้ในกรณีที่จำเป็นเพื่อจัดหาสินค้าอุปโภคบริโภคเสริมให้กับประชาชน ซึ่งมีแนวทางการดำเนินการโดยการจัดร้านค้าจำหน่ายสินค้าอุปโภคบริโภคธงฟ้า ราคาประหยัด และเชื่อมโยงให้ผู้จำหน่ายปลีกในท้องถิ่นรับสินค้าโดยตรงจากผู้ผลิต/ผู้แทน จำหน่าย (กรณีสินค้าในท้องถิ่นขาดแคลน หรือมีราคาจำหน่ายสูงเกินสมควร) พร้อมทั้ง ประสานงานกับส่วนราชการอื่นเพื่อให้มีการปรับลดอัตราภาษี เพิ่ม - ลด ปริมาณการนำเข้า และสินค้าตามข้อตกลงของ WTO
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลราคาสินค้าอุปโภคบริโภค โดยมอบหมายให้กรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์รับไปดำเนินการแก้ไขปรับปรุงให้มีความสอดคล้องกับการพิจารณา ของที่ประชุม
กพช. ครั้งที่ 90 - วันพฤหัสบดีที่ 12 กันยายน 2545
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2545 (ครั้งที่ 90)
วันพฤหัสบดีที่ 12 กันยายน พ.ศ. 2545 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
1.1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 สถานการณ์ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2.การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
4.การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับผู้ประกอบธุรกิจและอุตสาหกรรม
5.การทบทวนการคืนหลักค้ำประกันของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
7.สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและการไฟฟ้ากัมพูชา
นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข รองเลขาธิการฯ รักษาราชการแทน เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่อง สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 1-1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนกันยายน 2545 ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาสที่ 2 ประมาณ 1.5 - 2.0 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงไตรมาสที่ 3 และความวิตกกังวลว่าจะเกิดสงครามระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิรัก รวมทั้ง ความไม่ชัดเจนว่ากลุ่มโอเปคจะเพิ่มปริมาณการผลิตหรือไม่ โดยซาอุดิอาระเบียมีความเห็นว่า ควรเพิ่มปริมาณการผลิตขึ้นอีก 800,000 - 900,000 บาร์เรล/วัน แต่คูเวต เวเนซุเอล่า และอิหร่าน ไม่ต้องการให้เพิ่มปริมาณการผลิต ส่วนราคาน้ำมันดิบดูไบและ เบรนท์ ณ วันที่ 11 กันยายน 2545 อยู่ที่ระดับ 27.0 และ 28.5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนกันยายน ได้ปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบทุกผลิตภัณฑ์ โดยน้ำมันเบนซินปรับตัวสูงขึ้นจากไตรมาสที่ 2 เล็กน้อย น้ำมันดีเซลได้ปรับตัวสูงขึ้น 1.7 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากการสำรองไว้ใช้ในฤดูหนาว น้ำมันเตาได้ปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 3 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการใช้เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะจากประเทศจีน ราคาน้ำมัน ออกเทน 95, 92 ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตา ณ วันที่ 11 กันยายน 2545 อยู่ที่ระดับ 30.4, 29.1, 33.8, 30.8 และ 27.0 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย ช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนกันยายน โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 ได้ปรับตัวลดลงจากช่วงไตรมาสที่ 2 รวม 33 สตางค์/ลิตร ดีเซลหมุนเร็วปรับตัวสูงขึ้น 21 สตางค์/ลิตร ทั้งนี้ เป็นการปรับตัวตามราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 10 กันยายน 2545 อยู่ที่ระดับ 15.69, 14.69 และ 13.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการตลาดได้ปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ระดับ 1.21 บาท/ลิตร และค่าการกลั่นได้ปรับตัวสูงขึ้น มาอยู่ที่ระดับ 0.57 บาท/ลิตร (2.2 เหรียสหรัฐต่อบาร์เรล)
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในไตรมาสที่ 4 คาดว่าจะปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 2 - 3 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากความต้องการใช้ที่จะเพิ่มสูงขึ้นในช่วงฤดูหนาว และภาวะเศรษฐกิจโลกที่ฟื้นตัวขึ้น รวมทั้งภาวะอุปทานที่ถูกจำกัดจากโควต้าการผลิตของโอเปคที่อยู่ในระดับต่ำ โดยภาวะสงครามที่อาจเกิดขึ้นระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิรักเป็นปัจจัยเสริมที่ จะส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 27 - 28 และ 29 - 30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ ระดับ 29 - 31 และ 31 - 33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาขายปลีกของไทยน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็วจะ เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 16 - 17, 15 - 16 และ 14 - 15 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประเมินสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกาอิรักว่า หากเกิดสงครามขึ้นในอ่าวเปอร์เซีย ผลกระทบจะเกิดได้ใน 2 กรณี คือ สงครามจำกัดเขตเฉพาะกับอิรัก จะทำให้ น้ำมันดิบในตลาดโลกหายไปประมาณ 2.2 - 2.3 ล้านบาร์เรล และถ้าสงครามขยายตัวครอบคลุมพื้นที่ ตะวันออกกลาง จะทำให้น้ำมันดิบหายไปจากตลาดโลกประมาณ 19 ล้านบาร์เรล/วัน ความเป็นไปได้มากที่สุดคือกรณีแรก ส่วนผลกระทบต่อประเทศไทย คาดว่าจะเป็นผลกระทบด้านราคาเป็นส่วนใหญ่ โดยราคาน้ำมันดิบจะปรับตัวสูงขึ้น 35 - 40 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ซึ่งจะทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของไทยปรับตัวสูงขึ้น 3 - 4 บาท/ลิตร โดยเบนซินออกเทน 95 และดีเซลหมุนเวียนเร็วอยู่ที่ระดับ 19 และ 17 บาท/ลิตร ตามลำดับ
6. ภาครัฐได้มีมาตรการและแนวทางแก้ไขปัญหาภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อ รองรับสถานการณ์ หากเกิดสงครามขึ้นในอ่าวเปอร์เซียไว้เรียบร้อยแล้ว ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2543 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1) การจัดหาน้ำมันดิบ รัฐบาลจะเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบ ถ่านหิน และก๊าซธรรมชาติ ในประเทศให้มากขึ้น ควบคุมการนำเข้าและส่งออกน้ำมันดิบอย่างรัดกุม เจรจากับมิตรประเทศเพื่อขอซื้อน้ำมันในลักษณะการค้าต่างตอบแทน และนำน้ำมันสำรองตามกฎหมายมาใช้
2) มาตรการด้านราคา จะให้ราคาน้ำมันในประเทศเป็นไปตามกลไกของตลาด โดยรัฐจะกำกับดูแลการกำหนดราคาน้ำมันอย่างใกล้ชิดไม่ให้มีการเอาเปรียบผู้ บริโภค และนำระบบการควบคุมราคามาใช้ หากมีการขาดแคลนอย่างรุนแรง
3) การเปลี่ยนแปลงไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่ผลิตในประเทศ โดยส่งเสริมให้มีการใช้เชื้อเพลิงที่ผลิตได้ในประเทศ เพื่อแก้ไขปัญหาการขาดแคลนและลดการนำเข้า รวมทั้งส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงทดแทน เช่น เอทานอล และไบโอดีเซล เป็นต้น
4) มาตรการประหยัดพลังงานและการจัดการด้านการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ประชาชนตระหนักถึงความจำเป็นของการประหยัดน้ำมันและการบริหารปริมาณน้ำมันให้เพียงพอกับความต้องการใช้
5) มาตรการป้องกันการกักตุน การควบคุมการจำหน่าย และการปันส่วนน้ำมัน สำหรับกรณีสถานการณ์รุนแรง เป็นการจัดสรรน้ำมันการใช้น้ำมันให้เกิดประโยชน์สูงสุด
มติของที่ประชุม
- ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 1-2 สถานการณ์ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในตลาดโลกเดือนกันยายน 2545 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 27 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 258 เหรียญสหรัฐ/ตัน และราคาก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ 10.25 บาท/กิโลกรัม โดยอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 2.98 บาท/กิโลกรัม ส่วนกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมัน ชนิดอื่น 878 ล้านบาท/เดือน จึงมีเงินไหลเข้ากองทุนฯ สุทธิ 372 ล้านบาท/เดือน แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ช่วงไตรมาสที่ 4 จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 260-300 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้อัตราเงินชดเชยอยู่ในระดับ 3.07 -5.62 บาท/กก. หรือ 520-947 ล้านบาท/เดือน
2. กรมบัญชีกลาง ได้รายงานยอดเงินคงเหลือกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 สิงหาคม 2545 อยู่ในระดับ 5,170 ล้านบาท โดยมีเงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2545 รวม 10,872 ล้านบาท ฐานะกองทุน น้ำมันฯ สุทธิติดลบ 5,702 ล้านบาท และกรมสรรพสามิต ได้รายงานการชำระหนี้กองทุนน้ำมันฯ ของเดือนสิงหาคม 2545 เป็นจำนวนเงิน 730 ล้านบาท ยอดหนี้ตามข้อตกลง ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2545 เท่ากับ 9,855 ล้านบาท
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานถึงมาตรการช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว จากราคาก๊าซฯ ที่จะสูงขึ้นภายหลังการยกเลิกควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ดังนี้
1) กลุ่มอุตสาหกรรม ส่งเสริมให้เปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติ สำหรับโรงงานอุตสาหกรรมที่ตั้งอยู่ในแนวระบบท่อจำหน่ายก๊าซฯ วงแหวนรอบ กทม. (Bangkok Gas Ring) ซึ่งจะแล้วเสร็จในปี 2550 ให้ เปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีราคาต่ำกว่าก๊าซ LPG รวมทั้งการปรับปรุงประสิทธิภาพเตาเผาหรือเตาอบของโรงงานอุตสาหกรรมที่ใช้ ก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้เกิดการประหยัด ลดปริมาณการใช้ โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
2) กลุ่มรถแท็กซี่ ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถแท็กซี่ (NGV) โดยติดตั้งอุปกรณ์สำหรับใช้ก๊าซ NGV จำนวน 1,000 คัน ภายใน 5 ปี ซึ่ง สพช. ร่วมกับบรรษัทเงินทุนอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (IFCT) จะจัดหาโครงการเงินกู้ระยะยาวดอกเบี้ยต่ำ รวมทั้ง ส่งเสริมให้เกิดการจัดตั้งสถานีบริการจำหน่ายก๊าซ NGV โดย สพช. จะใช้เงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสนับสนุนค่าใช้จ่ายบาง ส่วนแก่ ปตท. และภาคเอกชนอื่นในการจัดตั้งสถานีจำหน่ายก๊าซฯ ให้ทั่วถึงในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล
มติของที่ประชุม
1.รับทราบสถานการณ์ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รับทราบมาตรการช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบผู้ใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในส่วนของกลุ่มอุตสาหกรรม และกลุ่มรถแท็กซี่ ดังต่อไปนี้
2.1 มาตรการส่งเสริมให้กลุ่มอุตสาหกรรมที่อยู่ในพื้นที่แนวระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติรอบกรุงเทพฯ และปริมณฑล (Bangkok Gas Ring) ให้เปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีราคาต่ำกว่าก๊าซปิโตรเลียมเหลว
2.2 มาตรการปรับปรุงประสิทธิภาพเตาเผาหรือเตาอบของโรงงานอุตสาหกรรมที่ใช้ก๊าซ ปิโตรเลียมเหลวเป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้เกิดการประหยัด ลดปริมาณการใช้ โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อ ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
2.3 มาตรกาส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถแท็กซี่ (NGV) โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดมาตรการและวิธีการส่งเสริมให้ เกิดการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถแท็กซี่ รวมถึง มาตรการและแนวทางการส่งเสริมให้เกิดการจัดตั้งสถานีบริการจำหน่าย NGV ให้แก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และภาคเอกชนอื่นๆ เช่น ร่วมกับสถาบันการเงินจัดทำโครงการเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำและชำระคืนเงินต้นระยะ ยาว เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการติดตั้งอุปกรณ์ให้แก่ผู้ประกอบการแท็กซี่ เป็นต้น ทั้งนี้ การให้การสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จะต้องสอดคล้องกับระเบียบคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 2 การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ได้อนุมัติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เห็นชอบในหลักการให้มีการยกเว้นการเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตของเอทานอลหน้าโรง งานและภาษีสรรพสามิตในส่วนของเอทานอลที่เติมในน้ำมันแก๊สโซฮอล์ตลอดไป และลดหย่อนอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติไปดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อไป
2. คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ขอให้ สพช. ดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ตามมติคณะรัฐมนตรี
3. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2545 ได้มีมติเห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ น้ำมันแก๊สโซฮอล์เท่ากับ 0.27 บาท/ลิตร โดยให้มีผลบังคับใช้พร้อมกับประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง อัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซ ฮอล์
4. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เสนอให้กำหนดอัตราเงินส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยใช้หลักการเดียวกับภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง คือให้ยกเว้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในส่วน ของเอทานอล 10% โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊ส โซฮอล์ จะเท่ากับ 0.036 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ให้เท่ากับ 0.036 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2539 (ครั้งที่ 55) ให้นำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้ในการสนับสนุนการดำเนินการของหน่วย งานต่างๆ ในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 6/2544 (ครั้งที่ 87) ให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป โดยให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและ มาตรการในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนัก งานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.)
3. ในงบประมาณปี 2545 คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อสนับสนุนค่าใช้จ่ายเป็นเงิน 830.9 ล้านบาท เป็นงบผูกพันจากปี 2544 จำนวน 552.2 ล้านบาท และงบอนุมัติใหม่ 278.7 ล้านบาท หน่วยงานที่ได้รับการสนับสนุนงบประมาณได้รายงานผลการใช้เงินในปี 2545 ให้ทราบ ซึ่งทุกหน่วยงานมีภาระหนี้ผูกพันในการทำสัญญาจัดซื้อจัดจ้าง แต่ไม่สามารถเบิกจ่ายได้ทันในปีงบประมาณ 2545 เป็นจำนวนเงินรวม 579,639,450.94 บาท ซึ่งประกอบด้วย
3.1 กรมศุลกากร จำนวนเงิน 38,580,002.16 บาท (สามสิบแปดล้านห้าแสนแปดหมื่นสองบาทสิบหกสตางค์) สำหรับแผนป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้านำมันเชื้อเพลิงทางทะเล
- หมวดค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ เป็นเงิน 27,338,502.16 บาท
- หมวดครุภัณฑ์ที่ดินและสิ่งก่อสร้าง เป็นเงิน 11,241,500 บาท
3.2 สำนักงานตำรวจแห่งชาติ จำนวนเงิน 29,843,550 บาท (ยี่สิบเก้าล้านแปดแสนสี่หมื่น สามพันห้าร้อยห้าสิบบาทถ้วน)
- หมวดครุภัณฑ์ที่ดินและสิ่งก่อสร้าง
1) โครงการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยมิชอบด้วยกฎหมาย เป็นเงิน 21,963,000 บาท
2) โครงการป้องกันและปราบปรามการส่งออกน้ำมันเชื้อเพลิงทางทะเลโดยฉ้อฉลภาษี ของรัฐ เป็นเงิน 7,880,550 บาท
3.3 กรมสรรพสามิต จำนวนเงิน 489,442,349.78 บาท (สี่ร้อยแปดสิบเก้าล้านสี่แสนสี่หมื่น สองพันสามร้อยสี่สิบเก้าบาทเจ็ดสิบแปดสตางค์)
- หมวดค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ จำนวนเงิน 20,428,323 บาท
1) โครงการเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออก และเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลที่นำไปจำหน่ายให้แก่ชาวประมงในเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักร (Tanker) เป็นเงิน 19,260,000 บาท
2) โครงการการติดตั้งระบบควบคุมรายรับ - จ่าย ณ คลังน้ำมันชายฝั่งพร้อม เชื่อมโยงเครือข่ายข้อมูล เป็นเงิน 369,000 บาท
3) โครงการปรับปรุงพัฒนาระบบมาตรวัดพร้อมอุปกรณ์ให้มีประสิทธิภาพ เป็นเงิน 799,323 บาท
- หมวดครุภัณฑ์ที่ดินและสิ่งก่อสร้าง จำนวนเงิน 469,014,026.78 บาท
1) โครงการการเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออก และการเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลที่นำไปจำหน่ายให้แก่ชาวประมงในเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักร (TANKER) เป็นเงิน 39,395,773.12 บาท
2) โครงการการติดตั้งระบบควบคุมรายรับ - จ่าย ณ คลังน้ำมันชายฝั่งพร้อม เชื่อมโยงเครือข่ายข้อมูล เป็นเงิน 427,077,003.66 บาท
3) โครงการจัดซื้อวัสดุวิทยาศาสตร์ เพื่อจัดซื้อเครื่องหาความหนืดของน้ำมัน เป็นเงิน 2,541,250 บาท
3.4 กรมทะเบียนการค้า (หรือกรมธุรกิจพลังงานในการปรับโครงสร้างปี 2546) จำนวนเงิน 1,860,000 บาท (หนึ่งล้านแปดแสนหกหมื่นบาทถ้วน)
- หมวดครุภัณฑ์ที่ดินและสิ่งก่อสร้าง โครงการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้ ในการประเมินผลในการปฏิบัติงาน เพื่อจัดซื้อเครื่องกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นเงิน 1,860,000 บาท
3.5 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จำนวนเงิน 19,913,549 บาท (สิบเก้าล้านเก้าแสนหนึ่งหมื่นสามพันห้าร้อยสี่สิบเก้าบาทถ้วน)
- หมวดค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ โครงการประชาสัมพันธ์ เป็นเงิน 14,975,499 บาท
- หมวดค่าใช้จ่ายอื่นโครงการจัดจ้างที่ปรึกษาพัฒนาระบบการป้องกันและปราบปราม การปลอมปนของสารละลายไฮโดรคาร์บอน (Solvent) เป็นเงิน 4,938,050 บาท
โดยค่าใช้จ่ายของกรมศุลกากรและสำนักงานตำรวจแห่งชาติเป็นค่าซ่อมแซมเรือ ตรวจการณ์ กรมสรรพสามิตเป็นค่าใช้จ่ายโครงการติดตั้งมิเตอร์ โครงการเติมสาร Marker เป็นหลัก กรมทะเบียนการค้าเป็นค่าใช้จ่ายในการจัดซื้อเครื่องกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และ สพช. เป็นค่าใช้จ่ายในการทำประชาสัมพันธ์และ จัดจ้างที่ปรึกษา
4. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุมครั้งที่ 2/2545 (ครั้งที่ 39) เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2545 ได้พิจารณา เรื่อง การขอทบทวนการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันในการป้องกันและปราบปรามการ กระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม มีความเห็นดังนี้
4.1 การดำเนินการในโครงการที่ก่อหนี้ผูกพันเป็นโครงการใหญ่จำเป็นที่จะต้องเตรี ยมการอย่างรัดกุม จึงทำให้ขั้นตอนการจัดซื้อจัดจ้างล่าช้า นอกจากนี้ การดำเนินการติดตั้งอุปกรณ์ยังต้องใช้เวลานาน จึงทำให้ไม่สามารถดำเนินการแล้วเสร็จในปีงบประมาณ 2545 โดยปกติในการดำเนินการทุกปีจะมีหนี้ผูกพัน และจะนำไปตั้งของบประมาณของปีถัดไปเพื่อดำเนินการให้แล้วเสร็จ ซึ่งเป็นไปตามระเบียบการใช้จ่ายเงิน กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในขณะที่การเบิกจ่ายงบประมาณแผ่นดินสามารถเบิกจ่ายเหลื่อมปีงบประมาณได้ หากมีหนี้ผูกพันค้างระหว่างปีงบประมาณ
4.2 แม้จะเป็นการดำเนินการตามปกติ แต่เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรี มีมติเห็นชอบให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 การนำงบผูกพันไปตั้งเป็นงบประมาณปี 2546 ตามระเบียบกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แม้จะไม่ได้เป็นการอนุมัติงบใหม่เพิ่มเติม แต่อาจจะเป็นการขัดต่อมติคณะรัฐมนตรี
5. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน จึงเสนอให้มีการขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ครอบคลุมการใช้จ่ายในส่วนของ หนี้ผูกพัน โดยนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อขอ ทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 เพื่อให้เกิดความชัดเจนว่าการให้ยุติการนำเงินจาก กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิด เกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไปนั้น มิให้หมายความรวมถึง การสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของหนี้ผูกพันที่เกิดขึ้นในปีงบประมาณ 2545 เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สามารถเบิกจ่ายเหลื่อมปีงบประมาณ 2546 ได้ เนื่องจากไม่ได้เป็นการจัดสรรงบประมาณใหม่แต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 ในประเด็นการให้ยุติการนำเงิน จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำผิด เกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปี งบประมาณ 2546 เป็นต้นไปนั้น ให้ยกเว้นการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของหนี้ ผูกพันที่เกิดขึ้นในปีงบประมาณ 2545 ทั้งนี้ เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถเบิกจ่ายหนี้ผูกพันเหลื่อมปี งบประมาณ 2546 ได้
เรื่องที่ 4 การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับผู้ประกอบธุรกิจและอุตสาหกรรม
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 ได้อนุมัติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2542 เรื่อง การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับ ผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม โดย (1) เห็นชอบให้ปรับปรุงลักษณะการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ โดยให้คำนวณจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา (สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน) คำนวณเฉพาะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในช่วงเดือนที่ระบบมีความต้องการ ใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month) คือ ระหว่างเดือนมีนาคม - มิถุนายน และ (2) เห็นชอบให้ผ่อนผันหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นการชั่วคราว จากร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา ตามหลักเกณฑ์ในข้อ (1) เหลือเพียงร้อยละ 0 เป็นการชั่วคราว ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2542 เป็นต้นไป แต่ทั้งนี้ หากต่อไปในอนาคตกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองต่ำกว่าระดับมาตรฐาน ให้พิจารณาเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ได้อนุมัติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2543 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยในส่วนของการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุดในแต่ละเดือนต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา (สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน) ทั้งนี้ ให้มีการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 จนถึงเดือนกันยายน 2545
3. การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ เนื่องจากการไฟฟ้าต้องลงทุนในด้านกำลังการผลิต ระบบสายส่ง และสายจำหน่าย เพื่อพร้อมจ่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตลอดเวลา แม้ว่าผู้ใช้ไฟฟ้าจะใช้ไฟฟ้าเพียงระยะเวลาสั้นๆ ในเดือนใดเดือนหนึ่ง กล่าวคือ หากผู้ใช้ไฟฟ้าขอใช้ไฟฟ้าในระดับ 1,000 กิโลวัตต์ การไฟฟ้าก็จะลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบสายจำหน่าย เพื่อให้สามารถจ่ายไฟฟ้าในระดับ 1,000 กิโลวัตต์ แม้ว่าต่อมาความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงเหลือเพียง 500 กิโลวัตต์ การไฟฟ้ายังคงพร้อมจ่ายกระแสไฟฟ้าในระดับเดิม โดยไม่สามารถลดขนาดของโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบสายจำหน่ายลงได้ ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ จะเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ และกิจการเฉพาะอย่างที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าเฉลี่ยใน 15 นาที สูงสุดตั้งแต่ 30 กิโลวัตต์ขึ้นไป โดยคิดอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา (สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน)
4. เนื่องจากการผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำที่จะสิ้นสุดลงในเดือนกันยายน 2545 ทำให้มีผู้ใช้ไฟฟ้าจำนวนหนึ่ง ได้แก่ ศูนย์นิทรรศการและการประชุมไบเทค และชมรมผู้เลี้ยงกุ้งจังหวัดปัตตานี ร้องเรียนมายังสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ขอให้พิจารณาขยายระยะเวลาผ่อนผันการคิดค่า ไฟฟ้าขั้นต่ำออกไปอีกระยะหนึ่ง ซึ่ง คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2545 ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว และมีมติเห็นควรให้มีการขยายระยะเวลาการผ่อนผันการคิดค่า ไฟฟ้าขั้นต่ำออกไปอีก 1 ปี จนถึงเดือนกันยายน 2546 โดยมอบหมายให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ร่วมกันดำเนินการประชาสัมพันธ์ รณรงค์ เสริมสร้างความเข้าใจต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ถึงแนวนโยบายในการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ ตลอดจนแนวทางที่ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถร้องขอต่อการไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการคิด ค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ เช่น การตัดฝาก"มิเตอร์ ในเดือนที่ไม่มีการใช้ไฟฟ้า เพื่อมิให้เกิดปัญหาการร้องเรียนขอขยายระยะเวลาการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาผ่อนผันในเดือนกันยายน 2546
5. การขยายระยะเวลาการผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ จากร้อยละ 70 เหลือร้อยละ 0 ต่อไปอีก 1 ปี จะทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีลักษณะการใช้ไฟฟ้าเป็นฤดูกาล หรือผู้ใช้ไฟฟ้าไม่สม่ำเสมอ เช่น ศูนย์นิทรรศการและการประชุม โรงแรมที่จัดการประชุมใหญ่เป็นครั้งคราว อุตสาหกรรมมันสำปะหลัง อุตสาหกรรมน้ำตาล เป็นต้น ได้ประโยชน์ ในขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะมีรายได้ลดลงประมาณ 21 ล้านบาท/เดือน หรือ 254 ล้านบาท/ปี กล่าวคือ รายได้ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จะลดลงประมาณ 36 ล้านบาท/ปี และรายได้ของ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จะลดลงประมาณ 218 ล้านบาท/ปี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการขยายระยะเวลาการผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำออกไปอีก 1 ปี จนถึงเดือนกันยายน 2546
2.เห็นชอบให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ร่วมกันดำเนินการประชาสัมพันธ์ รณรงค์ เสริมสร้างความเข้าใจต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ถึงแนวนโยบายในการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ ตลอดจนแนวทางที่ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถร้องขอต่อการไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการคิด ค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ เช่น การตัดฝากมิเตอร์ ในเดือนที่ไม่มีการใช้ไฟฟ้า เพื่อมิให้เกิดปัญหาการร้องเรียนขอขยายระยะเวลาการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเมื่อ สิ้นสุดระยะเวลาผ่อนผันในเดือนกันยายน 2546
เรื่องที่ 5 การทบทวนการคืนหลักค้ำประกันของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศ รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือ เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อันเป็นการใช้พลังงานนอกรูปแบบและต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์ มากขึ้น รวมทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและระบบ จำหน่ายไฟฟ้า
2. การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตั้งแต่ปี 2535 ถึงปัจจุบัน กฟผ. ได้รับข้อเสนอขายไฟฟ้า รวมทั้งสิ้น 108 ราย แต่มีบางรายที่ถูกปฏิเสธและขอถอนข้อเสนอ ในปัจจุบันมี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อ ไฟฟ้ารวม 65 ราย โดย กฟผ. ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 60 ราย และอยู่ระหว่างการเจรจา 5 ราย ถ้าหากทุกโครงการแล้วเสร็จและสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ จะมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้าทั้งสิ้นสูงถึง 2,240 เมกะวัตต์
3. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP SPP ประเภท Firm จะต้องยื่นหลักค้ำประกันให้กับ กฟผ. ดังนี้
3.1 หลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอ โดยยื่นพร้อมคำร้องการขายไฟฟ้าในวงเงินเท่ากับ 500 บาทต่อกิโลวัตต์ ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขาย โดย กฟผ. จะคืนหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอให้แก่ SPP ที่ ไม่ได้รับการคัดเลือกภายใน 30 วัน หลังแจ้งผลการคัดเลือก สำหรับ SPP ที่ได้รับการคัดเลือก กฟผ. จะคืน หลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอในวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.2 หลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาฯ โดยยื่นในวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในวงเงิน-เท่ากับร้อยละ 5 ของมูลค่าปัจจุบันของค่าพลังไฟฟ้าที่จะได้รับทั้งหมดตามสัญญา โดยใช้อัตราส่วนลด (Discount Rate) เท่ากับอัตราดอกเบี้ยของเงินฝากประจำ 12 เดือน ของธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) จะคืนหลักประกันการปฏิบัติตามสัญญาฯ เมื่อ -SPP ได้เริ่มปฏิบัติตามสัญญาฯ ถูกต้องครบถ้วนโดยสมบูรณ์แล้ว
3.3 หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาฯ โดยยื่นก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาฯ ในวงเงินเท่ากับร้อยละ 10 ของค่าพลังไฟฟ้าที่ SPP จะได้รับในระยะเวลา 5 ปีแรกของสัญญาฯ โดยจะคืนหลัก ค้ำประกันดังกล่าวเมื่ออายุสัญญาสิ้นสุด หรือเมื่อการไฟฟ้าได้เรียกเงินค่าพลังไฟฟ้าครบถ้วนในกรณีที่สัญญาถูกยกเลิก ก่อนครบอายุสัญญาฯ
4. ภายหลังการเปลี่ยนแปลงการแลกเปลี่ยนเงินตราเป็นระบบอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2540 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2540 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2540 เรื่องมาตรการการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตรายเล็ก โดยให้ กฟผ. แจ้งให้ SPP ยืนยันความประสงค์จะดำเนินโครงการ หาก SPP รายใดไม่ประสงค์จะดำเนินโครงการต่อไป ให้ กฟผ. คืนหลักค้ำประกันให้แก่ SPP ดังกล่าว โดยการเลื่อนหรือยกเลิกโครงการในช่วงเวลาดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ต่อประเทศ โดยรวม เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศลดลงอย่างมาก และมีปริมาณพลังไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) อยู่ในระดับสูง แต่เพื่อให้การยกเลิกของ SPP มีความ เป็นไปได้จึงมีการพิจารณาคืนหลักค้ำประกันให้กับ SPP ด้วย ทั้งนี้ กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติดังกล่าว โดย คืนหลักค้ำประกันให้กับ SPP ที่แจ้งยกเลิกโครงการรวม 7 ราย
ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2543 เห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2543 เรื่องการคืนหลักค้ำประกันของ SPP โดยมอบหมายให้ สพช. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการ SPP โดยครอบคลุมถึงการเลื่อนกำหนดวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และการยกเลิกโครงการของ SPP ด้วย และให้ กฟผ. คืนหลักค้ำประกันให้กับ SPP ที่ยกเลิกโครงการ โดยมีโครงการ SPP ที่ยกเลิกโครงการ และ กฟผ. ได้คืนหลักค้ำประกันแล้วจำนวน 3 ราย
5. กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สพช. แจ้งว่าการคืนหลักค้ำประกันตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 25 เมษายน 2543 ไม่มีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุด รวมทั้งสถานการณ์ในปัจจุบัน กฟผ. ยังคงเปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงาน หมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง และปรากฏว่ายังคงมีผู้มีความสามารถในการลงทุนและสนใจเสนอขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ในลักษณะสัญญาประเภท Firm ซึ่งต้องมีหลักค้ำประกันต่างๆ อย่างต่อเนื่อง การให้การช่วยเหลือเรื่องการคืนหลักค้ำประกันดังกล่าวอาจไม่เหมาะสมกับ สถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งภาวะเศรษฐกิจของประเทศเริ่มทรงตัวได้แล้ว และผู้เสนอโครงการสามารถวิเคราะห์ความเหมาะสมโครงการบนพื้นฐานของสภาวะ เศรษฐกิจปัจจุบันได้อยู่แล้ว ดังนั้นเพื่อให้เป็นการปฏิบัติตามระเบียบ SPP ปัจจุบัน กฟผ. จึงขอให้พิจารณาทบทวนยกเลิกการคืนหลักค้ำประกันให้กับผู้ที่ยกเลิกโครงการ ตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว โดยให้มีผลบังคับใช้ภายหลังวันที่ 31 ธันวาคม 2545 เพื่อเปิดโอกาสให้ SPP สามารถพิจารณาความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการต่อไป หรือยกเลิกโครงการก่อนถึงกำหนดที่มีผลบังคับใช้ใหม่นี้
6. สพช. พิจารณาแล้วเห็นว่า เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจของประเทศในปัจจุบันเริ่มทรงตัว ประกอบกับการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2543 ส่งผลกระทบต่อ กฟผ. เนื่องจากโครงการที่ยื่นข้อเสนอหรือลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ถูกกำหนดไว้ ในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ซึ่งเป็นแผนที่ใช้ในการวางแผนการจัดหาไฟฟ้า และการคำนวณปริมาณกำลังการผลิตสำรองของประเทศ จึงเห็นควรยกเลิกการคืนหลักค้ำประกันให้กับ SPP ที่ยกเลิกโครงการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ยกเลิกการคืนหลักค้ำประกันให้กับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ยกเลิกโครงการ โดยให้มีผลบังคับใช้ภายหลังวันที่ 31 ธันวาคม 2545 เพื่อเปิดโอกาสให้ SPP สามารถพิจารณาความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการต่อไป หรือยกเลิกโครงการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ความเห็นชอบคำแถลงนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการจัด ตั้งตลาดซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง 6 ประเทศ (Policy Statement on Regional Power Trade) ตามมติ ที่ประชุมระดับรัฐมนตรี 6 ประเทศลุ่มแม่น้ำโขง GMS ครั้งที่ 9 ณ กรุงมะนิลา ประเทศฟิลิปปินส์ เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2543 โดยกำหนดให้จัดทำร่างความตกลงว่าด้วยการซื้อขายไฟฟ้าและการสร้างเครือข่าย สายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศลุ่มแม่น้ำโขง (Inter-Governmental Agreement: IGA) เพื่อเป็นแนวทางในการจัดตั้งตลาดซื้อขายไฟฟ้า และการพัฒนาระบบเครือข่ายสายส่งเชื่อมโยงระหว่าง 6 ประเทศอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขงอย่างเป็นรูปธรรมในอนาคต
2. คณะทำงานด้านการเชื่อมโยงเครือข่ายสายส่งและการซื้อขายไฟฟ้า 6 ประเทศลุ่มแม่น้ำโขง (EGP) ธนาคารโลก (World Bank) และธนาคารพัฒนาแห่งเอเชีย (Asian Development Bank) ได้ร่วมจัดทำและพิจารณาสาระสำคัญในรายละเอียดจนได้ร่าง IGA ขั้นสุดท้าย ซึ่งได้รับความเห็นชอบในการประชุม คณะทำงานด้านพลังงานของอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง ครั้งที่ 6 และการประชุมคณะทำงานระดับเจ้าหน้าที่อาวุโส ครั้งที่ 8 ณ กรุงฮานอย ประเทศเวียดนาม เมื่อเดือนธันวาคม 2544 และการประชุมดังกล่าวมีมติให้ นำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบในการประชุมระดับรัฐมนตรี ครั้งที่ 11 โครงการพัฒนาความร่วมมือทางเศรษฐกิจในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง 6 ประเทศ (GMS) ที่ประเทศกัมพูชา ก่อนที่จะมีการลงนามร่างความ ตกลงฯ ในระหว่างการประชุมสุดยอดผู้นำ GMS (GMS Summit) ครั้งที่ 1 ในเดือนพฤศจิกายน 2545
3. ร่างความตกลงฯ ได้ถูกจัดทำขึ้นเพื่อให้เป็นไปตามคำแถลงนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าที่รัฐมนตรี 6 ประเทศลุ่มแม่น้ำโขงได้ให้การรับรองร่วมกัน โดยจะมีการจัดตั้งองค์กรกลางให้ทำหน้าที่ในการกำหนดหลักเกณฑ์-กำกับดูแลและ ประสานงานซื้อขายไฟฟ้าของกลุ่มประเทศ GMS ได้อย่างเป็นธรรมและมีประสิทธิภาพสูงสุด ทั้งด้านการลดต้นทุนการผลิต การใช้วัตถุดิบและการจัดหาพลังงานไฟฟ้าให้เพียงพออย่างเต็มศักยภาพ และพิจารณาแบ่งสรรผลประโยชน์อย่างเป็นธรรม โดยมีสาระสำคัญดังนี้
3.1 จัดตั้งคณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้า (Regional Power Trade Coordination Committee : RTPCC) มีภารกิจสำคัญคือการจัดทำข้อตกลงปฏิบัติการทางเทคนิคและทางธุรกิจเพื่อ ดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาคให้แก่ประเทศภาคีต่างๆ (Regional Power Trade Operating Agreement: PTOA) และกำหนดขั้นตอนที่จำเป็นของการดำเนินงานซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งแนวทางการบริหารจัดการทางการเงิน
3.2 ความตกลงจะเริ่มมีผลบังคับใช้เมื่อผ่านกระบวนการให้สัตยาบันของแต่ละประเทศ ภาคี และนับตั้งแต่วันที่ได้แลกเปลี่ยนเอกสารการให้สัตยาบันจากประเทศภาคีอย่าง น้อย ประเทศ สำหรับช่วงระยะเวลาของความตกลงนี้จะมีผลใช้บังคับอย่างต่อเนื่องจนกว่าจะมี การปรับปรุงใหม่หรือยกเลิกโดยประเทศภาคีเดิม ทั้งหมด และสามารถจะถอนตัวได้ภายหลัง 2 ปี นับจากวันเริ่มบังคับใช้ โดยต้องแจ้งเป็นลายลักษณ์อักษรก่อนล่วงหน้า 1 ปี
3.3 ความสัมพันธ์กับข้อตกลงอื่นๆ ที่รัฐบาลประเทศ GMS กระทำขึ้นจะไม่ถูกปิดกั้น หาก ประเทศหนึ่งประเทศใดจะทำข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้ากับประเทศอื่นๆ ที่ไม่ได้เป็นภาคี GMS ในขณะที่ข้อตกลงหรือสัญญาใหม่ๆ จะต้องสอดคล้องกับ PTOA
3.4 การแก้ไขปัญหาข้อพิพาทให้ทำโดยสันติวิธี สามารถดำเนินการผ่านการประชุมหารือในกรณี ที่มีความเห็นแตกต่างในด้านการตีความ หรือการดำเนินงานตามความตกลงฯ นี้ หากไม่สามารถหาข้อยุติได้ให้ส่งให้รัฐบาลของแต่ละประเทศเป็นผู้ตัดสิน
4. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) พิจารณาแล้วเห็นควรให้การสนับสนุนร่างความตกลงฯ เนื่องจากร่างความตกลงฯ ฉบับนี้ได้จัดทำขึ้นหลังจากรัฐบาลของประเทศสมาชิกใน GMS ได้ให้ความเห็นชอบใน Policy Statement ร่วมกันแล้ว และภายหลังจากที่มีการลงนามในร่างความตกลงฯ ร่วมกันแล้ว ก็จะนำไปสู่การจัดตั้งคณะกรรมการประสานงานซื้อขายไฟฟ้า (Regional Power Trade Coordination Committee: RPTCC) และการจัดทำข้อตกลงด้านเทคนิคในการซื้อขายไฟฟ้า (Regional Power Trade Operating Agreement: PTOA) เพื่อให้การจัดตั้งตลาดซื้อขายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบเครือข่ายสายส่ง ระหว่างประเทศสมาชิกเกิดผลสำเร็จเป็นรูปธรรมต่อไป
นอกจากนี้ ร่างความตกลงฯ ดังกล่าวได้รับความเห็นชอบจากคณะทำงานระดับเจ้าหน้าที่อาวุโสของ GMS ในการประชุม The Subregional Electric Power Forum ครั้งที่ 8 ที่จัดขึ้น ณ กรุงฮานอย ประเทศเวียตนาม เมื่อเดือนธันวาคม 2544 โดยร่างความตกลงฯ ฉบับนี้ได้ผ่านการพิจารณาตรวจแก้ไขจากหน่วยงานราชการที่มีหน้าที่พิจารณา กฎหมายและความตกลงระหว่างประเทศของแต่ละประเทศแล้ว ทั้งนี้ การสนับสนุนการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขงให้ บังเกิดผลสำเร็จเป็นรูปธรรมจะส่งผลดีทั้งในด้านสิ่งแวดล้อม ด้านเศรษฐกิจ การจัดหาพลังงานไฟฟ้าและการขยายความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างความตกลงว่าด้วยความร่วมมือด้านการซื้อขายไฟฟ้าและการสร้างเครือข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง
2.มอบหมายให้รัฐมนตรีที่ได้รับมอบหมายให้เป็นหัวหน้าคณะและรับผิดชอบในการ เดินทางไปประชุมระดับรัฐมนตรี ครั้งที่ 11 โครงการพัฒนาความร่วมมือทางเศรษฐกิจในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง 6 ประเทศ (GMS) ที่ประเทศกัมพูชา นำร่างความตกลงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วนี้ไปนำเสนอในที่ประชุมดังกล่าว ในฐานะผู้แทนรัฐบาลไทย แต่ทั้งนี้หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างความตกลงฯ ดังกล่าวในรายละเอียดปลีกย่อยซึ่งไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้รัฐมนตรีที่ได้รับมอบหมายสามารถพิจารณาแก้ไขได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก ครั้ง
3.มอบหมายให้รัฐมนตรีที่กำกับดูแลงานด้านนโยบายพลังงาน เป็นผู้ลงนามความตกลงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบในการประชุมระดับรัฐมนตรี ครั้งที่ 11 ตามข้อ 2 เป็นผู้ไปร่วมลงนามความตกลงฯ ในฐานะ ผู้แทนรัฐบาลไทยในการประชุมสุดยอดผู้นำ GMS (GMS Summit) ครั้งที่ 1 ที่จะมีขึ้นในเดือนพฤศจิกายน 2545 ณ กรุงพนมเปญ ประเทศกัมพูชา
เรื่องที่ 7 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและการไฟฟ้ากัมพูชา
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้มีการลงนามในบันทึกความตกลงโครงการความร่วมมือด้าน พลังงาน ไฟฟ้า เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 ที่จะสนับสนุนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างสองประเทศ โดยเฉพาะการ เข้าร่วมและการรับซื้อไฟฟ้าในตลาดซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งจะร่วมมือกันวางแผนและก่อสร้างระบบส่งเชื่อมโยงไทย - กัมพูชา เพื่อนำไปสู่การขายไฟฟ้ากับประเทศที่สามในอนาคต ต่อมาทั้งสองฝ่ายได้แต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อประสานความร่วมมือให้เป็นไปตาม สาระสำคัญของข้อตกลงดังกล่าว โดยฝ่ายไทยได้แต่งตั้งคณะกรรมการโครงการความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับกัมพูชา (Thai Power Cooperation Committee : TPCC) ซึ่งมีผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นประธาน ฝ่ายกัมพูชาได้แต่งตั้งคณะกรรมการโครงการความร่วมมือด้านพลังงานของกัมพูชา (Cambodia Power Cooperation Committee : CPCC) ซึ่งมีนายอิฐ ปรัง รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงอุตสาหกรรมเหมืองแร่และพลังงาน เป็นประธาน
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2544 ได้มีมติเห็นชอบ ในหลักการให้ราคาค่าไฟฟ้าที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ). และ กฟผ. จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้าน ในแต่ละจุดเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมกับค่าชดเชยรายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ. ทั้งนี้ ให้ กฟภ. และ กฟผ. มีความยืดหยุ่นที่จะสามารถเจรจาและกำหนดรูปแบบราคาจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะที่ อาจแตกต่างจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าของประเทศได้ภายใต้หลักการดังกล่าว
3. TPCC ได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ เสนอต่อฝ่ายกัมพูชาและได้รับความเห็นชอบตามที่ฝ่ายไทยเสนอ โดยทั้งสองฝ่ายได้มีการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกันจนได้ข้อยุติ กฟผ. จึงได้จัดทำสัญญาฯ ฉบับลงนามขึ้น โดยสัญญาฯ ดังกล่าวได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2544 และผ่านการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วเมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2545
4. เนื่องจากจังหวัดเสียมราฐ พระตะบอง และศรีโสภณ มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเร่งด่วน ฝ่ายกัมพูชาจึงเร่งให้มีการลงนามสัญญาฯ โดยเร็ว กฟผ. จึงได้ลงนามสัญญาฯ กับฝ่ายกัมพูชาเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2545 โดยมีเงื่อนไขว่า สัญญาฯ ฉบับดังกล่าวจะมีผลบังคับใช้หลังจากได้รับความเห็นชอบจาก กพช. แล้ว โดย ในช่วงนี้จะยังไม่มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันจนกว่าจะถึงกำหนดแล้วเสร็จของ ระบบส่งเชื่อมโยงไทย - กัมพูชา คือ ประมาณปี พ.ศ. 2547
5. สาระสำคัญของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชา สรุปได้ดังนี้
5.1 อายุสัญญา 12 ปีนับจากวันที่ กฟผ. เริ่มขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้ากัมพูชา โดยมีจุดส่งมอบ บริเวณชายแดนไทย-กัมพูชา
5.2 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นแบบคิดตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Rate) โดย ค่าพลังไฟฟ้า เท่ากับ 74.14 บาท/กิโลวัตต์/เดือน ค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วง Peak เท่ากับ 2.7595 บาท/กิโลวัตต์ชั่วโมง และช่วง Off Peak เท่ากับ 1.3185 บาท/กิโลวัตต์ชั่วโมง สำหรับค่าบริการ เท่ากับ 228.17 บาท/เดือน และจะทำการทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าทุกๆ 4 ปีนับจากวันที่ กฟผ. เริ่มขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้ากัมพูชา
5.3 การระงับข้อพิพาท หากมีข้อโต้แย้งหรือข้อพิพาทเกิดขึ้น ให้คู่สัญญาทั้งสองฝ่ายแต่งตั้งผู้แทนเพื่อพิจารณาร่วมกัน หากไม่สามารถยุติข้อพิพาทได้ภายใน 60 วันให้ใช้กระบวนการพิจารณาของอนุญาโต ตุลาการ การพิจารณาคดีดำเนินการในประเทศสิงคโปร์ ใช้ภาษาอังกฤษและกฎหมายอังกฤษบังคับ ทั้งนี้ คำตัดสินของอนุญาโตตุลาการให้ถือเป็นที่สุด
5.4 การแก้ไขสัญญาฯ หากมีการเปลี่ยนแปลงใดๆ ซึ่งมีผลกระทบต่อการปฏิบัติตามสัญญาฯ เกิดขึ้นในประเทศคู่สัญญา ฝ่ายที่ได้รับผลกระทบสามารถร้องขอให้มีการเจรจาแก้ไขเกี่ยวกับรายละเอียดและ เงื่อนไขในสัญญาฯ โดยทั้งสองฝ่ายจะต้องร่วมกันพิจารณาให้ได้ข้อยุติภายใน 30 วันนับจากวันที่ได้รับการ ร้องขอ หากทั้งสองฝ่ายไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเรื่องดังกล่าวเข้าสู่ขั้นตอนการระงับข้อพิพาท
6. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เห็นว่า เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับการไฟฟ้ากัมพูชา จะเป็นประโยชน์ร่วมของทั้ง 2 ประเทศ โดยกัมพูชาสามารถจัดหาไฟฟ้าให้กับ 3 จังหวัด ได้ในราคาที่ต่ำกว่าที่กัมพูชาจะผลิตเอง ขณะที่ไทยสามารถขายไฟฟ้าในปริมาณ 20 - 30 เมกะวัตต์ ได้ในราคาที่เหมาะสม ซึ่งจะช่วยลดกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองส่วนเกินในระยะ 5 ปีข้างหน้าได้ส่วนหนึ่ง นอกจากนี้ สัญญาดังกล่าวได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. และการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว จึงเห็นควรให้ความเห็นชอบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อให้มีผลบังคับใช้และ กฟผ. สามารถจ่ายไฟฟ้าให้แก่ 3 จังหวัดของกัมพูชาในปี 2547 ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้ากัมพูชา