มติกพช.กบง. (474)
กพช. ครั้งที่ 116 - วันพฤหัสบดีที่ 18 ตุลาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2550 (ครั้งที่ 116)
วันพฤหัสบดีที่ 18 ตุลาคม พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย
3.การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว
4.แผนการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของการไฟฟ้านครหลวง
5.การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
6.ร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
7.แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
8.การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
9.ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....
นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 ซึ่งได้แก้ไของค์ประกอบคณะกรรมการฯ ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว โดยมีผลบังคับเป็นกฎหมายตั้งแต่วันที่ 17 ตุลาคม 2550
เรื่องที่ 1 การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และให้นำแผนการจัดตั้งบริษัทฯ เสนอขออนุมัติกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีต่อไป ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาความเหมาะสมในการจัดตั้งบริษัทลูกของรัฐ วิสาหกิจในภาพรวมต่อไป
2. แผนการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 แนวคิดการจัดตั้งบริษัทฯ เพื่อส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ช่วยให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าในประเทศมีเสถียรภาพ รวมถึงเป็นการส่งเสริมนโยบายและความร่วมมือในการพัฒนาระบบพลังงานไฟฟ้า เศรษฐกิจ และสังคมอย่างยั่งยืนของภูมิภาคอาเซียนต่อไป
2.2 หลักการในการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ : เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดย กฟผ. จะเป็นผู้พิจารณาแผนการลงทุนและกำหนดนโยบายให้บริษัทฯ นำไปปฏิบัติ ซึ่งอาจเป็นการลงทุนโดยตรงหรือจัดตั้งบริษัทในเครือ สัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทดังกล่าวจะเป็นตามนโยบายที่ได้รับจาก กฟผ. และ กฟผ. จะให้การสนับสนุนการขยายธุรกิจในอนาคต โดยการลงทุนเพิ่มเติมเองหรือให้บริษัทฯ หรือบริษัทในเครือของบริษัทฯ ร่วมลงทุนกับพันธมิตร และ/หรือ บริษัทลูกของ กฟผ. หรือนำบริษัทฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ในการกำกับดูแลบริษัท ฯ กฟผ. จะแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เป็นกรรมการและผู้บริหารของบริษัท และแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เพื่อใช้สิทธิในฐานะผู้ถือหุ้น
2.3 แผนการเงิน: บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียนในเบื้องต้น 50 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นหุ้นสามัญ 5 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 10 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นเงินทุนรองรับค่าใช้จ่ายการดำเนินงานต่างๆ ของบริษัทฯ ในระยะแรก สำหรับในอนาคตบริษัทฯ มีแผนที่จะเพิ่มทุนจดทะเบียนโดยพิจารณาจากความต้องการใช้เงินเป็นหลัก ทั้งนี้ จากสมมติฐานแผนการลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบและการประมาณการค่าใช้จ่ายในการ ดำเนินงาน บริษัทฯ ต้องการเงินลงทุนในช่วงปี 2550-2558 รวมประมาณ 1,707 ล้านบาท
2.4 แผนการลงทุน: ในเบื้องต้น กฟผ. มีโครงการตามแผนการลงทุนที่จะพิจารณาให้บริษัทฯ เป็นผู้ลงทุนแทน คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำเงี๊ยบ 1 ขนาดกำลังการผลิต 276 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นโครงการที่ กฟผ. จะลงทุนร่วมกับ Kansai Electric Power Co., Inc. (ประเทศญี่ปุ่น) บริษัทสวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) (ประเทศไทย) และรัฐบาล สปป.ลาว โดย กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 25 เงินลงทุนโครงการ 19,000 ล้านบาท มีสัดส่วนหนี้สินต่อทุน 70:30 คิดเป็นเงินลงทุนในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 1,400 ล้านบาท
3. กฟผ. มีข้อเสนอขอให้พิจารณาในประเด็นต่างๆ ดังนี้
3.1 ขออนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGAT International Company Limited) โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัด และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท
3.2 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม
3.3 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
3.4 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไปที่มีอยู่แล้วในปัจจุบันและในอนาคต เพื่อให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถบริหารงานในรูปแบบของบริษัทเอกชนทั่วไปได้ และมีระเบียบข้อบังคับที่ใช้ปฏิบัติงานเป็นของตนเอง
3.5 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้น ไม่ต้องนำกฎ ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงินเดือน ค่าจ้าง ค่าตอบแทนและสวัสดิการต่างๆ มากำหนดขอบเขตสภาพการจ้างเกี่ยวกับการเงินตามมาตรา 13 (2) แห่งพระราชบัญญัติแรงงงานรัฐวิสาหกิจสัมพันธ์ พ.ศ. 2543 โดยให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถดำเนินการปรับปรุงสภาพการจ้างที่เกี่ยวกับการเงินใน การกำหนดอัตราค่าจ้าง ค่าตอบแทน หรือสวัสดิการต่างๆ ของพนักงานได้เองเมื่อคณะกรรมการบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หรือคณะกรรมการของบริษัทในเครือเห็นชอบ
3.6 ขอให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือ โดยได้รับสิทธิประโยชน์เช่นเดียวกับที่ผู้ประกอบการเอกชนได้รับ โดยให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาตามความเหมาะสม
4. กระทรวงการคลังได้พิจารณาเรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด แล้วเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด อย่างไรก็ตาม ในประเด็นการขอผ่อนผันกฎระเบียบที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจ กระทรวงการคลังมีความเห็นว่า ในขณะที่บริษัทฯ ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ เห็นควรให้บริษัทฯ ปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกัน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาให้ความเห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.3 และ 3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไขในการดำเนินการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.3 และ 3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไข ดังนี้
1.กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มี ความโปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้าโดย กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกันภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน ให้กระทรวงพลังงานแต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่ เป็นกลางเป็นผู้พิจารณากลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัทฯ หรือกับโครงการที่บริษัทฯ เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจารณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว)
2.ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายเป็นพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
3.ในการเพิ่มทุนจดทะเบียนของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในอนาคต ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อน และเมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้ กฟผ. นำเสนอการเพิ่มทุนฯ ต่อคณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย
4.ในขณะที่ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจให้บริษัทฯ ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกัน ตามความเห็นของกระทรวงการคลังในข้อ 4
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุน ส่วนขยาย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบันมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. ต่อมา รัฐบาล สปป. ลาว ได้เสนอให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุน ส่วนขยาย ภายใต้กรอบ MOU ระหว่างรัฐบาลฉบับดังกล่าว ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับกลุ่มผู้ลงทุนทั้ง 4 โครงการ ภายใต้กรอบ Tariff MOU โดยจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยบรรลุข้อตกลงในเงื่อนไขสำคัญด้านกฎหมาย พาณิชย์ และเทคนิคในส่วน Main Text ของร่าง PPA และได้มีการลงนามเบื้องต้น (Initial) เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550
3. ข้อกฎหมาย และหลักการจัดทำร่าง PPA ของทั้ง 4 โครงการ ได้ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่ง กพช. ให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ได้ตรวจพิจารณาแล้ว โดยใช้ PPA ของโครงการน้ำงึม 2 ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. และผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว เป็นต้นแบบ โดยในการจัดทำร่าง PPA ของโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ d ตามข้อตกลงใน Tariff MOU ได้ปรับแก้ไขให้สอดคล้องกับลักษณะเฉพาะของแต่ละโครงการ ความต้องการของระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และความเหมาะสมในการบริหารสัญญาฯ สำหรับประเด็นที่มีความแตกต่างจาก PPA ของโครงการน้ำงึม 2 มีดังนี้ (1) สิทธิ์ของ กฟผ. ในการฝากพลังงานไฟฟ้า (ในรูปของปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ) (2) กฎ สถานที่ และภาษาที่ใช้ในกระบวนการอนุญาโตตุลาการ และ (3) การกำหนดให้ สฟ. นาบง ใน สปป.ลาว เป็นพื้นที่ยกเว้นค่าปรับ (Free Zone) ทั้งนี้ ประเด็นในข้อ (1)และ (3) เป็นประเด็นทางด้านเทคนิค สำหรับข้อ (2) จะมีลักษณะเดียวกันกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 ที่ อส. ได้ให้ความเห็นชอบไปแล้ว
สำหรับการจัดทำร่าง PPA โครงการเทิน-หินบุน ส่วนขยาย ได้เแก้ไขเพิ่มเติม PPA ฉบับปัจจุบัน (ซึ่งผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว) ให้ครอบคลุมเงื่อนไขเดิม และผนวกเงื่อนไขของโครงการฯ ส่วนขยายตามข้อตกลงใน Tariff MOU รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของ อส. ซึ่งให้ กฟผ. ตรวจสอบว่า การแก้ไข PPA สามารถดำเนินการได้ตามกฎหมายของ สปป. ลาว และไม่ขัดต่อเงื่อนไขในสัญญาสัมปทานที่กลุ่มผู้ลงทุนมีต่อรัฐบาลลาว มาบรรจุในร่างคำรับรองของรัฐบาล สปป.ลาว ที่จะต้องนำส่งให้ กฟผ. แล้ว
4. รายละเอียดโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบนุส่วนขยาย
4.1 โครงการน้ำเทิน 1 : กำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ย (เฉพาะ Primary Energy) ปีละ 1,655 ล้านหน่วย โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 ประกอบด้วย บริษัท Gamuda Berhad (ถือหุ้น 40%) บมจ. ผลิตไฟฟ้า (ถือหุ้น 40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)
4.2 โครงการน้ำงึม 3 : กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 2,295 ล้านหน่วย โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 23%) GMS Lao Co., Ltd. (ถือหุ้น 27%) Marubeni Corporation (ถือหุ้น 25%) และ Ratchaburi Electricity Holding Plc. (ถือหุ้น 25%)
4.3 โครงการน้ำเงี๊ยบ : กำลังผลิตติดตั้ง 261 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 1,374 ล้านหน่วย โดยมีจุดเพื่อเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบ ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%) Kansai Electric Power Co., Inc. (ถือหุ้น 48%) และ กฟผ. (ถือหุ้น 32%)
4.4 โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย :ตัวเขื่อนเดิมมีกำลังผลิต 210 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป็น 220 เมกะวัตต์ ตัวเขื่อนใหม่มีกำลังผลิตติดตั้ง 220 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 440 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าจำหน่ายให้ กฟผ. รวม 2,691 เมกะวัตต์ โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. นครพนม 2 (สฟ. แห่งใหม่) กลุ่มผู้ลงทุนประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 60%) GMS Lao Co., Ltd. (ถือหุ้น 20%) และ Nordic Hydropower AB (ถือหุ้น 20%)
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย สรุปได้ดังนี้
5.1 สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ
5.1.1 อายุสัญญา นับจากวันลงนามสัญญา และต่อเนื่องไปอีก 27 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
5.1.2 การซื้อขายไฟฟ้าและราคาพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ มี 3 ประเภท คือ Primary Energy (PE), Secondary Energy (SE) และ Excess Energy (EE) โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อเฉพาะ PE และ SE 100% บริษัทฯ ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้ว จะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) สำหรับราคาค่าพลังงานไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
ประเภทค่าไฟฟ้า | อัตราค่าไฟฟ้าต่อหน่วย (kWh) | ||
น้ำเทิน 1 | น้ำงึม 3 | น้ำเงี๊ยบ | |
Test Energy | 0.57 บาท | 0.57 บาท | 0.57 บาท |
Pre COD | 1.5419 บาท | 1.5419 บาท | 1.5040 บาท |
Primary Energy (PE) | 2.67¢ + 1.0146 บาท | 2.67¢ + 1.0146 บาท | 2.7852¢ + 1.0027 บาท |
Secondary Energy (SE) | 1.2335 บาท | 1.2335 บาท | 1.2032 บาท |
Excess Energy (EE) | 1.1307 บาท | 1.1307 บาท | 1.1029 บาท |
5.1.3 การยุติปัญหาข้อพิพาท ให้ยุติข้อพิพาทโดยการเจรจาโดยความจริงใจในเบื้องต้น ก่อนนำไปสู่การแก้ไขปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ หากมีการยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการ ให้ใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ (ตามข้อเสนอของบริษัทฯ แตกต่างจากสัญญาโครงการน้ำงึม 2 แต่เป็นลักษณะเดียวกับโครงการน้ำเทิน 2 ซึ่ง อส. ได้เคยเห็นชอบแล้ว)
5.1.4 กฎหมายที่ใช้บังคับและตีความสัญญา คือ กฎหมายไทย
5.2 สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย
5.2.1 อายุสัญญาและ Critical Dates นับจากวันลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทิน-หินบุน และต่อเนื่องไปอีก 27 ปีนับจากวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ กำหนดเส้นตายวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ วันที่ครบรอบ 2 ปี ของกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
5.2.2 ราคารับซื้อไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
(1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ Stage I Generating Units (210 MW) ให้มีการปรับเพิ่มขึ้นปีละ 1% เหมือนเดิมจนถึงวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ Expansion Generating Unit (220 MW) ที่ กฟผ. รับซื้อก่อนวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เท่ากับ 0.01817 US$ และ 0.6358 ฿/ kWh
(3) อัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อตั้งแต่วันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์จนสิ้นอายุสัญญาเท่ากับ 0.02595 US$ และ 0.9083 ฿/ kWh
5.2.3 การระงับข้อโต้แย้ง (ตามเงื่อนไขของสัญญาฯ เดิม) การพิจารณาข้อพิพาทของอนุญาโตตุลาการกระทำภายใต้กฎเกณฑ์ของ International Chamber of Commerce (ICC) ซึ่งเป็นลักษณะเดียวกับโครงการเทิน-หินบุนส่วนแรกที่ อส. เห็นชอบแล้ว
5.2.4 Governing Law (ตามเงื่อนไขของสัญญาฯเดิม) กฎหมายที่ใช้บังคับและตีความสัญญาคือ กฎหมายอังกฤษ
6. การลงนาม PPA ของผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำเทิน 1 มีเงื่อนไขว่าหากร่าง PPA ฉบับ Initial ของทั้ง 3 โครงการได้รับความเห็นชอบจาก กพช. แล้ว กลุ่มผู้ลงทุนฯ จะลงนามสัญญาเมื่อได้ข้อสรุปในประเด็นต่อไปนี้
6.1 ผู้ให้กู้ (Lenders) ของโครงการฯ ให้ความเห็นชอบเงื่อนไขใน PPA ที่มีผลต่อการอนุมัติเงินกู้แก่โครงการฯ
6.2 การเจรจาจัดทำ Schedules แล้วเสร็จ ได้ข้อยุติในรายละเอียดซึ่งเป็นส่วนอ้างอิงกับสัญญาสัมปทาน และตัวเลขที่ใส่วงเล็บไว้ รวมทั้งกำหนดวันลงนามและนำส่งเอกสารต่างๆ
6.3 การยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการ กำหนดให้ใช้ UNCITRAL RULES ดำเนินการที่สิงคโปร์ และใช้ภาษาอังกฤษ
นอกจากนี้ กลุ่มผู้ลงทุนฯ จะต้องดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้
6.4 นำเสนอร่าง PPA เพื่อขอความเห็นชอบจากผู้มีอำนาจอนุมัติ
6.5 จัดตั้งบริษัทจดทะเบียนใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ และดำเนินการเพื่อให้มีการลงนามในสัญญาข้อตกลงผู้ร่วมทุน (Shareholders Agreement)
6.6 มีการแบ่งรับหรือลดความเสี่ยงอันเกิดจากการเป็นเจ้าของ การจัดหาเงินกู้ การก่อสร้าง การปฏิบัติการ และการบำรุงรักษา สถานีไฟฟ้านาบงและระบบส่งเชื่อมโยงใน สปป. ลาว ระหว่างรัฐบาล สปป. ลาว ผู้รับเหมาหลัก และผู้รับเหมางานปฏิบัติการและบำรุงรักษา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 ตามที่ได้มีการลงนามเบื้องต้น (Initial) ไปแล้ว และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
ทั้งนี้ ในกรณีที่มีความจำเป็นในการแก้ไขร่างสัญญาฯ ในส่วนที่มิใช่สาระสำคัญ ให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่แก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2.สำหรับโครงการในอนาคตหากใช้ร่างสัญญาที่ผ่านการอนุมัติจาก กพช. หรือ ครม. และผ่านการตรวจพิจารณาจากอัยการสูงสุดแล้วเป็นต้นแบบ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาอนุมัติ หากมีการแก้ไขจากสัญญาต้นแบบในประเด็นนโยบายหรือในสาระสำคัญให้นำเสนอ กพช. พิจารณา
เรื่องที่ 3 การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandom of Understanding: MOU) เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมา ได้มีการปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเพิ่มเติม เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 โดยรัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนาม MOU เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 และในวันที่ 18 ธันวาคม 2549 รัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนามใน MOU ขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เมื่อจะมีการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว รัฐบาล สปป. ลาว จะเสนอโครงการให้ไทยพิจารณา โดยฝ่ายไทยและ สปป. ลาว จะเจรจาเป็นรายโครงการ การพิจารณาในฝ่ายไทยมีการตั้งคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงาน ไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน
3. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้ MOU ดังกล่าว ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และ มีนาคม 2554 ตามลำดับ สำหรับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU ร่วมกับผู้ลงทุนเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 และ 13 มิถุนายน 2550 ตามลำดับ และได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเบื้องต้น (Initial PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 (523 เมกะวัตต์) น้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) น้ำเงี๊ยบ (260 เมกะวัตต์) และเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) แล้วเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550
4. การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว สืบเนื่องจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (Power Development Plan: PDP 2007) โดยให้ใช้แผนกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้เป็นแผนหลัก และใช้แผนกรณีการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปีและรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นเป็นแผนทางเลือก โดยในแผน PDP 2007 ได้กำหนดให้ กฟผ. ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจำนวนหนึ่ง ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศด้วย โดยปัจจุบันการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน และการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านมีความชัดเจนมากขึ้น ดังนี้
4.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP : กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 เมื่อครบกำหนดการเปิดจำหน่ายเอกสารในวันที่ 27 กรกฎาคม 2550 มีผู้สนใจซื้อเอกสารเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รวม 60 ซอง โดยมีกำหนดการยื่นข้อเสนอในวันที่ 19 ตุลาคม 2550 และคาดว่าจะทำการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2550
4.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP : คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 มีมติเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปี 2550 ต่อมา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP รวม 1,030 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากระบบการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) 500 เมกะวัตต์ และจากพลังงานหมุนเวียน 530 เมกะวัตต์ ซึ่งได้รับการตอบรับจากผู้ลงทุนจำนวนมาก ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2550 มี SPP ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า จำนวน 31 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,416 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก ทั้งนี้ กฟผ. จะพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า มีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวน 9 ราย กำลังผลิตไฟฟ้า เสนอขาย 435 เมกะวัตต์ ต่อมา คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนแล้วจำนวน 7 โครงการ มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ อัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า 29.5-30.0 สตางค์/หน่วย
4.3 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก VSPP : คณะรัฐมนตรีในการประชุม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 มีมติเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า VSPP สำหรับพลังงานหมุนเวียน และระบบ Cogeneration โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 98 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 17.93 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 50 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 14.29 เมกะวัตต์สำหรับ VSPP ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้เสนอขายไฟฟ้า จำนวน 113 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 550 เมกะวัตต์
4.4 การจัดหาไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน IPP SPP และ VSPP มีความคืบหน้าตามเป้าหมาย และได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ลงทุนมาก โดยเฉพาะโครงการ SPP ในระบบ Cogeneration อย่างไรก็ตาม โครงการที่ยื่นข้อเสนอดังกล่าวได้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินอาจได้รับการต่อต้านจากประชาชนในพื้นที่ ประกอบกับปัจจุบันการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ยังไม่มีความชัดเจนและแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งอื่นๆ ทำได้ยากขึ้น เกิดความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในอนาคต จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านเพิ่มขึ้น เพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าได้เพียงพอตามความต้องการในช่วงเวลาที่กำหนด
4.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ : การเจรจารับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ มีความก้าวหน้าค่อนข้างมาก ปัจจุบัน มีการตกลงรับซื้อไฟฟ้า แล้ว 8 โครงการ (โครงการเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำเทิน 2 น้ำงึม 2 น้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย) กำลังผลิตรวม 3,314 เมกะวัตต์ และอยู่ในระหว่างการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้ากับโครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตประมาณ 1,470 เมกะวัตต์ หากเจรจาตกลงกันได้จะทำให้กำลังผลิตรวมเป็น 4,784 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อพิจารณาศักยภาพแหล่งผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว ยังมีแหล่งไฟฟ้าพลังน้ำที่มีศักยภาพที่จะขายให้ประเทศไทยได้อีกจำนวนมาก การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ที่ได้ลงนามเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 ซึ่งกำหนดไว้จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจะเป็นทางเลือกสำหรับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศในอนาคต จากการประเมินศักยภาพโครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ (ได้แก่ โครงการน้ำอู เซกอง 4 เซกอง 5 เซเปียนเซน้ำน้อย น้ำบาก 1 และ 2 เป็นต้น) จะมีกำลังผลิตรวมประมาณ 2,770 เมกะวัตต์ จึงมีความเป็นไปได้ที่จะให้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เพิ่มขึ้นอีก 2,000 เมกะวัตต์ จากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เพิ่มเป็น 7,000 เมกะวัตต์
4.6 กระทรวงพลังงาน และ สปป. ลาว ได้มีการเจรจาบันทึกความเข้าใจขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว แล้ว โดยปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ร่าง MOU ฉบับใหม่ ได้คงสาระสำคัญไว้เหมือนเดิม โดยมีเพียงการเปลี่ยนแปลงเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ที่ขยายเพิ่มขึ้นจากเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์
4.7 ตามมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 ได้กำหนดให้การจัดทำหนังสือสัญญาใดที่มีผลผูกพันด้านการค้าการลงทุนกับนานา ประเทศ หรือกับองค์กรระหว่างประเทศต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐสภาก่อน กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้นำเสนอร่างบันทึกความเข้าใจฯ การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ให้คณะรัฐมนตรีและรัฐสภาให้ความเห็นชอบต่อไป
1. ผู้แทนกระทรวงการต่างประเทศ ได้ชี้แจงเรื่องที่กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือหารือประเด็น การจัดทำหนังสือสัญญาที่มีผลผูกพันด้านการค้า การลงทุนกับนานาประเทศในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าว่าจะต้องนำเสนอรัฐสภาตามมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 หรือไม่ ดังนี้
1.1 การลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ เป็นความตกลงระหว่างรัฐบาลต่อรัฐบาล ซึ่งในมาตรา 190 วรรคห้า ของรัฐธรรมนูญฯ กำหนดให้ต้องมีกฎหมายว่าด้วยการกำหนดขั้นตอนและวิธีการจัดทำหนังสือสัญญาฯ โดยในกรณีที่มีปัญหาให้เป็นอำนาจของศาลรัฐธรรมนูญที่จะวินิจฉัยชี้ขาด ซึ่งขณะนี้ยังไม่มีกฎหมายดังกล่าว จึงควรตีความในทางที่จะไม่เป็นอุปสรรคต่อการบริหารประเทศของรัฐบาล ดังนั้น การลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ จึงอยู่ในอำนาจของฝ่ายบริหารซึ่งคณะรัฐมนตรีสามารถอนุมัติได้โดยไม่จำเป็น ต้องเสนอรัฐสภาให้ความเห็นชอบ
1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นเรื่องระหว่างคู่สัญญา ซึ่งมีกฎหมายภายในที่ใช้บังคับอยู่แล้ว จึงไม่เข้าข่ายเป็นหนังสือสัญญาฯ ตามมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญฯ
ทั้งนี้ผู้แทนกระทรวงต่างประเทศได้แจ้งว่า ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแล้วด้วย
2. ประธานฯ เห็นควรให้นำความเห็นของกระทรวงการต่างประเทศเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อประกอบ การพิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจฯ การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์
2.เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจฯ รายละเอียดปรากฏตามเอกสารแนบวาระที่ 3.3.7 และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้ลงนามในร่างบันทึกความเข้า ใจฯ ดังกล่าว
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีการความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 4 แผนการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของการไฟฟ้านครหลวง
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟน. ได้จัดทำแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดิน ปี 2551 - 2565 (แผนแม่บทฯ ของ กฟน.) โดยดำเนินการในพื้นที่ชั้นในของ กฟน. ที่เป็นพื้นที่ย่านธุรกิจสำคัญของประเทศ และมีความต้องการใช้ไฟฟ้าหนาแน่น ระยะทางรวมประมาณ 180 กิโลเมตร มีระยะดำเนินการ ปี 2551 - 2565 (15 ปี) และวงเงินลงทุนประมาณ 77,678 ล้านบาท เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณา ทั้งนี้ การลงทุนโครงการดังกล่าวจำเป็นต้องได้รับการสนับสนุนงบประมาณเพิ่มเติมจาก ที่ได้รับจากอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน และต้องได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานเจ้าของพื้นที่ เช่น กรุงเทพมหานคร เป็นต้น เนื่องจากการดำเนินงานมีปริมาณงานมาก ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อการจราจรในภาพรวม
2. สาระสำคัญของแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดิน ปี 2551-2565 ของ กฟน. สรุปได้ ดังนี้
2.1 วัตถุประสงค์ในการดำเนินโครงการ เพื่อ (1) เพิ่มสภาพภูมิทัศน์ให้สวยงามและรักษาสิ่งแวดล้อม (2) เพิ่มความปลอดภัยต่อชีวิตและทรัพย์สินของประชาชน (3) เพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า และ (4) รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคต
2.2 ขอบเขต เป้าหมาย และปริมาณงาน ประกอบด้วย ถนนในพื้นที่วงแหวนชั้นใน ถนนลาดพร้าว รามคำแหง เพชรบุรีตัดใหม่ ทองหล่อ และเอกมัย ซึ่งเป็นย่านธุรกิจที่สำคัญและมีความต้องการใช้ไฟฟ้าหนาแน่น ระยะทางรวมประมาณ 180 กิโลเมตร โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ระยะ ประกอบด้วย (1) ระยะที่ 1 ปี 2551 - 2564 ระยะทางประมาณ 119 กิโลเมตร (รวมถนนที่ กฟน. ประกาศเป็นพื้นที่สายใต้ดิน) และ (2) ระยะที่ 2 ปี 2555 -2565 ระยะทางประมาณ 61 กิโลเมตร ทั้งนี้ บางโครงการต้องดำเนินการพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้า และระยะทางดังกล่าวสามารถปรับเปลี่ยนได้ตามความเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพภูมิศาสตร์ ความจำเป็น และสภาพเศรษฐกิจ
2.3 งบประมาณลงทุน รวมทั้งสิ้น 77,678 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) เงินตราต่างประเทศ จำนวน 17,772 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 23 และ (2) เงินตราในประเทศ จำนวน 59,906 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 77
2.4 แหล่งเงินลงทุน ประกอบด้วย (1) เงินกู้ในประเทศเพื่อทดแทนเงินกู้ต่างประเทศจำนวน 17,722 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 23 (2) เงินกู้บาทสมทบจำนวน 38,677 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 50 และ (3) เงินรายได้ของ กฟน. จำนวน 21,299 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 27
2.5 การประมาณการฐานะการเงิน ของ กฟน. ที่จัดทำภายใต้สมมติฐาน (1) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนมีนาคม 2550 (2) การปรับลดเงินชดเชยรายได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลงจากระดับ 11,014 ล้านบาท ในปี 2551 เหลือเฉลี่ยจำนวน 8,897 ล้านบาท/ปี ในช่วงปี 2551-2565 เพื่อให้ กฟน. มีอัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 4.8 ต่อปี อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (SFR) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 ต่อปี และอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (DSCR) ไม่ต่ำกว่า 1.30 เท่าต่อปี (3) อัตราเงินเฟ้อ ปี 2550 เท่ากับร้อยละ 3 และปี 2551 เป็นต้นไป เท่ากับร้อยละ 3.2 ต่อปี (4) อัตราแลกเปลี่ยน ปี 2550 เท่ากับ 35 บาท/เหรียญสหรัฐ และปี 2551 เป็นต้นไป เท่ากับ 37 บาท/เหรียญสหรัฐ (5) อัตราเงินนำส่งรายได้แผ่นดิน ร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิ และ (6) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ในประเทศ ร้อยละ 6.7 พบว่า กฟน. จะมีฐานะการเงินเฉลี่ยปี 2551-2565 เป็นดังนี้
หลักเกณฑ์ทางการเงิน | หลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนดในปัจจุบัน | ประมาณการฐานะการเงินปี 2551-2565 | ค่าเฉลี่ยปี 2551-2565 |
อัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) | > 4.80% | 4.80% | 4.80% |
อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self-Financing Ratio: SFR) | > 25% | 28.51 - 50.85% | 39.99% |
อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) | > 1.5 เท่า | 1.43 - 1.88 เท่า | 1.65 เท่า |
อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio: D/E) | < 1.5 เท่า | 0.66 - 0.89 เท่า | 0.77 เท่า |
3. แผนแม่บทฯ ของ กฟน. เป็นการลงทุนที่มีความสำคัญที่จะรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นและ ช่วยให้สภาพภูมิทัศน์ สิ่งแวดล้อม และความปลอดภัยในชีวิตและทรัพย์สินของประชาชนเพิ่มขึ้นในพื้นที่ย่านธุรกิจ ที่สำคัญของกรุงเทพมหานคร และจะต้องดำเนินการพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้า ตลอดจนต้องใช้พื้นที่สาธารณะในการก่อสร้างที่ต้องได้รับการสนับสนุนจากหน่วย งานเจ้าของพื้นที่ ในขณะที่การลงทุนเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของ กฟน. ที่ผ่านมา จะได้รับการอนุมัติให้ดำเนินการตามความพร้อมของสถานภาพทางการเงินของ กฟน. ทำให้การดำเนินโครงการดังกล่าวเป็นไปได้ช้า ประกอบกับ กฟน. มีภาระในการจ่ายเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เพิ่มขึ้นในแต่ละปี ทำให้มีข้อจำกัดในการดำเนินการโครงการดังกล่าว
4. กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้ความเห็นชอบแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นระบบสายใต้ ดิน ปี 2551 - 2565 ของ กฟน. เพื่อเป็นกรอบการลงทุนซึ่ง กฟน. จะได้ดำเนินการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อลดผลกระทบที่อาจเกิด ความไม่สะดวกกับประชาชนในการดำเนินการด้านสาธารณูปโภคในคราวเดียวกัน โดยให้ กฟน. นำเสนอโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินควบคู่กับแผนการลงทุนปกติ เสนอต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาอนุมัติเป็นรายโครงการตามขั้นตอนปกติต่อไป นอกจากนี้ เพื่อให้การดำเนินโครงการดังกล่าว ไม่มีผลกระทบต่อระดับค่าไฟฟ้าที่ประชาชนได้รับและเพื่อให้ กฟน. มีฐานะการเงินในระดับที่เหมาะสม จึงเห็นควรมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปพิจารณาในรายละเอียดเกี่ยวกับฐานะการเงินของการไฟฟ้าเพื่อให้ กฟน. สามารถดำเนินการโครงการดังกล่าวต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินปี 2551 - 2565 ของ กฟน. โดยมอบหมายให้ สศช. เป็นผู้พิจารณาวงเงินลงทุนรวม 77,678 ล้านบาท และกระทรวงการคลังเป็นผู้พิจารณาการจัดหาแหล่งเงินกู้ทั้งในประเทศและต่าง ประเทศ ทั้งนี้ ให้ กฟน. นำเสนอโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินควบคู่กับแผนการลงทุนปกติ เสนอต่อ สศช. พิจารณาอนุมัติเป็นรายโครงการตามขั้นตอนปกติต่อไป
2.มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในรายละเอียดฐานะการเงินของการไฟฟ้า แนวทางการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ตลอดจน ระดับอัตราค่าไฟฟ้าในการลงทุนตามแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสาย ใต้ดินปี 2551 - 2565 ของ กฟน. แล้วนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3.มอบหมายให้ กฟน. ประสานงานกับกรุงเทพมหานคร และกรมส่งเสริมการส่งออก กระทรวงพาณิชย์ เพื่อจัดลำดับความสำคัญของโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินให้สอด คล้องกับนโยบายการส่งเสริมการท่องเที่ยวต่อไป
เรื่องที่ 5 การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และต่อมาเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบท่อตามแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และระบบท่อปัจจุบันที่มีการประเมินสินทรัพย์ใหม่หลังหมดอายุ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในช่วงนั้น
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่อง แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ซึ่งภายใต้มติดังกล่าวได้รวมถึงความเห็นชอบในหลักการการคิดค่าบริการสถานี LNG ของ ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG
3. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้มีการพิจารณา เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติใน เรื่องการปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณราคาเนื้อก๊าซเฉลี่ย (POOL) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ สนพ. ไปทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งจัดทำร่างประกาศ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และจัดทำรายละเอียดในเรื่อง (1) การกำหนดโครงสร้างราคา LNG (2) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาของ กฟผ. (โรงไฟฟ้าจะนะ) (3) การกำกับดูแลโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง และ (4) การกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในครั้งต่อไป
4. สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว และได้เสนอการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแลดังนี้
4.1 การกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดความซ้ำซ้อนของขั้นตอนในการให้ความเห็นชอบราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุม ระหว่างผู้ได้รับสัมปทานซึ่งเป็นผู้จำหน่าย และปตท. ซึ่งเป็น ผู้ซื้อ ดังนั้น จึงเห็นสมควรให้ปรับปรุงแนวทางการเสนอเพื่อให้ความเห็นชอบ เป็นในการกำหนดราคา ก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการปิโตรเลียม เมื่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้วตามพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม ให้สามารถนำมารวมอยู่ใน POOL ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
4.2 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ โดยให้ปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณฯ เป็น 2 กลุ่ม (POOL) คือ POOL 1 เดิม และ POOL 2 ใหม่ ซึ่งรวม POOL 2 และ POOL 3 เดิม เข้าด้วยกัน และได้เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยมอบหมายให้ ปตท. นำเสนอผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงสร้างค่าบริการสถานี LNG ต่อ สนพ. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4.3 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซฯ ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ 1) Demand Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ และ 2) Commodity Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปร ซึ่ง สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นสมควรให้ปรับปรุงสมมุติฐานในการคำนวณในสามส่วนคือ อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว และอัตราส่วนหนี้สินต่อทุน โดยความเห็นและข้อเสนอ ดังนี้
- อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) เห็นควรปรับจากที่กำหนดไว้ที่ร้อยละ 16 เป็นร้อยละ12.5 โดยพิจารณาจากค่าเฉลี่ยผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของกิจการสาธารณูปโภคประเภท เดียวกัน ร่วมกับการพิจารณาถึงผลต่างระหว่างผลตอบแทนการลงทุนกับต้นทุนเงินกู้ของ ปตท. ในปัจจุบัน
- อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาวเห็นควรปรับจากร้อยละ 10.5 เป็นร้อยละ 7.5 โดยพิจารณาจากสภาพตลาดเงิน และคำนึงถึงอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ที่ ปตท. ได้กู้มาลงทุนในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา
- อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน เห็นควรปรับจากที่ระดับ 75:25 เป็น 55:45 โดยเห็นว่ากิจการการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นกิจการผูกขาดมีความเสี่ยงในการทำ ธุรกิจน้อย ประกอบกับ อัตราส่วนหนี้สินต่อทุนของ ปตท. โดยรวมที่อยู่ในระดับ 53:47
ทั้งนี้ผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงหลักเกณฑ์ดังกล่าวข้างต้นจะทำให้ราคา ก๊าซธรรมชาติปรับขึ้น 2.0611 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งจะมีผลทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้น 1.2572 สตางค์ต่อหน่วย
4.4 การกำหนดพื้นที่ (Zone) และในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วน Demand Charge ของ Zone ใหม่ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่วน Demand Charge เพิ่มเติมอีกสอง Zone จากเดิมที่มีสาม Zone คือ ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ระยอง ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ขนอม และระบบท่อส่งก๊าซฯ บนฝั่ง ตามลำดับ โดยเพิ่ม Zone 4 เป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ และZone 5 เป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง ซึ่งตามหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณค่าบริการส่งก๊าซฯ จะทำให้ค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วน Demand Charge ของโซน 4 เป็น 3.9736 บาท/ล้านบีทียู ของโซน 5 เป็น 2.1968 บาท/ล้านบีทียู ตามลำดับ
4.5 หลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV (Natural Gas for Vehicle) ตามต้นทุน โดยให้ใช้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ณ ราคาก๊าซเฉลี่ย POOL 2 บวกด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ซึ่งรวมค่าการตลาดแล้ว) และให้ สนพ. นำเสนอในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการอีกครั้ง สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าค่าใช้จ่ายในการดำเนินการที่เหมาะสมประกอบด้วย
- ต้นทุนค่าสถานีแม่ 1.12 บาทต่อกิโลกรัม
- ต้นทุนค่าขนส่ง 1.20 บาทต่อกิโลกรัม (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีแม่และเพิ่ม 0.012 บาทต่อกิโลกรัมต่อระยะทางที่เพิ่มขึ้น 1 กิโลเมตร)
- ต้นทุนค่าสถานีลูก 1 บาทต่อกิโลกรัม
- ค่าการตลาด 1.73 - 2.33 บาทต่อกิโลกรัม (ตามประเภทและที่ตั้งของสถานีบริการ)
ทั้งนี้ เพื่อมิให้การปรับราคา NGV ส่งผลกระทบต่อแผนการขยายการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมัน จึงเห็นควรขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550-2551 ในระดับ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ไม่เกิน 12 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาทต่อกิโลกรัม และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป จึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการทบทวนการกำกับดูแลราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศ โดยราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการปิโตรเลียม เมื่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้วตามพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม ให้สามารถนำมารวมอยู่ใน POOL ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
2.ให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม
เรื่องที่ 6 ร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุม ครั้งที่ 4/2550 เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) ตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 4/2550 ลงวันที่ 4 มิถุนายน 2550
2. สาระสำคัญของแผน PDP 2007 คือ การกำหนดทางเลือกให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563 และอีก 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2564 เพื่อให้เป็นทางเลือกในการจัดหา เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าในระยะยาว ซึ่งจะทำให้ประเทศมีการจัดหาพลังงานไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอและมีความมั่นคง โดย กพช. ได้กำหนดให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นหน่วยงานหลักในการศึกษาความเหมาะสม วางแผน ออกแบบ และเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า
3. กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2550 เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2550 มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Infrastructure Preparation Committee : NPIPC) โดยมี ดร. กอปร กฤตยากีรณ เป็นประธาน ผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเป็นคณะกรรมการ และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อจัดทำและเสนอแนะแผนงาน มาตรการ แนวทางในการดำเนินงานด้านการเตรียมความพร้อมด้านต่างๆ เพื่อใช้ประโยชน์จากนิวเคลียร์เพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งการสื่อสารสาธารณะเพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และนำไปสู่การยอมรับของประชาชน
4. คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ (NPIPC) ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการ 7 คณะ เพื่อช่วยเหลือคณะกรรมการในการศึกษาประเด็นหลัก (Key Issues) ประกอบด้วย 1) คณะอนุกรรมการด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ 2) คณะอนุกรรมการด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ 3) คณะอนุกรรมการด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ 4) คณะอนุกรรมการความปลอดภัยนิวเคลียร์ และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม 5) คณะอนุกรรมการ ด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน 6) คณะอนุกรรมการด้านการวางแผนด้านการเตรียมจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน มีคณะทำงานช่วยปฏิบัติงาน 3 คณะ คือ คณะทำงานด้านการเตรียมโครงสร้างองค์กร คณะทำงานด้านวิชาการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และคณะทำงานด้านการศึกษาความเป็นไปได้ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และ 7) คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์
5. หลังจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ (NPIPC) และคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) แล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2550 แล้ว ได้เชิญผู้เชี่ยวชาญจากทบวงพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) มาเสนอความเห็นต่อร่างดังกล่าว คณะกรรมการฯ ได้ปรับปรุงร่างและนำเสนอเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้องทุกภาคฝ่าย เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2550 และได้นำข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะที่ได้มาปรับปรุงเป็นร่างที่สมบูรณ์ ซึ่งที่นำเสนอในครั้งนี้ประกอบด้วย 6 แผน ดังนี้
(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ
(2) แผนงานโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์
(3) แผนการถ่ายทอดพัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์
(4) แผนด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม
(5) แผนการสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะ
(6) การวางแผนการดำเนินการโครงสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์
6. เหตุผลสำคัญของการคิดใช้พลังงานนิวเคลียร์ในการผลิตไฟฟ้า ประกอบด้วย ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ความจำเป็นในการจัดหาพลังงานให้เพียงพอสำหรับการใช้ในอนาคต แรงกดดันจากภาวะโลกร้อน และ Climate Change การสูงขึ้นของราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลและต้นทุนการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ ที่แข่งขันได้ การรักษาราคาพลังงานให้มีเสถียรภาพ และแข่งขันได้ในระยะยาว และการสงวนทรัพยากรธรรมชาติในประเทศไว้ใช้สำหรับประโยชน์อื่นที่มีคุณค่า สูงกว่า เช่น การขนส่งคมนาคม และ อุตสาหกรรมปิโตรเคมี
7. สถานภาพการใช้พลังงานนิวเคลียร์ในโลก ในปัจจุบัน (ณ เดือนกันยายน 2550) ประเทศต่างๆ ในโลกได้นำพลังงานนิวเคลียร์มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 17% ของพลังงานไฟฟ้าทั้งโลก มีจำนวนเครื่องปฏิกรณ์ปรมาณูใช้งานอยู่ 439 โรง กำลังก่อสร้าง 34 โรง อยู่ในแผนงานที่จะก่อสร้าง 86 โรง อยู่ในข้อเสนอ 223 โรง รวมทั้งสิ้น 782 โรง เพิ่มขึ้นจากจำนวนที่ใช้งานอยู่ประมาณ 78%
8. งานที่ต้องดำเนินการในช่วง 3 ปี (2551-2553) แรก หลังจากที่แผน NPIEP ได้รับความเห็นชอบ ประกอบด้วย
8.1 ควรมีการเร่งจัดตั้ง NPPDO ขึ้นเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงานเพื่อให้งานของแผน NPIEP ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และมีบุคลากรประจำในการดำเนินงาน รวมทั้งทำหน้าที่เป็นศูนย์ประสานงานด้านต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์
8.2 ในระยะเริ่มแรกการกำกับดูแลให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงานปรมาณูเพื่อ สันติ ซึ่งมีหลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นควรปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยพลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ให้สอดคล้องและเป็นแนวทางเดียวกับมาตรฐานระหว่างประเทศ โดยรวมอำนาจในการกำกับดูแลไว้ในกฎหมายฉบับเดียว เพื่อให้เกิดเอกภาพและมีความอิสระในการกำกับดูแล ลดขั้นตอนในการขออนุญาต และมีอำนาจในการบังคับใช้กฎหมายอย่างมีประสิทธิภาพโดยดำเนินการดังนี้
(1) ยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงการคุ้มครองด้านสิ่งแวดล้อมและประเด็นที่เกี่ยวข้องกับด้าน นิวเคลียร์ทั้งหมด
(2) หลังจากดำเนินการยกร่างกฎหมายนิวเคลียร์แล้วเสร็จในช่วงสิ้นปีที่ 3 หากประเทศ/รัฐบาลได้ตัดสินใจให้ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีจะดำเนินการเสนอร่างกฎหมายตามขั้นตอนทาง นิติบัญญัติ เพื่อให้มีการบังคับใช้ต่อไป
8.3 งานที่ต้องรีบดำเนินการทันทีและต่อเนื่อง คือ การสื่อสารสาธารณะเพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจด้านการใช้พลังงานนิวเคลียร์เพื่อมาผลิตไฟฟ้า ทั้งข้อเด่นและข้อด้อยและนำไปสู่การยอมรับของสาธารณะที่ถูกต้อง ชัดเจน และโปร่งใส
8.4 คณะอนุกรรมการวางแผนการดำเนินการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ได้จัดตั้งคณะทำงาน 3 ชุด ปฏิบัติงานในระยะแรกช่วงระยะเวลา 3 ปี (2550-2552) ทำการศึกษาและวางแผนโครงสร้างองค์กรเพื่อรองรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ด้าน เทคนิคโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ศึกษาความเหมาะสม การคัดเลือกสถานที่ตั้งการประมาณการค่าใช้จ่าย การวิเคราะห์ทางการเงินและการหาแหล่งเงินทุน รายงานผลการศึกษาจะเสนอต่อคณะอนุกรรมการวางแผนดำเนินการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ในกลางปี 2552 และจัดทำ Feasibility study ฉบับสมบูรณ์สิ้นปี 2552 เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2.เห็นชอบให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน
3.เห็นชอบในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดย จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน
4.เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป
5.เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป
6.เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพลางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวง วิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
เรื่องที่ 7 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. ระบบราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในปัจจุบันเป็นแบบ กึ่งลอยตัว โดยได้มีการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2544 เป็นต้นมา รัฐควบคุมเพียงราคาขายส่งส่วนราคาขายปลีกและค่าการตลาดผู้ค้าก๊าซเป็นผู้ กำหนด โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน มีหน้าที่กำกับดูแลมิให้มีการกำหนดราคาเพื่อเอาเปรียบผู้บริโภค ให้สอดคล้องกับต้นทุน รวมถึงส่งเสริมการแข่งขันเพื่อกดดันไม่ให้ราคาสูงขึ้นจนกระทบผู้บริโภคมาก เกินไป
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคานำเข้า ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุน ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคานำเข้าก๊าซ LPG คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้กำหนดให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน (CP) ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนที่ 60 ต่อ 40 ลบด้วย 16 โดยไม่ต่ำกว่า 185 และไม่สูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน นอกจากนั้น กบง. ได้กำหนดให้ราคาขายส่งก๊าซ LPG ณ คลังขายส่ง ทั่วประเทศเท่ากันที่ระดับราคาไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 12.4569 บาท/กก. ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องชดเชยค่าเนื้อก๊าซ และค่าขนส่ง ประมาณ 284.25 ล้านบาทต่อเดือน ในส่วนของราคาขายปลีกก๊าซ LPG ผู้ค้าเป็นผู้กำหนดราคาแต่อยู่ในการกำกับดูแลของกรมการค้าภายใน ปัจจุบันราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 16.81 บาท/กก. โดยผู้ค้ามีค่าการตลาดอยู่ที่ 3.2562 บาท/กก.
3. ปัญหาราคาก๊าซ LPG เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกสูงกว่าในประเทศ 200 - 300 $/ตัน จูงใจให้ส่งออกมากกว่าขายในประเทศ รัฐต้องจำกัดการส่งออก ทำให้เกิดการลักลอบการส่งออกตามชายแดนประเทศเพื่อนบ้าน และจากที่ราคาก๊าซ LPG ต่ำกว่าราคาน้ำมันชนิดอื่นๆ ทำให้มีการเปลี่ยนมาใช้ LPG แทน โดยในภาคขนส่งผู้ใช้รถยนต์เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเบนซิน และในภาคอุตสาหกรรม ได้เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเตา ซึ่งหากการใช้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจะทำให้เกิดการขาดแคลนก๊าซ LPG ในอนาคต และทำให้ขาดรายได้จากการส่งออกรวมทั้งสูญเสียโอกาสจากการนำไปใช้ในอุตสาหกร รมปิโตรเคมี ซึ่งสามารถสร้างมูลค่าเพิ่มได้สูงกว่าใช้ในรถยนต์ จากการชดเชยราคาก๊าซ LPG ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 ตุลาคม 2550 มีหนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 7,568 ล้านบาท
4. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้มีมติดังนี้
(1) เห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่ง (โดยทำพร้อมกับการลดราคาขายปลีกเบนซินและดีเซล 0.50 บาท/ลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันมีฐานะเป็นบวกแล้ว ประมาณ ในเดือนธันวาคม 2550) โดยให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค (0.24 บาท/กก.)
(2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และราคาฐานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับ จริง คือ 60 ต่อ 40
(3) มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
5. ผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG 1.29 บาท/กก. หรือ 19 บาท/ถังขนาด 15 กก. จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ ลดภาระการจ่ายเงินชดเชย 324 ล้านบาท/เดือน ค่าใช้จ่ายรถแท็กซี่เพิ่มขึ้นกะละ 26 บาท อาหารสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นจานละ 4 สตางค์ อย่างไรก็ตาม การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG จะดำเนินการพร้อมกับการลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลลิตรละ 50 สตางค์ จะทำให้รายจ่ายของครัวเรือน ไม่เพิ่มขึ้นแต่จะลดลง 9.46 บาท/เดือน
6. มาตรการช่วยเหลือและบรรเทาผลกระทบ ในการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ดังนี้
(1) มาตรการช่วยเหลือในการปรับเปลี่ยนเตาประสิทธิภาพสูง โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนวงเงินรวม 600 ล้านบาท แบ่งเป็น ช่วยเหลือค่าใช้จ่ายในปรับปรุงเตาอบลำไย 380 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาเผาเซรามิค 217 ล้านบาท และค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาอบกุนเชียง 3 ล้านบาท
(2) โครงการอนุรักษ์พลังงานแบบมีส่วนร่วม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จะจัดส่งที่ปรึกษาให้คำแนะนำแก่โรงงานในเรื่องการจัดการพลังงาน เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัด
(3) การให้เงินกู้ดอกเบี้ยต่ำ ในการลงทุนปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตเพื่อประหยัดพลังงาน
(4) กลุ่มรถแท็กซี่ ปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็น NGV จำนวน 50,000 คัน ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลภายในระยะเวลา 2 ปี เพิ่มสถานประกอบการติดตั้ง (อู่) NGV อีก 26 แห่ง และ ปตท. จะลงทุนในวงเงิน 6,700 ล้านบาท เพื่อเพิ่มสถานีบริการ NGV อีก 170 สถานีและรถบรรทุก NGV อีก 300 คัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติ 1) เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าโดย กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เป็นต้น แบบให้แล้วเสร็จโดยเร็ว 3) ให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณาการจัดตั้งกองทุนหรือจัดเก็บภาษีค่า ธรรมเนียมทางด้านสิ่งแวดล้อมต่างๆ มิให้มีความซ้ำซ้อนกัน โดยมีผู้แทนจากกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมบัญชีกลาง และให้ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานคณะทำงาน
2. การจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนฯ) ที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบไปแล้วนั้น กำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราที่แตกต่างกันตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา/ดีเซล และถ่านหิน/ลิกไนต์ จ่ายในอัตรา 1.0 1.5 และ 2.0 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ลมและแสงอาทิตย์ ชีวมวล/กากและเศษวัสดุเหลือใช้/ขยะชุมชน และพลังน้ำ จ่ายในอัตรา 0.0 1.0 และ 2.0 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ทั้งนี้โรงไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบหลังวันที่ 1 มกราคม 2554 นอกจากจะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราที่กำหนดแล้ว จะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนในช่วงการก่อสร้างในอัตรา 50,000 บาทต่อเมกะวัตต์ต่อปีตามกำลังผลิตติดตั้ง หรือไม่ต่ำกว่า 500,000 บาทต่อปี โดยเงินที่โรงไฟฟ้าจ่ายเข้ากองทุนฯ นั้น กำหนดให้ 1) เป็นเงื่อนไขในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP 2) บวกเพิ่มจากราคาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer: SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (Very Small Power Producer: VSPP) และ 3) ส่งผ่านค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นทางค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) สำหรับโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าก่อนวันที่ 1 มกราคม 2554
ทั้งนี้ ให้เริ่มเรียกเก็บเงินจากผู้ผลิตไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าแต่ละรายจ่ายเงินโดยตรงให้แก่กองทุนฯ แต่ในช่วงที่ยังไม่ได้มีการจัดตั้งกองทุนฯ (คือตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2553) ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ (และเรียกเก็บคืนผ่านค่า Ft)
3. ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดตั้ง กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และประสานงานและสนับสนุนการดำเนินงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การ จัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่สามารถดำเนินการ ได้ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 ต่อมา คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยแนวทางการจัดกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พ.ศ. .... โดยอ้างอำนาจตามความในข้อ 6(3) แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงาน พ.ศ. 2535 เพื่อกำหนดแนวทางปฏิบัติในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ให้กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบ ดังกล่าว
4. คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงคำจำกัดความของค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่า ซื้อไฟฟ้า ในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ เพื่อรองรับการส่งผ่านค่าใช้จ่ายตามที่นโยบายของรัฐกำหนด (เช่น การส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า การส่งผ่านอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นต้น) และมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายงานการคำนวณค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ โดยแสดงรายการค่าใช้จ่ายเข้ากองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าจำแนกเป็นแต่ละ โรงไฟฟ้า
5. กฟผ. ได้ดำเนินการเรียกเก็บเงินจากค่า Ft สำหรับกองทุนฯ ประจำเดือนกรกฎาคม 2550 จำนวน 151,590,422.89 บาท และเดือนสิงหาคม 2550 จำนวน 151,717,514.26 บาท รวมเป็นเงินสะสมรวม 2 เดือน จำนวน 303,307,937.15 บาท โดยในช่วงที่ยังไม่สามารถจัดตั้งกองทุนฯ ได้นั้น กฟผ. ได้ฝากเงินจำนวนดังกล่าวไว้กับธนาคารโดยเปิดบัญชีเงินฝากแยกต่างหาก
6. คณะอนุกรรมการฯ ได้นำเสนอร่างระเบียบฯ ต่อประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (รองนายกรัฐมนตรี (นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์)) เพื่อพิจารณาลงนาม ซึ่งประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาแล้วมีความเห็นว่า การจัดตั้งกองทุนฯ เป็นเรื่องดี ตรงกับแนวทางของรัฐบาล ควรได้รับการสนับสนุน แต่อาจมีปัญหาเรื่องข้อกฎหมาย จึงเห็นควรให้มีการหารือกับคณะกรรมการกฤษฎีกาก่อนดำเนินการต่อไป ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 7) ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 มีมติว่า กพช. ไม่มีอำนาจในการออกระเบียบดังกล่าวได้
7. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ปรับร่างระเบียบดังกล่าวเป็นแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า เพื่อกำหนดแนวทางปฏิบัติในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ให้กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้เป็นไปในทิศทางเดียวกัน ทั้งนี้ เมื่อโรงไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ดำเนินการจัดตั้งกองทุนฯ เป็นที่เรียบร้อยแล้ว กฟผ. จะดำเนินการโอนเงินที่ กฟผ. เก็บไว้ให้กับกองทุนนั้นๆ เพื่อใช้จ่ายในการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ยกร่างปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการทูลเกล้าพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวฯ ลงพระปรมาภิไธย ซึ่งจากการแก้ไขพระราชบัญญัติดังกล่าว พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. .... โดยได้จัดให้มีการสัมมนา เพื่อรับฟังความคิดเห็น รวมทั้งได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน พิจารณาเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550
2. ในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 12 มาตรา 13 และมาตรา 14 ประกอบมาตรา 21 และมาตรา 22 ได้กำหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมต้องจัดให้มีผู้รับผิดชอบด้าน พลังงานประจำในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมแต่ละแห่ง รวมทั้ง กำหนดคุณสมบัติและหน้าที่ในการดำเนินงานในฐานะผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน อย่างไรก็ตาม เนื่องจากในพระราชบัญญัติดังกล่าวมิได้จำแนกคุณสมบัติของผู้รับผิดชอบด้าน พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมขนาดใหญ่เป็นการเฉพาะ ทำให้ประสบปัญหาในการบังคับใช้กับโรงงานและอาคารที่มีขนาดหรือ ปริมาณการใช้พลังงานระดับสูง ซึ่งมิได้แบ่งแยกระดับของคุณสมบัติของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานเป็นการเฉพาะ ไว้ ทำให้การทำหน้าที่ดูแล บำรุงรักษา และตรวจสอบประสิทธิภาพ ตลอดจนการช่วยเจ้าของโรงงานหรือเจ้าของอาคารควบคุมไม่สามารถทำได้อย่างเต็ม ประสิทธิภาพ ประกอบกับวิธีการกำกับดูแลตามร่างพระราชบัญญัติที่จะออกใหม่ ได้ปรับเปลี่ยนเป็นระบบการจัดการพลังงานที่มีการติดตามตรวจสอบ และประเมินผลเป็นระยะๆ ตามช่วงเวลาที่เหมาะสม
3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่ และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. .... คือ (1) กำหนดคำนิยามต่างๆ ที่ใช้ในร่างกฎกระทรวงฯ (2) กำหนด ให้มีผู้รับผิดชอบด้านพลังงานประจำที่โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมแต่ละแห่ง โดยมีคุณสมบัติและจำนวนตามขนาดของการใช้พลังงาน (3) กำหนดให้โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมที่มีการติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้าขนาด ตั้งแต่ 3,525 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไป ก่อนวันที่กฎกระทรวงนี้มีผลใช้บังคับให้ผู้รับผิดชอบพลังงานที่ปฏิบัติ หน้าที่อยู่เดิมยังคงปฏิบัติหน้าที่เป็นผู้รับผิดชอบประจำโรงงานควบคุมหรือ อาคารควบคุมนั้นต่อไปได้ และ (4) กำหนดหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและ ให้ความช่วยเหลือเจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุมในการจัดการ พลังงานตามกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการจัดการพลังงานตามที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พพ. ได้จัดทำร่างกฎหมายลำดับรองเรื่อง กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ออกตามความพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550
2. เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานทำให้การดำเนินการบังคับ การในปัจจุบันประสบปัญหาการบังคับใช้กับอาคารที่ก่อสร้างตามแบบเดิม ซึ่งมิได้ออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ทำให้ค่าการใช้พลังงานสูงกว่าค่ามาตรฐาน โดยการปรับปรุงแก้ไขเป็นไปได้ยาก และสำหรับอาคารใหม่ซึ่งการออกแบบบางส่วนตามกฎหมายบังคับให้ค่าการใช้พลังงาน ในทุกภาคส่วนต้องเป็นไปตามมาตรฐาน โดยมิได้กำหนดค่าเฉลี่ยการใช้พลังงานรวมไว้ ทำให้การกำหนดแบบเป็นภาระยุ่งยากและสิ้นเปลืองสูง ดังนั้นอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ควรแยกประเภท ขนาดพื้นที่ และกรอบวิธีการออกแบบ รวมถึงการใช้พลังงานรวมและระบบพลังงานหมุนเวียนไว้โดยเฉพาะ จึงจำเป็นจะต้องปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้
3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... สรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดประเภทและขนาดของอาคารโดยกำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลง แล้วเสร็จ มีขนาดพื้นที่รวมกันทุกชั้นในหลังเดียวกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป จะต้องมีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย อาคารสำนักงาน สถานศึกษา ห้างสรรพสินค้าและศูนย์การค้า สถานบริการ อาคารชุมนุมคน โรงมหรสพ โรงแรม สถานพยาบาล และอาคารชุด
3.2 กำหนดมาตรฐาน และหลักเกณฑ์ในการออกแบบอาคารแต่ละประเภท ซึ่งประกอบด้วยระบบต่างๆ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบปรับอากาศภายในอาคาร อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร
3.3 หลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารในแต่ละระบบ การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร ให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด
3.4 แบบของอาคารที่ได้ยื่นคำขออนุญาตก่อสร้างหรือดัดแปลงตามกฎหมายว่าด้วย การควบคุมหรือตามกฎหมายเฉพาะว่าด้วยการนั้นไว้แล้ว ก่อนวันที่กฎกระทรวงนี้ใช้บังคับ ให้คงดำเนินการต่อไปได้ โดยได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. ....
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พพ. ได้จัดทำร่างกฎหมายลำดับรองเรื่อง กำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. .... ออกตามความพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550
2. การดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ได้กำหนดให้ทุกกิจกรรมที่กฎหมายบังคับให้เจ้าของโรงงานควบคุมหรือเจ้าของ อาคารควบคุมปฏิบัติ จะต้องมีการตรวจสอบผลการปฏิบัติ ติดตาม กำกับดูแลโดยพนักงานเจ้าหน้าที่ ซึ่งจำนวนโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมที่ต้องปฏิบัติตามกฎหมายมีจำนวนรวมกว่า 7,000 แห่ง และในแต่ละแห่งมีกิจกรรมดำเนินการรวม 4 กิจกรรม ในรอบระยะ 6 เดือน หนึ่งปี และสามปี ในขณะที่จำนวนผู้ตรวจสอบพลังงานมีอยู่อย่างจำกัด จึงจำเป็นต้องจัดหาที่ปรึกษาผู้เชี่ยวชาญเข้ามาช่วยเหลือดำเนินการดังกล่าว แต่เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดอำนาจหน้าที่ให้บุคคลหรือนิติบุคคลเป็นผู้ดำเนินการแทนพนักงาน เจ้าหน้าที่ได้ จึงได้ปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้
3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. .... คือ (1) กำหนดนิยามต่างๆ ที่ใช้ในร่างกฎกระทรวงฯ (2) กำหนดคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของนิติบุคคลที่มีสิทธิยื่นคำขอรับใบอนุญาต เป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน (3) กำหนดคุณสมบัติและจำนวนบุคลากรของ ผู้ตรวจสอบพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย ผู้ชำนาญการอย่างน้อย 1 คน และผู้ช่วยผู้ชำนาญการอย่างน้อย 2 คน (4) กำหนดวิธีการขอรับใบอนุญาต การพิจารณาคำขอใบอนุญาต การยื่นอุทธรณ์หนังสือแจ้งผลการพิจารณา รวมทั้งอายุของใบอนุญาต และ (5) กำหนดเวลาการต่ออายุใบอนุญาตภายใน 60 วัน ก่อนที่ใบอนุญาตจะหมดอายุ สำหรับคำขอต่ออายุใบอนุญาตให้เป็นไปตามที่อธิบดีกำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. ....
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
กพช. ครั้งที่ 117 - วันศุกร์ที่ 16 พฤศจิกายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 8/2550 (ครั้งที่ 117)
วันศุกร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตุลาคม - 12 พฤศจิกายน 2550)
6.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2550
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 6/2550 (ครั้งที่ 115) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่จะดำเนินการในช่วงปี 2551-2554 และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดสรรเงินกองทุนฯ ในวงเงินรวมประมาณ 16,132,273,859 บาท สำหรับช่วยเหลือ อุดหนุน หรือใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนเพื่อเร่งรัดให้การดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงาน บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ โดยจำแนกเป็นแผนพลังงานทดแทน แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนงานบริหารทางกลยุทธ์ เป็นเงิน 6,582 ล้านบาท 9,300 ล้านบาท และ 250 ล้านบาท ตามลำดับ และจากแผนทั้ง 3 ได้จัดสรรให้แก่ 3 หน่วยงานหลัก คือ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมบัญชีกลาง ในวงเงิน 4,279.99 11,851.17 และ 1.11 ล้านบาท ตามลำดับ
2. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเกี่ยวกับเรื่องแนวทางในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 โดยให้ปรับโอนอัตราเงิน "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง" ให้แก่ "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง โดยมอบให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปริมาณเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เหมาะสม และมอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนในการสนับสนุนโครงการด้าน ระบบขนส่ง เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์จัดทำเสนอ และได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการฯ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียด และเห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป
4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในการสนับสนุน "โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง" โดยได้ประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในระดับรัฐมนตรี ประกอบด้วย กระทรวงการคลัง กระทรวงคมนาคม และกระทรวงพลังงาน และได้เสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ และคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาแล้ว ซึ่งได้รับคำแนะนำที่เป็นประโยชน์กับการปรับปรุงร่างแนวทางการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ในการสนับสนุนโครงการด้านระบบขนส่ง สรุปได้คือ
4.1 โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง จะเป็นโครงการใหม่ที่บรรจุเพิ่มเติมในกรอบงานแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) ภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน งานส่งเสริมและสาธิต โดยเพิ่มเติมจากงานเดิมที่ กพช. เห็นชอบงานด้านเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาคขนส่งด้วยแล้ว ดังนี้
1.งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค
2. งานส่งเสริมและสาธิต
2.1 โครงการส่งเสริมการจัดการด้านการใช้พลังงานโดยวิธีประกวดราคา
2.2 โครงการส่งเสริมการลดใช้พลังงานในวิสาหกิจขยาดย่อม
2.3 โครงการส่งเสริมลดการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง
2.3.1 โครงการศึกษาความเป็นไปได้ในการลดใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการบริการขนส่งสินค้า
2.3.2 โครงการส่งเสริมสาธิตการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในกิจการบริการขนส่ง
2.3.3 โครงการส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชน Park&Ride
2.3.4 โครงการส่งเสริมการขับขี่ยานพาหนะเพื่อการประหยัดพลังงานในกิจการขนส่ง
2.3.5 โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง
2.4 โครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่เบอร์ 5
3. งานพัฒนาบุคลากรและประชาสัมพันธ์
4.2 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับ "โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง" สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
(1) เพื่อเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุน หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สำหรับการลงทุนในโครงการที่เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการขนส่งเฉพาะที่ก่อให้ เกิดผลลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ และประชาชนได้รับประโยชน์จากโครงการนั้น
(2) หน่วยงาน "เจ้าของโครงการ" จัดทํางบลงทุนเต็มตามโครงการฯ จำแนกทั้งส่วนที่ดำเนินการไปแล้ว ส่วนที่กำลังจะดำเนินงาน จำแนกแหล่งที่มาของเงินทุนของทั้งแผนงาน และส่วนที่จะรับเงินสนับสนุนจากกองทุนฯ ให้ชัดเจน พร้อมทั้งแผนงาน/โครงการอื่นที่ช่วยเสริมให้โครงการมีการใช้งานจริงตามเป้า ประสงค์ เป็นประโยชน์ต่อประชาชน ก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานที่ชัดเจนและตรวจวัดได้
(3) คณะกรรมการกองทุนฯ จะพิจารณาจัดสรรเงินให้กับโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจาก สํานักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) กระทรวงการคลัง และคณะรัฐมนตรี แล้ว หรือเป็นโครงการที่กระทรวงการคลังได้ถามความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ก่อนเสนอคณะรัฐมนตรี
(4) ค่าใช้จ่ายในการบริหารโครงการ อาจเป็นลักษณะเงินช่วยเหลือให้เปล่า เฉพาะค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของหน่วยงานนั้นในการบริหารโครงการ สำหรับค่าใช้จ่ายในการลงทุน ในลักษณะเงินช่วยเหลืออุดหนุน หรือเงินหมุนเวียน รวมถึงค่าใช้จ่ายในการควบคุมงานก่อสร้างหรือติดตั้ง เครื่องจักร อุปกรณ์ หน่วยงานจะต้องคืนให้กองทุนฯ ตามเงื่อนไขและภายในเวลาที่จะได้มีการตกลงกัน
(5) "เจ้าของโครงการ" ที่ได้รับความเห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนฯ จะลงนามในหนังสือยืนยันกับ สนพ. พร้อมกับเปิดบัญชีธนาคารของรัฐไว้เป็นการเฉพาะสำหรับการรับ-จ่ายเงินกองทุนฯ และดำเนินการตามแผนงานฯ โดยรายงาน สนพ. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อติดตามประเมินผลและเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบต่อไป จนกว่าโครงการจะแล้วเสร็จ
4.3 สนพ. ได้จัดทำกรอบแนวทางกำหนดสัดส่วนการจัดสรรค่าใช้จ่ายสำหรับการลงทุนในโครงการ พัฒนาระบบการขนส่ง โดยประชาชนจะได้รับประโยชน์อย่างทั่วถึงตามสัดส่วนของการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของประชาชนในภูมิภาคต่างๆ คือ กรุงเทพฯ ปริมณฑล ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตกร้อยละ 70 และภาคอื่นๆ ร้อยละ 30
4.4 คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 และให้มีการโอนอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทน ตามมติ กพช. ในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งจะเริ่มได้ในช่วงเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551 และเพิ่มเป็น 0.70 บาทต่อลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันฯ มีเงินสะสมเพียงพอสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและ ป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับ 10,000 ล้านบาท คาดว่าจะเริ่มได้ประมาณเดือนตุลาคม 2551 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจะมีวงเงินสำหรับโครงการลงทุนพัฒนา ระบบขนส่ง ในช่วงปี 2551-2555 ประมาณ 70,967 ล้านบาท
5. สำหรับงานโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการจัดหางบประมาณที่หน่วยงานหลักจะใช้ในการเตรียม การจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท โดยสรุปได้ดังนี้
5.1 คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 รับทราบมติของ กพช. และคณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด ได้จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ซึ่งคาดว่ากรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก ลดลงจาก 600 ล้านบาท/ปี เป็น 450 ล้านบาท/ปี หรือจำนวนรวม 1,350 ล้านบาท ประกอบด้วย
แผนงาน | งบประมาณ (ล้านบาท) | ||
ปี 2551 | ปี 2552 | ปี 2553 | |
1. แผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
2. แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและพาณิชย์ | 10.0 | 10.0 | 10.0 |
3. แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ | 65.0 | 65.0 | 65.0 |
4. แผนงานด้านความปลอดภัย และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
5. แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน | 205.0 | 205.0 | 205.0 |
6. แผนงานด้านการการวางแผน การดำเนินการโครงการไฟฟ้านิวเคลียร์ | 85.0 | 85.0 | 85.0 |
7. การจัดตั้งสำนักพัฒนา โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรายปี | 450.0 | 450.0 | 450.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรวม 3 ปี | 1,350.00 |
5.2 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้พิจารณาจัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. ไว้ใช้สำหรับช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ.2551-2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบไว้ในหลักการ ซึ่งคาดว่าจะใช้เงินจากกองทุนฯ ประมาณ 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท โดยเพิ่มเติมในแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554 ด้านแผนพลังงานทดแทน งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค ดังนี้
1. งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค
1.1 โครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน
1.2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
2. งานส่งเสริมและสาธิต
2.1 โครงการส่งเสริมเทคโนโลยีก๊าซชีวภาพ
3. งานพัฒนาบุคลากรและประชาสัมพันธ์
5.3 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีคำแนะนำในการปรับแนวทางและขั้นตอนการจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ให้ชัดเจน และให้เสนอ กพช. พิจารณา ซึ่งสรุปได้ดังนี้
(1) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ จัดทำแผนการดำเนินงานในรายละเอียดของแต่ละโครงการและหน่วยงานที่รับผิดชอบ พร้อมทั้งประมาณการรายจ่ายที่จะใช้สำหรับโครงการในแต่ละปี และเสนอสำนักงบประมาณพิจารณาจัดสรรเงินงบประมาณให้กับหน่วยงานเจ้าของ โครงการสำหรับการดำเนินงานตามแผนแต่ละปี
(2) โครงการที่สำนักงบประมาณจัดสรรเงินให้ได้เพียงบางส่วนหรือไม่ได้จัดสรรงบ ประมาณมาให้ คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ จะให้หน่วยงานเจ้าของโครงการฯ ยื่นข้อเสนอต่อ สนพ. เพื่อให้ความเห็นเสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ พิจารณา
(3) "เจ้าของโครงการ" ที่ได้รับความเห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนฯ จะลงนามในหนังสือยืนยันกับ สนพ. พร้อมกับเปิดบัญชีธนาคารของรัฐไว้เป็นการเฉพาะสำหรับการรับ-จ่ายเงินกองทุนฯ และดำเนินการตามแผนงานฯ โดยรายงาน สนพ. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อติดตามประเมินผลและเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบต่อไป จนกว่าโครงการจะแล้วเสร็จ
(4) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน ควรมีความชัดเจนในพื้นที่ที่จะเข้าไปดำเนินการสร้างการยอมรับของประชาชน เพื่อให้การใช้จ่ายเงินเกิดผลตามเป้าประสงค์
6. สนพ. ได้ประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติและคำสั่งต่างๆ ดังต่อไปนี้
6.1 มติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 เห็นชอบให้ปรับโอนอัตราเงิน "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง" ให้แก่ "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ดังนี้
โอนให้กองทุนอนุรักษ์พลังงาน | เพื่อลดราคา ขายปลีกน้ำมัน |
||
สำหรับแผนงานปกติ | สำหรับโครงการขนส่งฯ | ||
เบนซิน 95 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
เบนซิน 91 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
แก๊สโซฮอล์ 95 | 0.1870 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
แก๊สโซฮอล์ 91 | 0.1870 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
ดีเซลหมุนเร็ว | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
ไบโอดีเซล บี 5 | 0.1835 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
6.2 สนพ. ได้ประมาณการรายรับ รายจ่าย หนี้สินของกองทุนน้ำมันฯ คาดว่าฐานะของกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 และจะมีเงินสะสมเพียงพอในระดับ 10,000 ล้านบาท ได้ประมาณเดือนกันยายน 2551 โดยการดำเนินการตามมติ กพช. ดังนี้
(1) เพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 0.07 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 0.25 บาทต่อลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.18 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2550
(2) เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน อีก 0.50 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาทต่อลิตร สำหรับโครงการขนส่งฯ เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็น 0 แล้ว (ซึ่งคาดว่าจะเป็นช่วงปลายเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551)
(3) เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอีก 0.20 บาทต่อลิตร เป็น 0.95 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551
(4) การดำเนินการตาม (2) ถึง (3) โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
6.3 ในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติให้กองทุนน้ำมันฯ โอนเงิน 3,500 ล้านบาท ฝากที่ ธกส. เพื่อเป็นทุนให้กับเกษตรกรที่เข้าร่วมโครงการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้ในการ ผลิตไบโอดีเซล
6.4 คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นชอบให้ยกเลิกมติเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2550 โดยกองทุนน้ำมันฯ ไม่จำเป็นต้องโอนเงินจำนวน 3,000 ล้านบาท ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ เนื่องจากการโอนอัตราการเก็บเงินจากกองทุนน้ำมันฯ ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้ช่วยเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ แล้ว
6.5 สนพ. ได้ประกาศปรับลดเงินจัดเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 40 สตางค์/ลิตร สำหรับน้ำมันทุกชนิด ยกเว้นน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ซึ่งมีผลมาตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 เพื่อช่วยชะลอการปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเนื่องจากราคาน้ำมันดิบ ในตลาดโลกมีแนวโน้มทรงตัวอยู่ในระดับสูง
7. สำหรับการปรับแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 โดยเพิ่มงานโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง และงานโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามข้อ 5 และข้อ 6 สนพ. ได้ปรับประมาณการรายจ่ายของกองทุนอนุรักษ์ฯ ในช่วงปี 2551-2554 จากที่คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรไว้แล้วตามข้อ 2 สรุปได้ดังนี้
7.1 เพิ่มประมาณการรายจ่ายของกองทุนฯ จากวงเงินรวม 16,132,273,859 บาท เป็นวงเงินรวมประมาณ 87,849,273,859 บาท โดยเพิ่มเติมให้ สนพ. ประมาณ 71,717 ล้านบาท สำหรับรายจ่ายตามงานโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง วงเงินประมาณ 70,967 ล้านบาท และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ วงเงินประมาณ 750 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งจำแนกตามแผนงานได้ดังนี้
แผนใช้จ่ายเงิน ปี | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | 2555* | รวม 5 ปี |
(1) แผนพลังงานทดแทน | 2,838 | 1,190 | 1,065 | 880 | 1,110 | 7,332 |
(2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | 14,138 | 17,855 | 15,923 | 15,866 | 16,486 | 80,267 |
(3) แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ | 250 | - | - | - | - | 250 |
รวมทั้งสิ้นประมาณ | 17,225 | 19,044 | 16,988 | 16,746 | 17,596 | 87,849 |
หมายเหตุ: บางแผนงานมีความต่อเนื่องถึงปี 2555
7.2 ประมาณการรายจ่ายของกองทุนฯ จะจัดสรรให้ 3 หน่วยงานหลัก ประกอบด้วย
หน่วยงาน | แผนพลังงานทดแทน | แผนเพิ่มประสิทธิภาพฯ | แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ | รวม (ล้านบาท) |
(1) พพ. | 1,111.01 | 3,168.97 | - | 4,279.98 |
(2) สนพ. | 6,220.90 | 77,098.40 | 248.88 | 83,568.18 * |
(3) กรมบัญชีกลาง | - | - | 1.11 | 1.11 |
รวม | 7,331.91 | 80,267.37 | 249.99 | 87,849.27 ** |
* จัดสรรเงินให้ สนพ. เพิ่มเติมในวงเงินประมาณ 71,717 ล้านบาท สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยใช้ตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับ ความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ที่ กพช. กำหนด (รายละเอียดปรากฏตามเอกสารประกอบวาระ 3.1)
** ยังไม่ได้รวมรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2552-2554 ประมาณ 3,000 ล้านบาท/ปี และแต่ละหน่วยงานสามารถถัวจ่ายและเปลี่ยนแปลงรายการในแผนงาน/งานเดียวกันได้
7.3 ประมาณการกระแสเงินของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2556
ปีงบประมาณ | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | 2556 | รวม |
1. เงินคงเหลือ ณ ต้นเดือน ก.ค. 2550 | 4,612 | 3,226 | 250 | 250 | 428 | 3,442 | 8,245 | 4,612 |
2. รายรับ ประกอบด้วย | ||||||||
2.1 ประมาณการรายรับล่วงหน้า | 435 | 14,057 | 22,766 | 23,053 | 23,420 | 24,379 | 24,662 | 132,773 |
2.2 เงินทุนหมุนเวียนรอรับคืนจาก พพ. | 69 | 372 | 746 | 846 | 1,051 | 1,089 | 971 | 5,145 |
2.3 ประมาณเงินรับคืน | ||||||||
(พพ.ระยะที่ 4และ DSM EGAT) | - | - | 286 | 286 | 286 | 286 | 2,186 | 3,329 |
รวมรับ | 504 | 14,429 | 23,798 | 24,185 | 24,757 | 25,755 | 27,819 | 141,246 |
3. รายจ่าย ประกอบด้วย | ||||||||
3.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2538-2547 | 234 | 428 | 380 | 346 | 19 | 19 | - | 1,425 |
3.2 รายจ่ายผูกพัน ปี 2548-2550 | 1,236 | 1,153 | 47 | 16 | - | - | - | 2,452 |
3.3 รายจ่ายเงินทุนหมุนเวียน พพ. | 420 | 2,790 | 2,190 | - | - | - | - | 5,400 |
* 3.4 ประมาณรายจ่าย ปี 2551-56 (สนพ+บก.) | - | 10,038 | 17,446 | 19,796 | 18,074 | 17,784 | 431 | 83,569 |
3.5 ประมาณรายจ่าย ปี 2551 (พพ.) | - | 2,996 | 1,284 | - | - | - | - | 4,280 |
3.6 ประมาณรายจ่ายล่วงหน้า | - | - | 2,450 | 3,850 | 3,650 | 3,150 | 3,900 | 17,000 |
รวมจ่าย | 1,889 | 17,405 | 23,798 | 24,007 | 21,743 | 20,952 | 4,331 | 114,126 |
4. เงินคงเหลือปลายปี (1+2-3) ยกไป | 3,226 | 250 | 250 | 428 | 3,442 | 8,245 | 31,733 | 31,733 |
* รายการที่ 3.4 เพิ่มเติมวงเงินประมาณ 71,717 ล้านบาท ให้ สนพ. สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
8. จากการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 โดยที่ว่าแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 ที่ได้ปรับลดเป้าหมายการประหยัดพลังงานในภาคอตุสาหกรรมลงจาก 3,832 ktoe เป็น 2,581 ktoe เนื่องจากงานปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมยังอยู่ในระหว่างการศึกษา จึงคาดว่าอาจจะเกิดผลลดการใช้พลังงานหลังปี 2554 และบางกลุ่มอุตสาหกรรมได้ดำเนินการเสร็จไปแล้ว อาจจะมีผลต่อการลดการใช้พลังงานเกิดขึ้นบางส่วนแล้ว สนพ. จึงขอเสนอการปรับเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงานดังนี้
8.1 สนพ. ได้ศึกษาจากรายงานผลการศึกษาโครงการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรม ที่ พพ. ได้ว่าจ้าง TDRI ดำเนินการศึกษาแล้ว พบว่าประมาณการผลการประหยัดพลังงาน 1,400 ktoe ที่คาดว่าจะได้รับจากการปรับโครงสร้างการผลิตสินค้าประหยัดพลังงานให้ได้ ร้อยละ 5 ได้แก่ การผลิต/ประกอบรถประหยัดเชื้อเพลิง (ECO-Car) ประหยัด 26,000 ล้านบาท/ปี (1,300 ktoe) การผลิตเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงาน (>เบอร์ 5) ประหยัด 3,000 ล้านบาท/ปี (150 ktoe) ลดส่วนแบ่งสาขาที่มีการใช้พลังงานสูงและเพิ่มส่วนแบ่งสาขาที่มีมูลค่าเพิ่ม สูง เช่น ลดสาขาโลหะลง เพิ่มอุตสาหกรรมผลิตภัณฑ์ยาง/พลาสติก หรืออุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้าอิเลคทรอนิคส์ เป็นต้น ประหยัด 4,000 ล้านบาท (200 ktoe)
8.2 เป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 ได้รวมผลการประหยัดพลังงาน ในเรื่องการผลิตเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงาน และการก่อสร้างระบบรถไฟฟ้าชานเมืองสายสีแดงไว้แล้ว จึงได้ปรับเพิ่มผลการประหยัดพลังงานที่ได้จากการผลิตรถประหยัดเชื้อเพลิง (ECO-Car) 123 ktoe และการผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration 608 ktoe สำหรับการลงทุนในโครงการพัฒนาระบบขนส่งขนาดใหญ่ จะเกิดผลการประหยัดพลังงานหลังปี 2554 โดยเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานฯ เป็นดังนี้
แผนอนุรักษ์พลังงาน | เป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปี 2554 | ||
กพช. 23 ธ.ค.47 (ktoe) |
กพช. 26 ธ.ค.49 (ktoe) |
ปรับปรุง พ.ย. 50 (ktoe) |
|
เป้าหมายรวม | 17,884 | 19,005 | 19,026 |
แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | 10,354 | 7,694 | 7,820 |
สาขาอุตสาหกรรม | 3,411 | 3,832 | 3,189 |
สาขาขนส่ง | 6,270 | 3,290 | 3,413 |
การจัดการด้านการใช้พลังงาน | 673 | 572 | 1217 |
แผนงานด้านพลังงานทดแทน | 7,530 | 11,311 | 11,206 |
ส่งเสริม NGV | - | 4,348 | 4,518 |
พลังงานหมุนเวียน* | 7,530 | 6,963 | 6,688 |
9. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การปรับกรอบและเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) และการโอนอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทน โดยให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
- 1.
อนุมัติเพิ่มเติมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) จากที่ กพช. อนุมัติไว้แล้วในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอในข้อ 4.1 ข้อ 5.2 และเห็นชอบเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปี 2554 ตามข้อ 8.2 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงานดังกล่าว เพิ่มวงเงินงบประมาณจาก 16,132,273,859 บาท เป็น 87,849,273,859 บาท ตามข้อ 7 โดยมีแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามที่ กพช. จะเห็นชอบเพิ่มเติมตามมติของที่ประชุมในข้อ 2
- 2.
อนุมัติแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และสำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามข้อ 4.2-4.3 และข้อ 5.3 โดยให้ปรับปรุงแนวทางเพิ่มเติมตามความเห็นของรองผู้อำนวยการสำนักงบประมาณ ด้วย และให้ สนพ. ใช้เงินจากกองทุนฯ ที่คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรไว้ตามมติของที่ประชุมในข้อ 1 สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง ในช่วงปี 2551-2555 ในวงเงินประมาณ 70,967 ล้านบาท และสำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง ปี 2551-2553 ในวงเงินประมาณ 750 ล้านบาท
- 3.
ให้เพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 0.07 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 0.25 บาทต่อลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.18 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2550
- 4.
ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน อีก 0.50 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาทต่อลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็น 0 แล้ว (ซึ่งคาดว่าจะเป็นช่วงปลายเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551) และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอีก 0.20 บาทต่อลิตร เป็น 0.95 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
เรื่องที่ 2 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำอูภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับ มอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำอูในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบที่ได้มีการลงนามแล้ว
3. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการน้ำอู ชึ่งคณะกรรมการ กฟผ.ได้มีมติเห็นชอบร่าง MOU ดังกล่าวเมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2550 และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอร่าง MOU ดังกล่าว ต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนการลงนาม
4. ลักษณะโครงการน้ำอู ตั้งอยู่บนลำน้ำอู โดยก่อสร้างเป็น 7 เขื่อนตามลำน้ำ เสนอขายไฟฟ้าให้ไทยจาก 6 เขื่อน และอีก 1 เขื่อนผลิตไฟฟ้าขายให้ สปป. ลาว มีกำลังผลิตรวมประมาณ 1,043 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) ปีละประมาณ 4,273 ล้านหน่วย ระบบส่ง 500 กิโลโวลท์ ยาว 245 กิโลเมตร จากชายแดนถึงสถานีไฟฟ้าแรงสูงแม่เมาะ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ณ ชายแดนไทย-สปป. ลาว บริเวณจังหวัดน่าน กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์วันที่ 1 มกราคม 2558 ผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท Sinohydro Corporation จำกัด และ รัฐบาล สปป. ลาว
5. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำอู
5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท Sinohydro Corporation จำกัด
5.2 Sinohydro และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
5.3 โครงการมีกำลังผลิตประมาณ 1,043 เมกะวัตต์ มีเป้าหมายจำหน่ายพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) ประมาณ 3,418 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) ประมาณ 855 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
5.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน ซึ่งมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
- 1.
Primary Energy (PE) Tariff
- -
ส่วนที่ 1 = 3.0708 Cents/หน่วย
- -
ส่วนที่ 2 = 1.0594 บาท/หน่วย
- 2.
Secondary Energy (SE) Tariff
- -
ส่วนที่ 1 = 1.8425 Cents/หน่วย
- -
ส่วนที่ 2 = 0.6357 บาท/หน่วย
- 3.
Excess Energy (EE) Tariff = 1.1654 บาท/หน่วย
- 4.
Pre COD Energy Tariff = 1.5500 บาท/หน่วย
5.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) จะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง
5.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPAของโครงการน้ำเทิน 1 โดยคำนึงถึงลักษณะโครงการ ซึ่งประกอบด้วยเขื่อนหลายเขื่อนอยู่บนลำน้ำเดียวกัน (Cascade) เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
5.8 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
5.9 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้ (1)Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 12 เดือนนับจากลงนาม PPA (2)Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ [48] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD (3)Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2558 และ 72 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD ทั้งนี้ หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
5.10 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ดังนี้ (1)วันลงนาม PPA เป็นเงิน 15 Million USD (2)วัน Financial Close Date เป็นเงิน 38 Million USD (3) วัน COD เป็นเงิน 34 Million USD และ (4)วันครบรอบ COD 14 ปี เป็นเงิน 12 Million USD
มติของที่ประชุม
- รับทราบข้อสังเกตของกรรมการที่เห็นควรให้มีผู้ลงทุนไทยร่วมทุนในโครงการ พัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ที่จะจำหน่ายให้แก่ไทย โดยให้มีสัดส่วนผู้ลงทุนไทยในระดับที่เหมาะสม ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงการเป็นผู้ลงทุนไทยอย่างแท้จริง
- เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไป ลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
- เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในบันทึกความเข้าใจโครงการน้ำอูในขั้นการจัดทำร่าง สัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากโครงการน้ำอูมีความซับซ้อนมาก โดยประกอบด้วยเขื่อนและโรงไฟฟ้าถึง 7แห่ง ซึ่งแตกต่างจากสัญญาเดิมที่โครงการมีเพียงเขื่อนเดียว เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยจะต้องไม่สูงกว่าเดิม
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ จนถึง 3,200 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ด้วยระบบ Cogeneration ทั้งนี้ ณ เดือนกันยายน 2550 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 118 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,817.42 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 83 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,404.82 เมกะวัตต์
2. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 และ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
3. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ในปี 2545 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ แล้วเมื่อเดือนธันวาคม 2549
4. ณ เดือนกันยายน 2550 มีโครงการ VSPP ยื่นแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จำนวน 117 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 549.99 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. จำนวน 113 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 549.86 เมกะวัตต์ เป็นโครงการ SPP เดิม และ VSPP (ไม่เกิน 1 เมกะวัตต์) ที่สิ้นสุดสัญญาแล้ว จำนวน 30 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 176.90 เมกะวัตต์ และเป็นโครงการ VSPP รายใหม่ จำนวน 83 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 372.96 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟน. มีจำนวน 4 ราย เป็น VSPP รายใหม่ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 0.13 เมกะวัตต์
5. เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้กำหนดให้มีมาตรการจูงใจด้านราคา โดยการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เป็นระยะเวลา 7 ปี และให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 โดย กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแล้ว โดยส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) และพลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) เท่ากับ 0.40 และ 0.80 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ สำหรับเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานลม เท่ากับ 2.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อหน่วย
6. ต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 เห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP เป็นระยะเวลา 7 ปี โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ เท่ากับ 2.50, 2.50 และ 8.00 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 300 เมกะวัตต์
7. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ทั้งนี้ กฟผ. และ กฟภ. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่ให้เพิ่มเติมพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ในจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ด้วย โดยกำหนดส่วนเพิ่มพิเศษเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก พลังน้ำขนาดเล็กมาก และขยะ โดยกำหนดส่วนเพิ่มพิเศษเดิมเท่ากับ 1.50 บาทต่อหน่วย สำหรับพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์
8. สำหรับ SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ซึ่งใช้วิธีประมูลแข่งขัน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ และ กบง. ได้มีมติเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 เห็นชอบผลการประเมินและคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อ ไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนจำนวน 7 โครงการ ปริมาณ พลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ SPP ดังกล่าวต่อไป
9. ผลการดำเนินงานส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสามารถสรุปได้ดังนี้
9.1 เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ที่ผ่านมา ยังไม่มีโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ แม้ว่าในช่วงที่ผ่านมาจะมีการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการตาม ระเบียบดังกล่าวแล้ว ซึ่งจากการศึกษาของ สำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) ภายใต้โครงการวิจัยเชิงนโยบายเพื่อสนับสนุนการพัฒนาและการใช้พลังงานหมุน เวียนและการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในประเทศไทย ได้วิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผู้ผลิตไฟฟ้าได้รับตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ารวม กับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ยังไม่คุ้มทุน และมีข้อเสนอแนะให้มีการปรับปรุงมาตรการการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยขยายระยะเวลาการให้สนับสนุนเป็นเวลา 15 ปีขึ้นไป และการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักการให้ผู้ลงทุนมีผลตอบแทนที่เหมาะสม แต่ต้องไม่เกินต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้จากการผลิตไฟฟ้าด้วยเชื้อเพลิงฟอสซิล ดังนั้น ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจึงไม่ควรเกินต้นทุนทางสังคมและสิ่งแวดล้อม (Externality Cost) ซึ่งโครงการประเมินไว้ไม่เกิน 0.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง อย่างไรก็ตาม การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าให้สูงกว่า Externality Cost สามารถทำได้เพื่อประโยชน์ทางสังคม เช่น การผลิตไฟฟ้าในชนบทห่างไกล หรือกรณีที่มีความจำเป็นต้องสนับสนุนการพึ่งพาตนเองด้านเทคโนโลยีพลังงาน ประเภทใดประเภทหนึ่งเป็นการเฉพาะ
9.2 นอกจากนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้วิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจากข้อมูลจริงในปัจจุบัน พบว่าต้นทุนเพิ่มขึ้นจากที่เคยประมาณการไว้ในการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้าในปัจจุบัน แต่ราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานลมเฉลี่ยตลอดโครงการตามโครงสร้างราา รับซื้อในปัจจุบันอยู่ในระดับ 3.90 บาทต่อหน่วยเท่านั้น ในขณะเดียวกันราคาน้ำมันเตาที่อยู่ในระดับสูงมาก ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาเพิ่มขึ้นเป็น 4.00 - 4.50 บาทต่อหน่วย และขณะนี้ยังมีการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าในปริมาณมากพอสมควร ดังนั้น การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจะช่วยลดการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า และลดค่าใช้จ่ายในการจัดหาไฟฟ้าของประเทศได้
9.3 เพื่อเป็นการจูงใจให้เกิดการลงทุนในโครงการพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ โดยปรับปรุงการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม เท่ากับ 3.50 บาทต่อหน่วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อ 115 เมกะวัตต์ และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อหน่วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อ 15 เมกะวัตต์ โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุนของพลังงานลมและแสงอาทิตย์เป็น 10 ปี นับจากวัน COD
9.4 ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm และ VSPP กำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปีๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจากไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงและเพียงพอที่จะชำระ คืนเงินต้นและดอกเบี้ย ซึ่งการพิจารณาให้เงินกู้แก่โครงการโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่จะพิจารณาจากสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าเป็นหลัก ทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน มีความจำเป็นต้องยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ประเภทสัญญา Firm แทน ซึ่งทำให้ไม่มีสิทธิได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนั้น เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาดังกล่าวและเพื่อความชัดเจนในทางปฏิบัติตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า จึงมีข้อเสนอดังนี้
9.4.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP
9.4.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งนี้ ยกเว้นในกรณี SPP รายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แล้ว
9.4.3 SPP รายเดิมที่มีสัญญาประเภท Firm หากประสงค์จะยกเลิกสัญญากับ กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP เห็นควรให้ กฟผ. พิจารณายกเว้น (1) การยึดหลักค้ำประกัน การปฏิบัติตาม สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา (3) การเรียกเก็บเงินค่าพลังงานไฟฟ้าคืน และ (4) การเรียกค่าปรับ ทั้งนี้ SPP Firm ที่ได้รับการยกเว้นนี้ จะไม่รวมถึง SPP ประเภท Firm ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์
9.4.4 เห็นควรแก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
- 1.
รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP VSPP และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
- 2.
เห็นชอบให้ปรับปรุงการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิต ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าตาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ โดยกำหนดให้เท่ากับ 3.50 บาทต่อหน่วย และ 8.00 บาท ต่อหน่วย ตามลำดับ และขยายระยะเวลาสนับสนุนจาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช.เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550)
- 3.
เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ให้มีความชัดเจนตามรายละเอียดในข้อ 9.4.1 - 9.4.4
เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กฉบับ พ.ศ. 2550 และ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
2. เนื่องจากมี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็น จำนวนมาก เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 กพช. จึงมีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งนี้ มี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ โดยเกือบทั้งหมดเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,151 เมกะวัตต์ และมีเพียง 1 ราย ที่เชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 40 เมกะวัตต์
3. การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration จะพิจารณาตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ดังนี้ คือพิจารณาเงื่อนไขของสัดส่วนของพลังงานความร้อน (ไอน้ำ) ที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 รวมทั้ง จะต้องผลิตพลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และพิจารณาข้อจำกัดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าด้วย ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้พิจารณาข้อจำกัดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของโครงการ SPP ดังกล่าว พบว่า จะมีโครงการที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 9 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 760 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการที่เหลือไม่สามารถรับซื้อได้ เนื่องจากข้อจำกัดของระบบสายส่ง หรือจำเป็นต้องรอผลการคัดเลือกโครงการ IPP ซึ่งอาจจะป้อนไฟฟ้าเข้าระบบส่งในบริเวณเดียวกัน
4. การพิจารณาความพร้อมด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปตท. ได้ชี้แจงว่าสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้น (ปี 2551-2556) ได้ประมาณ 3,490 ล้านลูกบาศก์ฟุต สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป ปตท. จะนำเข้า LNG ประมาณ 700-1,400 ล้านลูกบาศก์ฟุต และจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย และรับซื้อเพิ่มจากประเทศพม่า รวมทั้งนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นด้วย และ ปตท. จึงยืนยันว่าสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ตามกำลังการผลิตติดตั้งของ SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป และความพร้อมด้านท่อส่งก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม ขอให้ กฟผ. พิจารณากำหนดวัน COD ให้สอดคล้องกับกำหนดแล้วเสร็จของท่อก๊าซฯ และปริมาณก๊าซฯ ที่จัดหา รวมทั้ง พิจารณาความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และระดับกำลังผลิตสำรอง (Reserve Margin) ด้วย
5. กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า โครงการ SPP ได้รับความสนใจจากผู้ลงทุนเป็นจำนวนมาก ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าที่ประกาศไว้ ขณะที่ระบบไฟฟ้าไม่สามารถรองรับได้ทั้งหมด จึงเห็นควรรับทราบการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตามหลักเกณฑ์ข้อจำกัดด้านระบบไฟฟ้า โดยให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้มากกว่าที่ประกาศไว้ 500 เมกะวัตต์ และควรให้มีการขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ ไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 สำหรับ SPP ที่ยื่นข้อเสนอรายอื่นๆ ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าในรอบแรก เห็นควรให้คงไว้รอพิจารณารับซื้อไฟฟ้าควบคู่ไปกับการคัดเลือกโครงการ IPP และพิจารณาวิธีการแก้ไขข้อจำกัดของสายส่งอีกครั้ง ทั้งนี้ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
- 1.
รับทราบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ในรอบแรกตามข้อจำกัดของระบบไฟฟ้าในข้อ 3 - 4 และรับทราบความเห็นของกระทรวงพลังงานในข้อ 5
- 2.
เห็นชอบให้ขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากโครงการใหม่ที่เป็นผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ได้เกินกว่า 500 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ ปริมาณการรับซื้อรวมจากโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้งหมดจะไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตุลาคม - 12 พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนตุลาคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.49 และ 82.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.12 และ 5.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวกระทรวงพลังงานสหรัฐฯ ประกาศปริมาณสำรองน้ำมัน ณ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 ลดลงทุกชนิดซึ่งตรงข้ามกับผลที่นักวิเคราะห์คาดการณ์ไว้ และจากข่าวตุรกีบุกโจมตีกลุ่มกบฏ Kurdish ในบริเวณตอนเหนือของอิรัก ประกอบกับข่าวบริษัท Pemex ปิดท่าขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโกหลังเกิดพายุหนัก และในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.56 และ 92.54 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.07 และ 9.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวสภาพอากาศแปรปรวนบริเวณทะเลเหนือ และข่าวท่อขนส่งน้ำมันดิบ (155,000 บาร์เรลต่อวัน) ของประเทศเยเมนปิดทำการจากเหตุระเบิด
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนตุลาคม 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 88.71 87.46 และ 95.08 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.20 6.11 และ 4.37 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และการปิดซ่อมบำรุงตามแผนของโรงกลั่น Dumai ของอินโดนีเซีย รวมทั้ง International Enterprise Singapore (IES) รายงานปริมาณสำรอง Light Distillate และ Middle Distillate ของสิงคโปร์สิ้นสุดสัปดาห์วันที่ 31 ตุลาคม ลดลง 0.1 และ 0.05 ล้านบาร์เรล ตามลำดับ นอกจากนี้ ราคาน้ำมันดีเซล 0.5% S ได้ทำสถิติสูงสุดอยู่ที่ระดับ 105.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากข่าวเพลิงไหม้ที่โรงกลั่น S-Oil ของ เกาหลีใต้ และข่าวไต้หวันลดการส่งออกน้ำมันดีเซลลงจากการปิดฉุกเฉิน CDU ที่โรงกลั่น Kaohsiung สำหรับในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 99.36 98.20 และ 106.09 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 10.65 10.74 และ 11.00 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ จากข่าวโรงกลั่นของบริษัท Pak-Arab Refinery Ltd ในปากีสถานปิดซ่อมฉุกเฉิน และอุปทานในจีนยังคงตึงตัว รวมทั้งอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวเช่นกัน
3. ราคาน้ำมันขายปลีก รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล์ 95และ 91 ลง 0.20 บาทต่อลิตร ในวันที่ 1 ตุลาคม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 5 ลง 0.30 บาทต่อลิตร ในวันที่ 31 ตุลาคม จากสถานการณ์ราคาน้ำมันและการปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนฯส่งผลให้เดือนตุลาคมผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 3 ครั้ง ปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 2 ครั้ง และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 1 ครั้ง และ 0.10 บาทต่อลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, ดีเซลหมุนเร็ว, และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 31.19, 30.39, 27.69, 26.89, 28.14 และ 27.14 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และรัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ลดลง 0.40 บาทต่อลิตร ในวันที่ 5 พฤศจิกายน และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 0.40 บาทต่อลิตร และ 0.20 บาทต่อลิตร ในวันที่ 5 และ 15 พฤศจิกายน ตามลำดับ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันและการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว, และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 31.69 , 30.89 , 28.19 , 27.39 , 28.64 , และ 27.64 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันในเดือนพฤศจิกายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลในตลาดสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นในฤดูหนาว รวมทั้ง สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในเดือนตุลาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อยู่ที่ระดับ 650 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการในภูมิภาคเพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในอุตสาหกร รมปิโตรเคมีและความอบอุ่น ขณะที่อุปทานในภูมิภาคตึงตัวจากโรงกลั่นในประเทศไทยปิดดำเนินการซ่อมบำรุง ประจำปี และในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาว และในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี แนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 760 - 765 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ประมาณการราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.9621 - 10.9645 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.8922 - 0.8946 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 267.34 - 267.96 ล้านบาทต่อเดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 7.4890 - 7.532 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 56.17 - 56.80 ล้านบาทต่อเดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34.1318 บาท/เหรียญสหรัฐฯ
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์และไบโอดีเซล เดือนตุลาคมมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอล 7 ราย มีปริมาณการผลิตและจำหน่ายรวม 0.67 และ 0.72 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ราคาเอทานอลแปลงสภาพไตรมาสที่ 1-4 ปี 2550 ลิตรละ 19.33 18.62 16.82 และ 15.29 บาท ตามลำดับ โดยราคาในไตรมาสที่ 1 ปี 2551 มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณ ลิตรละ 16.74 บาท ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ผลิต (31 ตุลาคม 2550) มีปริมาณรวม 24.22 ล้านลิตร โดยเดือนตุลาคม และในช่วงวันที่ 1 - 8 พฤศจิกายน มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ปริมาณ 4.67 และ 4.63 ล้านลิตรต่อวัน และแก๊สโซฮอล์ 91 ปริมาณ 0.93 และ 0.92 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ บริษัทค้าน้ำมันและสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 จำนวน 11 และ 3 บริษัท และจำนวน 3,661 และ 740 แห่ง ตามลำดับ สำหรับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 28.19 และ 27.39 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 3.50 บาทต่อลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 11,694 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,391 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,085 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 516 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 3,697 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2550
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ ภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. สำหรับปีงบประมาณ 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2549 ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2550 - 2552โดยแบ่งงบประมาณ ปีละ 30 ล้านบาท ในกรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 90 ล้านบาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2549 ทั้งนี้ ในการจัดสรรงบประมาณปี 2550 ให้คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ ในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ ให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศทั้งระยะสั้นและระยะยาว เพื่อให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เกิดประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน สำหรับปีงบประมาณ 2550 ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 22,793,281 บาท ประกอบด้วย 1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม จำนวนเงิน 14,514,690 บาท 2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา จำนวนเงิน 5,929,000 บาท 3) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวนเงิน 2,049,591 บาท และ 4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวนเงิน 300,000 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,588,738.01 บาท ผูกพันไปปี 2551 ในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม เป็นจำนวนเงิน 6,477,090.94 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2550 มีสินทรัพย์สุทธิ 421,830,816.09 บาท และรายได้ สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 7,664,166.35 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 118 - วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 9/2550 (ครั้งที่ 118)
วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด-นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2.แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
3.การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
5.ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
6.การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้มีมติ (1) เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว
3. ตามประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ IPP ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการฯ ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการ IPP และเสนอผลการประเมินคัดเลือกให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นประธาน มีผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ เป็นอนุกรรมการ และผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สรุปได้ดังนี้
4.1 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. และคณะอนุกรรมการฯ ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2550 โดยเปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 กำหนดรับซองข้อเสนอโครงการ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 กำหนดการประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและข้อเสนอทางด้านการเงินแล้วเสร็จ ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2550 และธันวาคม 2550 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดว่าจะลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2551 เพื่อให้โครงการจัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) ภายในเดือนมิถุนายน 2552 และเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในเดือนมิถุนายน 2552 ซึ่งจะทำให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) ได้ทันในปี 2555-2557 ทั้งนี้ ได้จัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 3,200 MW โดยมี COD ดังนี้ (1) ปี พ.ศ. 2555 (ธ.ค. 54-มี.ค. 55) จำนวน 800 เมกะวัตต์ (2) ปี พ.ศ. 2556 (ธ.ค.55-มี.ค. 56) 800 เมกะวัตต์ และ (3) ปี พ.ศ. 2557 (ธ.ค. 56-มี.ค. 57) 1,600 เมกะวัตต์
4.2 ณ วันที่ 27 กรกฎาคม 2550 ซึ่งเป็นวันปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวมจำนวน 60 ราย และเมื่อครบกำหนดการยื่นข้อเสนอเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2550 ปรากฏว่ามีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,407 เมกะวัตต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 14 ราย 13,807 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 6 ราย 3,600 เมกะวัตต์
4.3 คณะอนุกรรมการฯ ใช้คู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในราย ละเอียดที่สอดคล้องกับ RFP-Instructions เป็นแนวทางในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยแบ่งการประเมินเป็นการตรวจสอบความถูกต้องครบถ้วนของเอกสารการประมูลแข่ง ขัน (Compliance check) การประเมินทางด้านเทคนิค การเงิน และกฎหมาย นอกจากนี้ ในเอกสารเชิญชวนผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA) ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ภายในระยะเวลา 30 วัน หลังจากวันยื่นข้อเสนอโครงการ กล่าวคือ ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 และผู้ที่ผ่านการประเมินและคัดเลือกจะสามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อโครงการได้รับอนุมัติรายงาน EIA จากคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ภายในวันที่ 30 กันยายน 2551
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการแล้วเสร็จ และได้นำเสนอ รมว.พน. ซึ่งได้เห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกทางด้านเทคนิคและทางด้านการเงินของ โครงการฯ แล้ว สรุปสาระสำคัญของผลการประเมินและคัดเลือก ได้ดังนี้
5.1 ผลการประเมินและคัดเลือกด้านเทคนิค
5.1.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิค ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคแบบผ่านหรือไม่ผ่าน แบ่งเป็น 3 ด้าน คือ เทคนิค การเงิน และกฎหมาย ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) พิจารณาสถานที่ตั้งโครงการ การพัฒนาโครงการและกำหนดการพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง
(2) พิจารณาความน่าเชื่อถือและความสามารถของผู้ลงทุนที่สามารถจัดหาเงินกู้ โครงการได้ หากผู้ยื่นข้อเสนอมีหนังสือจากสถาบันการเงินว่าจะเป็นผู้สนับสนุนให้เงินกู้ ได้ ก็จะเป็นข้อได้เปรียบในการพิจารณา ตลอดจนประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้าที่ผ่านมาของผู้ลงทุน
(3) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจัดส่งเอกสารการถือครองที่ดินโครงการ โดยอาจเป็นที่ดินที่ซื้อมาหรือเช่าก็ได้
(4) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าได้หรือไม่ โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ยืนยันว่าโครงการสามารถเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ได้
(5) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติสามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. ได้หรือไม่ โดยให้ บมจ. ปตท. เป็นผู้ยืนยัน
(6) เจ้าของโครงการต้องยื่นรายงาน EIA ต่อ สผ. ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 โดย EIA จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สผ. ภายใน เดือนกันยายน 2551
(7) เทคโนโลยีและขนาดโรงไฟฟ้า
(8) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอหนังสือแสดงเจตจำนง (Letter of Intent) จากผู้จำหน่ายเชื้อเพลิงว่าสามารถที่จะจัดหาเชื้อเพลิงให้กับโครงการได้ รวมทั้งแผนการจัดหาเชื้อเพลิง
5.1.2 ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคจำนวน 17 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 15,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ รมว.พน ได้ให้ความเห็นชอบ และ สนพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคแล้ว เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 และ ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิค มีผู้ไม่ผ่านการประเมิน 3 ราย ซึ่ง สนพ. ได้แจ้งให้ผู้ที่ไม่ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคทราบแล้ว เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2550 ดังนี้
(1) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่งไม่ผ่านการคัดเลือกเนื่องจากมีสถานภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. ร้องเรียนขอความเป็นธรรม โดยชี้แจงว่าบริษัทฯ มีคุณสมบัติครบถ้วนตามเงื่อนไขของเอกสาร RFP Package และมิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ตามที่กำหนดไว้ในเอกสาร RFP Package ซึ่งได้มีการกำหนดให้ใช้นิยาม "รัฐวิสาหกิจ" ตาม พ.ร.บ. การบริหารหนี้สาธารณะ พ.ศ 2548 โดย รมว.พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในเรื่องดังกล่าว และ คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นควรให้นำเสนอกระทรวงพลังงานนำข้อร้องเรียนของบริษัทฯ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตีความ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตีความแล้ว
(2) บริษัท ไทย แนชั่นแนล เพาเวอร์ จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากผู้ลงทุนไม่ได้เสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ซึ่งเป็นสาระสำคัญใน RFP Package ที่กำหนดให้ผู้ลงทุนจะต้องเสนอในข้อเสนอด้านเทคนิค และเอกสารแนบท้ายร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ลงทุนได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการฯ เพื่อขอคืนหลักค้ำประกันแล้ว
(3) บริษัท แนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากเสนอ ข้อเสนอด้านราคาค่าไฟฟ้าเข้ามาในข้อเสนอทางด้านเทคนิคด้วย ซึ่งตามเงื่อนไขใน RFP โดยบริษัทฯ ได้มีหนังสือถึง รมว.พน เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 เพื่อชี้แจงและร้องเรียน ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เชิญผู้แทนบริษัทฯ มาเพื่อรับฟังการชี้แจงข้อร้องเรียนและดูข้อเสนอโครงการทางด้านเทคนิคที่มี Compact Disc ด้านการเงินรวมอยู่ด้วย ซึ่งบริษัทฯ ได้ยืนยันว่า Compact Disc มีข้อมูลด้านราคาของบริษัทฯ จริง
5.2 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านการเงิน
5.2.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านการเงิน ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งจะต้องเสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) อย่างน้อย 1 SCOD (Fixed SCOD) ในช่วงปี 2555-2557 และสามารถเสนอทางเลือก ได้อีก 2 SCODs ในปีที่ต่างกัน (Alternative SCODs) โดยระบุอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละ SCOD ที่เสนอด้วย
(2) การประเมินด้านราคาใช้แบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) ซึ่งจะพิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price:LUP ) ของแต่ละปี SCOD ที่ผู้ยื่นข้อเสนอได้เสนอมา
(3) ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
- APR1 (Availability Payment Receivable 1): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ดอกเบี้ยซึ่งรวมดอกเบี้ยระหว่างการก่อสร้าง และผลตอบแทนในส่วนของผู้ถือหุ้น
- APR2 (Availability Payment Receivable 2): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา ค่าอะไหล่ และค่าประกันภัย
- AFC (Added Facility Charge): เป็นค่าใช้จ่ายต้นทุนค่าระบบส่งจากโครงการถึงสถานีไฟฟ้าของ กฟผ. (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งรวมถึงค่าใช้จ่าย Right of Way ด้วย
- EP (Energy Payment: EP): เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริง ตามที่โรงไฟฟ้าใช้โดยขึ้นกับการรับประกันค่าความสิ้นเปลืองการใช้เชื้อเพลิง (Heat Rate) ตามที่ระบุในข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา
5.2.2 ในการเปิดข้อเสนอทางด้านราคาของโครงการที่ผ่านการประเมินข้อเสนอทางด้าน เทคนิคจำนวน 17 โครงการ พบว่ามีข้อเสนอราคารวม 36 ทางเลือก โดยได้มีการตรวจสอบแบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) และข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) ของผู้ยื่นข้อเสนอแต่ละโครงการ และตรวจสอบค่าไฟฟ้า เฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (LUP) เพื่อให้ได้ราคาที่ถูกต้องภายใต้สมมติฐานที่สอดคล้องกับ Financial Proposal
5.2.3 เมื่อคำนวณราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการแล้ว จะเรียงลำดับราคาตามข้อเสนอของผู้ยื่นข้อเสนอจากราคาต่ำสุดไปยังราคาสูงสุด และแสดงกำลังการผลิตในแต่ละปี เพื่อพิจารณาคัดเลือกต่อไป โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นและมติ ดังนี้
(1) พิจารณาคัดเลือกโครงการตามค่าไฟฟ้าเฉลี่ยฯ ที่ต่ำที่สุดในแต่ละปี พบว่า โครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2555 และ 2556 เป็นโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 1,200 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นร้อยละ 37.5 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล โดยที่โครงการด้านถ่านหินมีความไม่แน่นอนสูง จากการอาจไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชนในพื้นที่ ซึ่งทำให้การก่อสร้างเกิดความล่าช้า ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามเวลาที่กำหนด นอกจากนี้ หากโครงการไม่สามารถดำเนินการได้จะกระทบความมั่นคงด้านการจัดหาไฟฟ้า และจากข้อมูลการเปิดประมูลแข่งขันโครงการ IPP ครั้งที่ผ่านมาในปี 2537 พบว่าการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน ประสบผลสำเร็จเพียง 1 โครงการจาก 3 โครงการที่ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น ในการกระจายประเภทเชื้อเพลิงของโครงการจึงพิจารณาคัดเลือกกำลังการผลิตไฟฟ้า จากถ่านหินในระดับ 1 ใน 3 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล สำหรับโครงการที่มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่ำที่สุดถัดมาเป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ
เมื่อพิจารณาโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในลำดับถัดไปแล้ว คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นควรให้พิจารณาคัดเลือกโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงใน ช่วงปี 2555 และ 2556 ไว้ด้วย ซึ่งจะส่งผลให้กำลังการผลิตรวมเป็น 4,400 เมกะวัตต์ และจะทำให้กำลังการผลิตในปีแรกและปีที่ 2 สูงกว่าเป้าหมาย แต่มีข้อดีคือได้กำลังการผลิตกระจายครบทั้ง 3 ปี คือ 2555-2557 และสอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับการคัดเลือก
โครงการที่ | โรงไฟฟ้า | โครงสร้างผู้ถือหุ้น | เชื้อเพลิง | กำลังการผลิต (MW) |
กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) |
1 | GHECO-One | GLOW IPP2 = 65% Hemaraj = 35% |
Coal | 660 | ต.ค. 2554 |
2 | National Power supply (NPS) | NPS = 99.99% 6 Thai Individuals =0.01% |
Coal | 540 | พ.ย. 2555/ มี.ค. 2556 |
3 | Siam Energy | Gulf JP = 99.94% 6 Thai Individuals =0.06% |
Gas | 1,600 | มี.ค. 2555/ ก.ย. 2555 |
4 | Power Generation Supply | Gulf JP = 99.94% Individual Investors =0.06% |
Gas | 1,600 | ก.ย. 2556/ มี.ค. 2557 |
รวม | 4,400 |
(2) นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการของโครงการ IPP ที่ยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ กับราคาจากการประมูลแข่งขันเมื่อปี พ.ศ. 2537 แล้ว พบว่า ค่า AP ของโครงการถ่านหินจะสูงกว่าโครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2537 ในขณะที่ค่า AP สำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ จากการประมูลในครั้งนี้จะต่ำกว่าราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันในปี 2537 มาก ทั้งนี้ หากเปรียบเทียบจาก EP ณ ราคาก๊าซธรรมชาติเดียวกัน เช่น ณ ราคา 203 บาทต่อล้านบีทียู จะพบว่า ค่า EP มีค่าใกล้เคียงกันมาก ดังนั้น เมื่อพิจารณาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (AP+EP) แล้วพบว่า โครงการก๊าซธรรมชาติจากการประมูลในรอบนี้จะถูกกว่าการประมูลในปี 2537 ประมาณ 15 สตางค์ต่อหน่วย
การคัดเลือกโครงการตามข้อ (1) เป็นทางเลือกที่เหมาะสม สอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม จากกำลังการผลิตรวม 4,400 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ กำลังการผลิตที่รับซื้อที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ในการจัดหาไฟฟ้าได้ในราคาที่ต่ำ และทำให้ไม่ต้องมีการเปิดประมูลใหม่ในปี 2558 ด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. รับไปลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และหากจำเป็นให้สามารถเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อปรับวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามสัญญา (SCOD) เพื่อรักษากำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นที่ยอมรับของทั้งสองฝ่าย
3.เห็นชอบให้กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าว่าสัญญาจะมีผลบังคับใช้ (Condition Precedent) เมื่อผู้ลงทุนได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแล้ว
4.เห็นชอบให้การประมูลรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในครั้งต่อไป เป็นการประมูลสำหรับช่วงปี 2559 - 2561 แทนกำหนดการเดิมซึ่งจะเปิดประมูลในช่วงปี 2558-2560
5.เห็นควรให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รับความเห็นของที่ประชุมตามรายละเอียดในข้อ 3 ไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป (2) ให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน (3) ในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยให้จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน (4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป (5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป และ (6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกกำหนดให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2550 คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ และคณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ได้ประชุมร่วมกัน เพื่อพิจารณารายละเอียดของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ การจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ แนวทางการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) และที่ประชุมได้มีมติ 1) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ปรับปรุงร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ ให้เป็นฉบับสมบูรณ์เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป และ 2) เห็นชอบโครงสร้างบทบาทหน้าที่สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และมอบ หมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดต่อไป
3. คณะอนุกรรมการแผนงานด้านสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะได้จัดทำข้อเสนอการ จัดประชุมตามโครงการการมีส่วนร่วมแห่งชาติ (National Participation Program) โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เพื่อดำเนินการให้ข้อมูลด้านพลังงานนิวเคลียร์แก่ทุกส่วนที่เกี่ยวข้อง รับฟังความคิดเห็น และให้ประชาชนได้มีส่วนร่วม โดยจะจัดสัมมนาจำนวน 8 ครั้ง ในเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2551 ในวงเงินงบประมาณ จำนวน 5 ล้านบาท
4. สรุปสาระสำคัญของแผนการดำเนินงานและงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก พ.ศ. 2551 - 2553 ประกอบด้วย
(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ ซึ่งจะใช้งบประมาณดำเนินการในช่วง 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท (ปีละ 30 ล้านบาท) โดยมีกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ คือ 1) ศึกษาและปรับปรุงกฎหมายด้านความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ระดับสากล และพันธกรณีทางนิวเคลียร์ต่างๆ เปรียบเทียบกับกฎหมายไทยปัจจุบัน 2) จัดทำกฎกระทรวงหรือมาตรฐานหรือกฎระเบียบ หรือแนวทางปฏิบัติเกี่ยวกับความปลอดภัยและจัดตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 3) เสนอกฎกระทรวง เกณฑ์มาตรฐาน แนวปฏิบัติให้คณะกรรมการและผู้ทรงคุณวุฒิให้ความเห็นชอบ ประชาพิจารณ์ แนวทางกำกับดูแลความปลอดภัยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4) ทำการวิเคราะห์ และวิจัยด้านการกำกับดูแล และความปลอดภัยนิวเคลียร์ และ 5) บริหารองค์กรความรู้ด้านการกำกับดูแล และถ่ายทอดเทคโนโลยีด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์
(2) แผนงานด้านโครงสร้างอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ จะใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 10 ล้านบาท ระยะ 3 ปี เป็นเงินรวม 30 ล้านบาท โดยจะดำเนินกิจกรรม ได้แก่ 1) สำรวจข้อมูลอุตสาหกรรมและมาตรฐานอุตสาหกรรมเพื่อเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ 2) สัมมนาระดมความคิดเห็นในอุตสาหกรรมทั้ง 5 กลุ่ม และ 3) วิเคราะห์และประเมินผลและจัดทำรายงานสรุปผลการศึกษา
(3) แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ ใช้งบประมาณ 3 ปี เป็นเงินรวม 195 ล้านบาท (ปีละ 65 ล้านบาท) และจะดำเนินการพัฒนาบุคลากรต่างๆ ดังนี้ 1) กลุ่มนโยบายและแผน (กระทรวงพลังงาน, สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, สำนักพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) จำนวน 35 คน/ปี 2) กลุ่มพัฒนาเทคโนโลยี และถ่ายทอดเทคโนโลยี จำนวน 100 คน/ปี 3) กลุ่มกฎหมายและการกำกับดูแล จำนวน 100 คน/ปี 4) กลุ่มการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน 60 คน/ปี 5) กลุ่มพัฒนาสังคมและบริการสาธารณะ จำนวน 20 คน/ปี และ 6) ผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ เช่น IAEA, Japan, Korea, China, France, USA ฯ จำนวน 30 คน/ปี
(4) แผนงานด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม ใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 30 ล้านบาท ระยะ 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท ประกอบด้วย กิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) จัดทำแนวทางการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และการประเมินผลกระทบเชิงพื้นที่ 2) ปรับปรุงกฎหมายสิ่งแวดล้อมฯ จากการพัฒนาโครงการ และ 3) แผนในการป้องกันและบรรเทาสาธารณภัยและแผนฉุกเฉิน
(5) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการมีส่วนร่วมของประชาชน ใช้งบประมาณดำเนินการโดยเฉลี่ยประมาณปีละ 200 ล้านบาท รวม 3 ปี เป็นเงิน 625 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) โครงการสร้างความรู้ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน 2) งานสำรวจและวิจัยทัศนคติ 3) งานผลิตสื่อและการซื้อสื่อ 4) งานส่งเสริมและเผยแพร่ 5) งานกิจกรรมพิเศษ และ 6) งานอำนวยการ
(6) แผนงานด้านการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จะใช้งบประมาณดำเนินการปีละประมาณเฉลี่ย 80 ล้านบาท รวม 3 ปี 240 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ 1) การศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ (Feasibility Study) 2) การสำรวจและการเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า (Site Survey and Selection) 3) การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment, EIA) 4) การพัฒนาบุคลากร (Human Resource Development) และ 5) ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดการและเงินเดือนพนักงาน (Administration Cost and Wage)
(7) จัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) ซึ่งใช้ระยะเวลาดำเนินการ 3 ปี วงเงิน 75 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วย ค่างบบุคลากร งบดำเนินการ งบลงทุน และรายจ่ายอื่นๆ
5. คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 ได้มีมติรับทราบมติของ กพช. และให้คณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ดังที่กล่าวไว้แล้วในข้อ 4 ซึ่งคาดว่า จะใช้งบประมาณ 1,345 ล้านบาท ประกอบด้วย
แผนงาน | งบประมาณ (ล้านบาท) | ||
ปี 2551 | ปี 2552 | ปี 2553 | |
1. แผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
2. แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ | 10.0 | 10.0 | 10.0 |
3. แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ | 65.0 | 65.0 | 65.0 |
4. แผนงานด้านความปลอดภัย และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
5. แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน | 185.0 | 200.0 | 240.0 |
6. แผนงานด้านการการวางแผนการดำเนินการโครงการไฟฟ้านิวเคลียร์ | 70.0 | 90.0 | 80.0 |
7. การจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรายปี | 415.0 | 450.0 | 480.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรวม 3 ปี | 1,345.00 |
6. สำหรับงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแผนทั้งหมด ส่วนหนึ่งจะได้จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 750 ล้านบาท และจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จำนวน 595 ล้านบาท ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 โดยอนุมัติให้จัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. เพื่อเป็นเงินช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงิน 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท
7. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ ได้สรุปขั้นตอนสำคัญของแผนงานโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ตามแผนจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ (NPIEP) ตลอดระยะเวลา 15 ปีของแผนฯ คือ พ.ศ. 2550 - 2564 ไว้ ซึ่งแบ่งเป็น 5 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 0.1 เป็นการเตรียมการขั้นต้น (เตรียมการศึกษา) ระยะเวลา 1 ปี (ปี 2550) ระยะที่ 1 เป็นเตรียมเริ่มโครงการ (เตรียมการตัดสินใจ) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2551 - 2554) ระยะที่ 2 เป็นการจัดทำโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (เตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2554 - 2557) ระยะที่ 3 การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ระยะเวลา 6 ปี (ปี 2557 - 2563) และระยะที่ 4 เดินเครื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เริ่มในปี 2563
8. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้นำเสนอแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ฉบับสมบูรณ์ และการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดย
(1) ปรับโครงสร้างการบริหารจากระดับสำนักตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. ไปแล้วเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับสำนักงาน โดยเป็นหน่วยงานชั่วคราวในกระทรวงพลังงานและให้ยืมตัวข้าราชการในกระทรวง พลังงานมาปฏิบัติหน้าที่ตามความเหมาะสม โดยใช้ชื่อว่า "สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์" และมีชื่อย่อว่า "สพน." โดยมีโครงสร้างบริหารประกอบด้วย
(2) เห็นควรมอบหมายให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
9. เนื่องจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้หมดภาระหน้าที่ลง หลังจากที่ได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์เสร็จเรียบร้อยแล้ว ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และเพื่อให้การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เกิดผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมายของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ สนพ. จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมี นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 19 คน เป็นกรรมการ โดยคณะกรรมการมีหน้าที่กำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ร่วมกำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินการของคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์
เห็นชอบ "แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์" ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ได้ดำเนินการปรับปรุงแล้ว
2.เห็นชอบการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
3.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้าง พื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำเสนอประธาน กพช. ลงนามต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) แผนหลัก โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่ซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก โดยให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอ ต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติอนุมัติตามขั้นตอนต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป (2) เห็นชอบกรอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 โดยเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไปลงนามกับผู้ลงทุนต่อไป
4. การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) โดยนำโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ที่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานที่ชัดเจนระบุเป็นโครงการในแผน PDP 2007 ตลอดจน ปรับปรุงการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้สอดคล้องการดำเนินงานที่เกิดขึ้นจริง ดังนี้
4.1 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 6 โครงการ ดังนี้
(1) โครงการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและอยู่ระหว่าง เจรจาจัดทำสัญญา จำนวน 5 โครงการ ประกอบด้วย 1) เทิน-หินบุนส่วนขยาย กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2555 2) น้ำงึม 3 กำลังผลิต 440 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2556 3) น้ำเทิน 1 กำลังผลิต 523 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 4) น้ำเงี้ยบ กำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 และ 5) น้ำอู กำลังผลิตรวม 1,043 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย น้ำอู 1 กำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2557 และน้ำอู 2 กำลังผลิต 843 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2558
(2) โครงการที่อยู่ระหว่างเจรจาอัตราค่าไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตรวม 1,470 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) หงสา 1 กำลังผลิต 490 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2556 และ 2) หงสา 2-3 กำลังผลิตรวม 980 เมกะวัตต์ (2 x 490 เมกะวัตต์) เริ่มจ่ายไฟฟ้าได้ภายในปี 2557 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้ให้ความเห็นชอบค่าไฟฟ้าและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 และคาดว่าจะสามารถนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในการประชุมครั้งต่อไป
4.2 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ 1) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จากการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ ได้ข้อยุติการประเมินในเบื้องต้นแล้ว จึงเห็นควรนำกำลังการผลิตจากการประเมินโครงการ IPP เบื้องต้นดังกล่าวมาปรับปรุงในแผน PDP 2007 และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm จากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้จำนวน 1,030 เมกะวัตต์ โดยจากการประเมินและคัดเลือก SPP ในช่วงแรก พบว่า มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 1,095 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) ระบบ Cogeneration จำนวน 760 เมกะวัตต์ และ (2) พลังงานหมุนเวียน จำนวน 335 เมกะวัตต์ จึงเห็นควรปรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อในแต่ละปีให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ปัจจุบัน
4.3 โครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. โดย กฟผ. ได้พิจารณาปรับเลื่อนโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหินของ กฟผ. ให้สอดคล้องกับการดำเนินงานที่แท้จริงออกไปจากกำหนดการเดิมในปี 2557 อีก 1 ปี และเนื่องจากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของ บมจ.ปตท. ยังไม่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับแผน PDP 2007 แผนหลัก โดยพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
ทั้งนี้ แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่า ร้อยละ 21 ในบางปี คือปี 2556 -2557 ซึ่งเป็นระดับที่มีความเหมาะสมตามสถานการณ์ปัจจุบันที่ได้คำนึงถึงความไม่ แน่นอนของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศที่ยังอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้า และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของ IPP บางโครงการที่อาจได้รับการคัดค้านจากประชาชน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโครงการออกไปในระดับหนึ่งแล้ว นอกจากนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงปริมาณการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ดังกล่าว ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติ/LNG และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการต่างๆ ในปัจจุบัน โดยนำค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm มาคำนึงถึงในการประมาณการปริมาณการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวด้วยแล้ว
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) เป็นดังนี้
6. กำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2559-2564 ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งมีกำลังการผลิตใหม่จาก IPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จำนวน 1,400 และ 8,690 เมกะวัตต์ ตามลำดับ รวมจำนวน 10,090 เมกะวัตต์ ปัจจุบันยังไม่มีความชัดเจนจึงยังไม่สามารถระบุรายชื่อโครงการได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานมีความยืดหยุ่นในการปรับปรุงปริมาณการรับซื้อ จาก IPP และการ รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบกำลังการผลิต 10,090 เมกะวัตต์ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจะได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) ในรายละเอียดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.87 และ 92.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.75 และ 10.06 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอ่อนตัวลงมากและแผ่นดินไหวในประเทศอิหร่าน ประกอบกับ PIRA คาดว่าปริมาณการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในปลายเดือนพฤศจิกายนจะเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และญี่ปุ่นจะลดลงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 - 15 รวมทั้งปัญหาความไม่แน่นอนของสถานการณ์การเมืองในประเทศผู้ผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.29, 98.94 และ 106.97 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 11.58, 11.48 และ 11.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวจากโรงกลั่น Gonfreville (328,000 บาร์เรล/วัน) ประเทศฝรั่งเศสเลื่อนกำหนดการเริ่มเดินเครื่องใหม่ออกไปอีก 1 สัปดาห์ ประกอบกับ อุปทานในจีนยังคงตึงตัวเนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันของจีนลดกำลังการกลั่นจาก ปัญหาค่าการกลั่นติดลบ รวมทั้งโรงกลั่นของบริษัท Pak - Arab Refinery Ltd. ได้เลื่อนกำหนดการเดินเครื่องใหม่จากต้นเดือนธันวาคม 2550 เป็นปลายธันวาคม 2550 ถึงกลางเดือนมกราคม 2551 และโรงกลั่น Yokkaichi (175,000 บาร์เรล/วัน) ของญี่ปุ่นได้เลื่อนการเดินเครื่องใหม่หน่วยผลิต (13,500 บาร์เรล/วัน) ออกไปอย่างไม่มีกำหนด ซึ่งทำให้ราคาน้ำมันดีเซล 0.5%S ทำสถิติอยู่ในระดับสูงสุดอีกครั้งที่ 111.120 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
3. ราคาน้ำมันขายปลีก เดือนพฤศจิกายน 2550 รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลลง 0.40 บาท/ลิตร และได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซล อีก 2 ครั้งๆ ละ 0.20 บาท/ลิตร แม้รัฐจะปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ผู้ค้าน้ำมันต้องปรับราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 32.89 , 31.59 , 28.89 , 28.09 , 29.34 และ 28.34 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 0.40 บาท/ลิตร ในวันที่ 5 ธันวาคม 2550 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 5 ธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 32.49 , 31.19 , 28.49 , 27.69 , 28.94 และ 27.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันจะยังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นสำหรับฤดูหนาว รวมทั้งสภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอเมริกาที่อ่อนค่าลงอย่าง ต่อเนื่อง และความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาวและใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.9962 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.9263 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 276.07 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 7.1809 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 53.86 ล้านบาท/เดือน สำหรับเดือนธันวาคมราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 130 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 870 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และจากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่งและให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั้งประเทศ โดยเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ประกาศยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG และเก็บเงินส่งเข้ากองทุน 0.29 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีก LPG ปรับสูงขึ้น 1.20 บาท/กก. จาก 16.81 บาท/กก. เป็น 18.01 บาท/กก. โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.8964 บาท/กก. และราคาขายส่ง ณ คลังไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.5784 บาท/กก.
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในช่วงที่ผ่าน มา ดังนี้ 1) มาตรการรณรงค์ประชาสัมพันธ์ โดยบริษัทน้ำมันและบริษัทผลิตรถยนต์ได้ออกมารับประกันการซ่อมฟรีหากเกิดความ เสียหายกับเครื่องยนต์ 2) มาตรการจูงใจด้านผู้บริโภค โดยการส่งเสริมด้านราคาด้วยการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซินให้สูงกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ 91 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2546 เป็นต้นมาถึงจนปัจจุบัน และในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนพฤศจิกายน 2550 ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 3.50 บาท/ลิตร ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 28.89 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 ที่ 4.00 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ 28.09 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 3.50 บาท/ลิตร และ 3) มาตรการจูงใจด้านผู้จำหน่าย โดยปรับเพิ่มค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 50 สตางค์ เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 โดยได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล ลงอีกลิตรละ 0.20 บาท และต่อมาได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีก 0.40 บาท ตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ทำให้ในปัจจุบันค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 80 สตางค์
การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล จากปลายปี 2547 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 0.24 ล้านลิตร/วัน และปี 2550 อัตราการจำหน่ายได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้น จากผลสำเร็จของมาตรการส่งเสริมแก๊สโซฮอล จนถึงปัจจุบันเดือนพฤศจิกายน 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.03 ล้านลิตร/วัน และมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,743 แห่ง
7. กระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลัง ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายรถยนต์ที่สามารถใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป ซึ่งขณะนี้อยู่ในระหว่างนำลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยผู้ผลิตรถยนต์ได้ประมาณการว่าเมื่อสิ้นปี 2551 จะจำหน่ายรถยนต์ อี20 ได้ 60,000 คัน โดยจะมีรถยนต์ อี20 เพิ่มขึ้นประมาณ เดือนละ 5,000 คัน ซึ่งมีค่ายรถยนต์ ฮอนด้า และฟอร์ดได้เปิดตัวรถยนต์ อี20 แล้ว นอกจากนี้ ความต้องการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ในช่วงเดือนแรกจะมีรถยนต์ อี20 ออกมา 5,000 คัน จะใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ประมาณ 35,000 ลิตร/วัน โดยที่บริษัท บางจาก จะเริ่มจำหน่ายแก๊สโซฮอลตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 จะมีสถานีบริการ จำนวน 5 แห่ง และบริษัท ปตท. จะมีสถานีบริการใน กทม. จำนวน 5 - 10 แห่ง ในต้นปี 2551 และจะทยอยเปิดให้ครบ 20 แห่งภายในปี 2551
8. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณาเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันฯเพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ให้ไม่ต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน เช่นเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 รวมทั้งเห็นชอบให้ระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 ออกเทน 95 1.00 บาท/ลิตร และเมื่อถึงวันที่ 1 มกราคม 2551 จะมีน้ำมันแก๊สโซฮอล ออกมาจำหน่ายหลายชนิด ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ซึ่งเป็นชื่อที่ประกาศในมาตรฐานน้ำมัน และเพื่อไม่ทำให้ประชาชนเกิดความสับสน จึงเห็นควรเรียกชื่อน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้ 1) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 เป็น น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ควรใช้ชื่อเป็น น้ำมันอี20
อย่างไรก็ตาม การผลิตเอทานอล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพียง 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.03 ล้านลิตร/วัน และปริมาณจำหน่ายเอทานอล 0.72 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ราคาเอทานอล แปลงสภาพในไตรมาส 1, 2, 3, และ 4 ของปี 2550 มีราคาลิตรละ 19.33, 18.62, และ 15.29 บาท ตามลำดับ และ ราคาเอทานอลในไตรมาส 1 ปี 2551 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณลิตรละ 16.74 บาท
9. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพ จำนวน 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1,300,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคมและเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ 31.17 และ 35.03 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะเดียวกันการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนพฤศจิกายนมีจำนวน 2.85 ล้านลิตร/วัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 142,500 ลิตร/วัน โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก โดยมีสถานีบริการรวมทั้งสิ้นจำนวน 819 แห่ง แบ่งเป็น ปตท. 184 แห่ง และบางจาก 635 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.04 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย เท่ากับ 0.10 บาท/ลิตร
10. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 13,483 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,657 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,350 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 517 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 2,174 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความเป็นมา นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี และ กพช. ซึ่งศาลปกครองกลางได้รับคำฟ้องเป็นคดีหมายเลขดำที่ 231/2549 เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 โดยมีประเด็นคำฟ้องสรุปได้ ดังนี้ (1) ขอให้ยกเลิกเพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 และมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (2) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากล ที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย และ (3) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท
2. การดำเนินคดีทางปกครองแทน กพช. ประธาน กพช. (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการคดีแทน กพช. (ปัจจุบันคือ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค) โดยหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 ต่อมา ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้จัดทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้รับทราบความคืบหน้าการดำเนินคดีดังกล่าว โดยเห็นชอบตามที่ประธาน กพช. ดำเนินการแต่งตั้งพนักงานอัยการ และมอบหมายให้ประธาน กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี
3. ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
3.1 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่า ศาลได้ตรวจพิจารณาคำให้การเพิ่มเติมแล้วยังไม่มีรายละเอียดอย่างชัดแจ้ง จึงมีคำสั่งให้ ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสอง (ครม. และ กพช.) ทำคำให้การเพิ่มเติมอีกครั้ง โดยให้ผู้ถูกฟ้องคดีที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงทำคำให้การเพิ่มเติมใน แต่ละประเด็นที่ผู้ฟ้องคดีได้ทำคำคัดค้านคำให้การ ทั้งนี้ ให้ทำคำให้การเพิ่มเติมดังกล่าวในทุกประเด็น โดยมีรายละเอียดพร้อมพยานหลักฐานที่แสดงให้ศาลเห็นได้อย่างชัดแจ้ง ภายใน 15 วันนับแต่วันที่รับหมายนี้ (9 พฤศจิกายน 2550)
3.2 สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือถึง เลขาธิการ ครม. และ สนพ. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่าศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองจัดทำคำให้การอีก ครั้งยื่นต่อศาลปกครองกลาง ภายใน 15 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 23 พฤศจิกายน 2550 ซึ่งเลขาธิการ ครม. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 เพื่อมอบหมายให้ผู้ที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงจัดทำคำชี้แจงข้อเท็จ จริงเพิ่มเติม พร้อมพยานหลักฐาน ที่เกี่ยวข้องตามคำสั่งศาลส่งให้สำนักงานศาลปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุดต่อไป
3.3 สนพ. และกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 และวันที่ 21 พฤศจิกายน 2550 ตามลำดับ แจ้งว่าการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมแก้คำ คัดค้านคำให้การดังกล่าว จำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลายแห่ง จึงขอให้พิจารณาขอขยายระยะเวลาการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมออกไปจากกำหนดเวลา เดิมอีก 30 วัน
3.4 ศาลปกครองกลาง เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองขยายระยะเวลายื่นคำให้การเพิ่มเติม ออกไปถึงวันที่ 24 ธันวาคม 2550 ตามคำขอ ซึ่งขณะนี้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอยู่ระหว่างพิจารณาจัดทำเอกสารประกอบคำให้ การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
1. รัฐบาลได้มีนโยบายการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วมในกิจการ ผลิตไฟฟ้า โดยได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เมื่อปี 2535 เพื่อให้ กฟผ. สามารถ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานนอกรูปแบบและแหล่งพลังงานภายในประเทศให้ เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการลดการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
2. การดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผ่านมา การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ SPP โดยมี SPP 2 ราย คือ บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด และบริษัท น้ำตาลมิตรกาฬสินธุ์ จำกัด ที่ กฟภ. กำหนดให้ชำระค่าชดเชยการสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ให้กับ กฟภ. ขณะที่ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ได้กำหนดให้ SPP ต้องลงนามในสัญญาเพื่อจ่ายค่า Loss
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาและมีมติเรื่อง ผลกระทบของ SPP ต่อการสูญเสียพลังงานในระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss ยกเว้นในกรณี SPP จำนวน 2 ราย ที่ได้ทำสัญญาชดเชย Loss กับ กฟภ. แล้ว โดยให้ กฟภ. ปรับปรุงวิธีการคิดค่าชดเชย Loss และการคำนวณค่า Loss ที่เพิ่มขึ้นหรือลดลง ให้ใช้ Single Line Diagram และใช้ข้อมูลป้อนรายเดือน เป็นต้น ทั้งนี้ กรณี SPP ที่ได้ทำสัญญาชดเชยค่า Loss กับ กฟภ. แล้ว หากต้องการยกเลิกสัญญาต้องเป็นการยินยอมจากทั้ง 2 ฝ่าย หรืออาจตกลงกันว่าเมื่อค่า Loss มีค่าเป็นศูนย์ ให้ยุติ การคิดค่าชดเชย Loss
4. บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งให้ทราบว่า บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ กฟภ. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 และได้มีการจ่ายชดเชยค่า Loss ตั้งแต่เดือนกันยายน 2544 จนถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2549 และต่อมา กฟภ. ได้แจ้งบริษัทฯ ว่า เดือนมีนาคม - มิถุนายน 2549 ไม่มีหน่วยสูญเสีย บริษัทฯ จึงได้มีหนังสือถึง กฟภ. ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2549 เพื่อขอแก้ไขสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP โดยขอให้ กฟภ. พิจารณายกเลิกการเก็บค่าชดเชย Loss ซึ่ง กฟภ. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้คงข้อความตามสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP ของบริษัทฯ ไว้เหมือนเดิม
5.คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) โดยมีข้อคิดเห็น และมติของที่ประชุม ดังนี้
(1) ความเห็นและข้อเสนอแนะ 1) กระทรวงพลังงานยังคงนโยบายให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss เนื่องจากผลกระทบจากการเชื่อมโยงกับระบบของ SPP กับการไฟฟ้า จะขึ้นอยู่กับกำลังผลิตและตำแหน่งที่ตั้งของ SPP ซึ่งบางตำแหน่งอาจช่วยลด Loss ในระบบได้ โดยการไฟฟ้าสามารถกำหนดหลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบ และวิเคราะห์ตำแหน่งที่ตั้งและขนาดที่เหมาะสมของ SPP ก่อนอนุญาตให้เชื่อมโยงกับระบบได้อยู่แล้ว และ 2) ปัจจุบันได้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้น และมีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทำให้ในบางตำแหน่งอาจกระทบกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ ดังนั้น จึงเห็นควรพิจารณาทบทวน เรื่อง การเก็บค่าชดเชย Loss สำหรับ SPP และ VSPP โดยในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประสงค์ที่จะให้มีสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้องการคิดค่าชดเชย Loss ก็ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss บนหลักเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน กล่าวคือ ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss ในระบบที่เพิ่มขึ้นจาก SPP และ VSPP และมีการจ่ายค่าชดเชย Loss ในระบบของการไฟฟ้าที่ลดลงให้กับ SPP และ VSPP ด้วย
(2) มติของที่ประชุม โดย 1) เห็นชอบในหลักการให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss และ 2) เห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกการคิดค่าชดเชย Loss ตามสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของ SPP ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูญเสียมีค่าเป็นศูนย์แล้ว
6. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2547 ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้วินิจฉัยปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในประเด็นที่ไม่ใช่ปัญหาด้านนโยบาย เพื่อให้การแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติที่มีลักษณะดังกล่าวสามารถดำเนินการได้ อย่างคล่องตัวและรวดเร็ว และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบความเห็นและข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคต ของการไฟฟ้า ดังรายละเอียด ข้อ 5 (1) และเห็นชอบตามมติของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ดังรายละเอียดข้อ 5 (2) แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 119 - วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 10/2550 (ครั้งที่ 119)
วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
3.การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
4.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ
5.การกำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ภายใต้นโยบายและหลักการที่ ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการหงสาลิกไนต์ในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้มีการลงนามแล้ว
ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์แล้ว
3. โครงการหงสาลิกไนต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับไทย ในขณะที่โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ผ่านมาเป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำทั้งหมด ดังนั้น เงื่อนไขด้านเทคนิคและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการนี้จึงมีความแตกต่าง จากโครงการที่ผ่านมา สรุปรายละเอียดโครงการได้ ดังนี้
3.1 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ :
(1) โรงไฟฟ้า ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 40%) ราชบุรี (ถือหุ้น 40%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)
(2) เหมือง ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 37.5%) ราชบุรี (ถือหุ้น 37.5%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 25%)
3.2 กำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด 1,878 (3 X 626) เมกะวัตต์ กำลังผลิตสุทธิ 1,653 (3 X 551) เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย ณ ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์
3.3 ระบบส่ง จะมีการก่อสร้างสายส่งขนาด 500 กิโลโวลต์ เพื่อไปรับซื้อไฟฟ้าจาก สฟ. แม่เมาะ ไปถึงชายแดน จ. น่าน เป็นระยะทางประมาณ 245 กิโลเมตร
3.4 กำหนดแล้วเสร็จสายส่งในฝั่งไทย คือ วันที่ 1 กันยายน 2555
3.5 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) : Unit 1 : 1 มีนาคม 2556; Unit 2 : 1 สิงหาคม 2556 และ Unit 3 : 1 ธันวาคม 2556
4. สาระสำคัญของร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์
ร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์ มีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้ผ่านการพิจารณาโดยสำนักงานอัยการสูงสุดและมีการลงนามแล้ว โดย MOU โครงการนี้จะมีความแตกต่างเฉพาะอัตราค่าไฟฟ้าและข้อมูลเทคนิคของโรงไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด
4.2 โครงการหงสาลิกไนต์เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป.ลาว
4.3 บริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
4.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว (or Standing Committee of National Assembly) เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้
-กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม
-บริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม
-MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบตามที่ระบุข้างต้น
4.6 โครงการมีกำลังผลิตสุทธิที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ โดยขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย 1,473 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การที่จะขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว จะต้องมีระบบป้องกันที่จะไม่กระทบอีกฝ่ายหนึ่ง
4.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) สรุปได้ดังนี้
-Availability Payment (AP) = 1.225 บาท/หน่วย
-Energy Payment (EP) = 0.825 บาท/หน่วย
-รวม AP + EP = 2.050 บาท/หน่วย
-Pre COD Energy Tariff = 0.6125+EP บาท/หน่วย
-Test Energy Tariff (ก่อนและหลัง COD) = 0.800 บาท/หน่วย
4.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) ของเครื่องที่จำหน่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำเทิน 1 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ยกเว้นการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและด้านเทคนิคจะมีการปรับใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โรงไฟฟ้าพลังความร้อนตามที่เป็นเอกสารส่วนหนึ่งของประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบ ใหม่ของไทยในปี 2550
4.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน
1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป
3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.11 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.12 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้
-Scheduled Financial Close Date (SFCD) : 31 ธันวาคม 2551
-Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 44 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง
-Unit 1: 50 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Unit 2: 55 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Unit 3 : 59 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.13 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
-วันลงนามสัญญาฯ : 21 Million USD
-วัน Financial Close Date : 53 Million USD
-วัน COD : 47 Million USD
-วันครบรอบ COD 13 ปี : 16 Million USD
4.14 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ใช้ร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสา ลิกไนต์ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้ อย่างเหมาะสมได้ เนื่องจากโครงการหงสาลิกไนต์เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ตั้งอยู่ใน ต่างประเทศ แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เดิมพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มีการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมันเท่านั้น สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติได้กำกับดูแลตามประกาศของคณะ ปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม พ.ศ. 2514 และตามพระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 ต่อมาได้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 โดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อให้น้ำมันมีความหมายรวมถึงก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ
2. กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546 แก้ไขเพิ่มเติมโดยกฎกระทรวงฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2547 ได้กำหนดการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมัน ดังนั้นเมื่อมีการเพิ่มเติมให้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ มาอยู่ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จึงจำเป็นต้องมีการปรับปรุงแก้ไขกฎกระทรวงดังกล่าว เพื่อให้สามารถกำกับดูแลครอบคลุมทั้งก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติด้วย
3. กรมธุรกิจพลังงาน ได้ยกร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับ การแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... เพื่อให้ครอบคลุมทั้งน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกฎกระทรวงดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาเห็นชอบจากคณะกรรมการควบคุมน้ำมัน เชื้อเพลิง และคณะกรรมการพัฒนากฎหมายกระทรวงพลังงานแล้วเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2550 และ 12 ธันวาคม 2550 ตามลำดับ
4. กฎกระทรวง มีสาระสำคัญ โดยสรุปได้ดังนี้ 1) กำหนดลักษณะของภาชนะบรรจุและลักษณะของสถานประกอบกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ 2) กำหนดประเภทและลักษณะกิจการควบคุมของสถานประกอบกิจการ แบ่งเป็น 3 ประเภท โดยกิจการควบคุมประเภทที่ 1 เป็นกิจการที่สามารถประกอบกิจการได้ทันที มี 2 กิจการ กิจการควบคุมประเภทที่ 2 เป็นกิจการที่เมื่อจะประกอบกิจการต้องแจ้งให้พนักงานเจ้าหน้าที่ทราบก่อน มี 7 กิจการ และกิจการควบคุมประเภทที่ 3 เป็นกิจการที่ต้องได้รับอนุญาตจากผู้อนุญาตก่อน จึงจะประกอบกิจการได้ มี 23 กิจการ 3) กำหนดหลักเกณฑ์วิธีการแจ้งและการอนุญาตให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) กำหนดอัตราค่าธรรมเนียม สำหรับกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งกำหนดบทเฉพาะกาล เพื่อรองรับกิจการก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติที่ประกอบกิจการก่อนกฎกระทรวงมีผลใช้บังคับให้สามารถประกอบ กิจการ ต่อไปได้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ตามข้อ 4
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 3 การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังการใช้หนี้หมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้แก่กองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียงพอแล้ว ก็ให้ เพิ่มการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศ กพช. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯและนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติ กพช. โดยให้กระทำในวันเดียวกันต่อไป
2. ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติดังนี้ (1) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.07 บาท/ลิตร เป็น 0.25 บาท/ลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง 0.18 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค 50 (2) ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
3. กบง. เมื่อวันที่ 3 ธ.ค. 50 ได้มีมติเห็นชอบปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. ดังนี้ (1) ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลง 0.1800, 0.1870, 0.1800 และ 0.1835 บาท/ลิตร ตามลำดับ (2)ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.50 บาท/ลิตร เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เป็นศูนย์ โดยมอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณากำหนดช่วงเวลาที่เหมาะสมในการดำเนินการ (3) ให้ปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลงอีก 0.20 บาท/ลิตร เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การปรับลดอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ (1) - (3) จะกระทำในวันเดียวกับการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ
4. เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกช่วงเดือนต.ค. - พ.ย. 50 ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาก ดังนั้น เพื่อ มิให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตาม ประธาน จึงได้นำอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เตรียมไว้สำหรับลดราคาขายปลีกน้ำมันตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 มาดำเนินการก่อน โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 91, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 3 ครั้ง ลดลงรวม 0.40, 0.60, 0.80 และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 11 ธ.ค. 50 มีเงินสดสุทธิ 14,572 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,465 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 893 ล้านบาท ประมาณการรายได้สุทธิอยู่ที่ระดับ 2,294 ล้านบาท/เดือน โดยคาดว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณวันที่ 23 ธ.ค. 50
6. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 การกำหนดให้มีการเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซินและ ดีเซล มีเจตนารมณ์ให้รวมถึงน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ด้วย โดยที่แก๊สโซฮอลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จัดอยู่ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและดีเซลตามลำดับ ดังนั้นเพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรนำเสนอ กพช. เพื่อขอทบทวนมติดังกล่าว โดยให้ระบุชนิดและประเภทของน้ำมันที่จะปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานให้ชัดเจน และกำหนดให้การปรับเพิ่มอัตรากองทุนอนุรักษ์ฯ ดำเนินการตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 เป็นต้นไปนั้น เนื่องจากตามขั้นตอนของการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กำหนดให้ต้องลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งการดำเนินการลงประกาศอาจล่าช้ากว่ากำหนดระยะเวลาบังคับดังกล่าวได้ ฉะนั้นเพื่อมิให้มีปัญหาในทางปฏิบัติจึงเห็นควรกำหนดเวลาบังคับใช้ให้สอด คล้องกับการลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา
7. จากการประเมินสถานะกองทุนน้ำมันฯ คาดว่า กองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกและสามารถโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งได้ประมาณวันที่ 23 ธ.ค 50 ดังนั้น เพื่อลดขั้นตอนในการออกประกาศ กพช. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรให้ดำเนินการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับแผนงานปกติและสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง ครั้งที่ 1 ไปพร้อมกัน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศใน ราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1.ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75, 0.25, 0.75 และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
2.ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95, 0.45, 0.95 และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป
3.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. ลงนามในประกาศฯ ต่อไป
เรื่องที่ 4 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือหนึ่งที่ใช้ในการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและ มีประสิทธิภาพ ซึ่งการกำหนดให้เป็นมาตรการบังคับ จะใช้กลไกการกำหนดมาตรฐานของพระราชบัญญัติมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจเพื่อร่วมมือในการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน ซึ่งในด้านมาตรฐานมีรายละเอียดกำหนดให้ทั้ง 2 หน่วยงานร่วมพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ออกพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดยจะมีผลบังคับใช้ในเดือนมิถุนายน 2551 ซึ่งนอกจากระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จะถูกกำหนดไว้ในมาตรา 23 ของพระราชบัญญัติดังกล่าวแล้ว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจในการออกกฎกระทรวง เพื่อกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ ที่ใช้ในการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ดังกล่าว
3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าจำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (เครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เครื่องปรับอากาศ และตู้เย็น และได้นำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ดังกล่าว เสนอต่อคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบ ให้ พพ. นำเสนอ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป
4. ร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าทั้ง 5 ผลิตภัณฑ์ มีสาระสำคัญดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) นิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐานฯ 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน โดยให้เป็นไปตามแผนการชักตัวอย่างที่กำหนด หรือแผนการชักตัวอย่างอื่นที่เทียบเท่ากับทางวิชาการกับแผนที่กำหนดไว้ และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ
5. กำหนดประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการ สำหรับอุปกรณ์ไฟฟ้า 5 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที ที่มีขนาดกำลังไฟฟ้า น้อยกว่า 4000 วัตต์, ตั้งแต่ 4000 ถึง 5500 วัตต์ และมากกว่า 5500 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 81 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำ น้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าวไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของหม้อหุงข้าวไฟฟ้า ที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าน้อยกว่า 400 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 72 และหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าตั้งแต่ 400 ถึง 600 วัตต์, มากกว่า 600 ถึง 800 วัตต์, และมากกว่า 800 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 76 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าว ไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า ขนาดความจุน้อยกว่า 2.4 , ตั้งแต่ 2.4 ถึง 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร, และมากกว่า 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) พิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับอากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) อัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องปรับอากาศแบบติดผนัง และแบบแยกส่วน ที่มีขีดความสามารถทำความเย็นไม่เกิน 8000 วัตต์ และขีดความสามารถทำความเย็น 8001 วัตต์ ถึง 12000 วัตต์ มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำไม่น้อยกว่า 2.82 2) ประสิทธิภาพพลังงาน ให้มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องที่ระบุ และพิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับ อากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปี สำหรับตู้เย็น 1 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งด้วยมือ ที่มี AV < 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 278 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 158 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง สำหรับตู้เย็น 2 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งอัตโนมัติ ที่มี AV < 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง 2) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีต้องไม่เกินร้อยละ 110 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) ปริมาตรภายในที่วัดได้ต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 97 ของค่าปริมาตรภายในที่กำหนดที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
6. เนื่องจากการดำเนินการเพื่อกำหนดระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ ไฟฟ้า โดยออกเป็นมาตรฐานตามกฎหมายมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมดังกล่าวต้องใช้ระยะ เวลา ดังนั้นเพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายอุปกรณ์ไฟฟ้าทำการผลิต หรือนำอุปกรณ์ที่ได้มาตรฐานมาจำหน่ายก่อน ควรใช้มาตรการอื่นภายใต้พระราชบัญญัติเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการไปพลางก่อน เช่น การให้การส่งเสริมช่วยเหลือ การกำหนดให้อุปกรณ์ต้องแสดงประสิทธิภาพพลังงาน เป็นต้น ซึ่งในการดำเนินการนี้จำเป็นต้องออกกฎกระทรวงพลังงาน เพื่อกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ของอุปกรณ์ไฟฟ้าเหล่านั้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามรายละเอียดข้อ 5
2.มอบหมายให้ พพ. นำร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เสนอ ต่อ สมอ. เพื่อดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ ให้ สมอ. เร่งดำเนินการกำหนดเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมให้มีผลบังคับใช้ต่อไปโดย เร็ว
3.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงาน โดย พพ. ไปดำเนินการยกร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของ อุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามขั้นตอนต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้เป็นกฎหมาย โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นมา ทั้งนี้ พระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดให้มีการแยกการกำหนดนโยบาย การกำกับดูแล และการปฏิบัติงานออกจากกันอย่างชัดเจน โดยให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขึ้นเพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติภายใต้ กรอบนโยบายของรัฐ ได้แก่ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการ กำกับดูแลมาตรฐานการให้บริการและการให้บริการอย่างทั่วถึง ให้ความคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการ พลังงาน การกำหนดมาตรฐานคุณภาพการบริการและความปลอดภัยในการประกอบกิจการพลังงาน การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ เป็นต้น
2. ตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าว ได้กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการออกประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ตลอดจนการจัดทำขอบเขตการกำหนดนโยบายและการกำกับดูแลกิจการพลังงานตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 120 - วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2551 (ครั้งที่ 120)
วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม พ.ศ. 2551 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป โดยตามความในบทเฉพาะกาล มาตรา 142 และ 143 ของพระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดว่า ในวาระเริ่มแรกให้ดำเนินการคัดเลือกคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการฯ ) ให้แล้วเสร็จภายใน 120 วัน นับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการไปพลางก่อนจนกว่าพระมหากษัตริย์ทรงแต่งตั้งคณะ กรรมการตามพระราชบัญญัตินี้ และให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ. สนพ.) ปฏิบัติหน้าที่ของเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (เลขาธิการ) และให้ สนพ. ปฏิบัติหน้าที่ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน) จนกว่าจะได้มีการแต่งตั้งเลขาธิการและจัดตั้งสำนักงานตามพระราชบัญญัตินี้
2. การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
2.1 ในวาระเริ่มแรกซึ่งยังไม่มีคณะกรรมการฯ ตามความในมาตรา 154 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ประกอบกิจการอยู่ก่อนวันที่พระราช บัญญัติฯ ใช้บังคับ และเข้าข่ายเป็นผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ต้องขออนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ นอกจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และหน่วยงานของรัฐแห่งอื่น ประกอบกิจการต่อไปได้
ทั้งนี้ การประกอบกิจการพลังงานของผู้ประกอบกิจการพลังงานจะต้องปฏิบัติตามการอนุญาต ใดๆ ที่ได้ให้ไว้ตามประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58 (ปว. 58) ลงวันที่ 26 มกราคม 2515 กฎหมาย ว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กฎหมาย ว่าด้วยโรงงาน หรือกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการพลังงาน จนกว่าจะได้รับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัตินี้
2.2 เมื่อมีการแต่งตั้งคณะกรรมการฯ แล้ว ในบทบัญญัติกฎหมายได้กำหนดให้ดำเนินการ ดังนี้
2.2.1 ตามความในมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้คณะกรรมการประกาศกำหนดประเภท อายุใบอนุญาต ให้สอดคล้องกับขนาดและลักษณะของกิจการพลังงานประเภทต่างๆ โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ สังคม และการลงทุน รวมถึงลักษณะการแข่งขันของกิจการแต่ละประเภท และอาจกำหนดเงื่อนไขเป็นการเฉพาะรายด้วยก็ได้ ทั้งนี้ การกำหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตให้ตราเป็นพระราช กฤษฎีกา
2.2.2 ตามความในมาตรา 48 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้การปลูกสร้างอาคาร หรือการตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงานต้องปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยโรง งาน กฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร กฎหมายว่าด้วยการผังเมือง หรือกฎหมายว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ให้การอนุญาตตามกฎหมายว่าด้วยการนั้นเป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ ตามพระราชบัญญัติฯ โดยคณะกรรมการฯ ต้องขอความเห็นจากหน่วยงานที่มีอำนาจตามกฎหมายต่างๆ ดังกล่าว และหน่วยงานดังกล่าวต้องแจ้งความเห็นพร้อมทั้งจำนวนค่าธรรมเนียมที่เรียก เก็บตามกฎหมายนั้นๆ ให้คณะกรรมการฯ ทราบด้วย
2.2.3 ตามความในมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ คณะกรรมการฯ จะกำหนดคุณสมบัติของผู้รับใบอนุญาต หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาต รวมทั้งอัตราค่าธรรมเนียมใบอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมการประกอบกิจการ พลังงาน โดยออกประกาศระเบียบคณะกรรมการ
2.3 ผู้ประกอบการตามข้อ 2.1 ต้องมายื่นคำขอรับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ ภายใน 60 วัน นับแต่วันที่ระเบียบคณะกรรมการตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ โดยในการออกใบอนุญาตดังกล่าว ให้คณะกรรมการฯ คำนึงถึงสิทธิและข้อผูกพันที่มีอยู่เดิม ประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานที่ได้รับบริการอยู่เดิม รวมทั้งการพัฒนาเพื่อให้มีการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพด้วย
2.4 ก่อนพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าจะดำเนินการตาม ปว. 58 โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าจะต้องดำเนินการ ดังนี้
2.4.1 ช่วงก่อนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้ง เกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลัง การผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า จากกรมธุรกิจพลังงาน โดยยื่นเอกสารคำขอที่พลังงานจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ ทั้งนี้ ในการพิจารณาให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ผู้ประกอบการจะต้องได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) หรือการอนุญาตอื่นตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม แห่งชาติแล้ว
2.4.2 ผู้ประกอบการที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ดำเนินการขอใบอนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นๆ ตามที่กฎหมายกำหนด ได้แก่ ใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุม จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน จากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ใบอนุญาตก่อสร้างอาคาร ที่จะต้องขอจากหน่วยงานในระดับท้องถิ่น เป็นต้น โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามนโยบายการส่ง เสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะต้องมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าด้วย
2.4.3 หลังการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและดำเนินการขอใบอนุญาตอื่นๆ ครบถ้วนแล้ว ก่อนจะจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า หรือจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียง จะต้องขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน
2.5 การให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว. พน.) เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต สำหรับการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต
2.6 เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้แล้ว การให้สัมปทานหรืออนุญาตตาม ปว. 58 สิ้นสุดการบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เนื่องจากตามความในข้อ 6 ของประกาศดังกล่าว กำหนดว่า "ในกรณีที่มีกฎหมายเฉพาะว่าด้วยกิจการตามที่ระบุไว้ในประกาศ การประกอบกิจการดังกล่าวให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยกิจการนั้น"
3. การยื่นคำขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่าน สามารถแบ่งออกเป็น (1) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 ก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 24 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาต ขอรับสัมปทาน ขอขยายเขตสัมปทาน ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขอต่ออายุใบอนุญาต และขอเพิ่มกำลังการผลิต โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 7 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 17 ราย และ (2) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 หลังวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 6 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาตและขอรับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 5 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 1 ราย
นอกจากนี้ ยังมีผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว แต่ยังไม่ได้ยื่นคำขอ ซึ่งมีความจำเป็นต้องยื่นคำขอตามเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้าในระหว่าง นี้ไปจนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ ได้แก่ ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขออนุญาตเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้า ขอขยายพื้นที่ประกอบกิจการ ขอให้ตรวจสอบความเที่ยงตรงของมาตรวัดพลังงานไฟฟ้า ขอต่ออายุสัมปทานหรือใบอนุญาต เป็นต้น
4. เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว สามารถดำเนินการขอใบอนุญาตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนดในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า และให้การออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า สามารถดำเนินการต่อไปได้ โดยไม่หยุดชะงัก ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้
4.1 คำขออนุญาตส่วนใหญ่ได้ผ่านการพิจารณาของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและมีเอกสาร แนบครบถ้วนพร้อมที่จะออกใบอนุญาตได้ จึงควรออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เป็นการชั่วคราว เพื่อใช้ในการพิจารณาออกใบอนุญาตให้แก่ผู้ยื่น คำขอในกลุ่มนี้เป็นการเฉพาะ โดยนำหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตาม ปว. 58 มาใช้บังคับในการอนุญาตโดยอนุโลม จนกว่าคณะกรรมการฯ จะเปลี่ยนแปลง และกำหนดอายุใบอนุญาตไว้เพียง 1 ปี
4.2 นอกจากผู้ยื่นคำขอตามข้อ 4.1 แล้ว อาจมีคำขอที่จำเป็นเพิ่มเติมในระหว่างนี้จนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรให้ใช้ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... เป็นการชั่วคราว เช่นเดียวกับผู้ยื่นคำขอในข้อ 4.1 ด้วย
4.3 อาศัยความตามมาตรา 47 และ 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรยกร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินงานตามระเบียบดังกล่าว สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบอำนาจให้ รมว. พน. เป็นผู้มีอำนาจลงนามการออกใบอนุญาตตามระเบียบ ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ในส่วนของการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้ออกใบอนุญาต ซึ่งเป็นการดำเนินการตามแนวทางปฏิบัติของการให้อนุญาตตาม ปว. 58 ที่เป็นอยู่เดิม โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
4.4 ก่อนการออกระเบียบในข้อ 4.3 เห็นควรให้ความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
4.5 การกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมการออกใบอนุญาตให้ใช้อัตราตามประกาศ ปว. 58 ไปก่อน โดยให้ สนพ. เป็นผู้จัดเก็บค่าธรรมเนียม ทั้งนี้ ค่าธรรมเนียมที่เรียกเก็บให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงาน ตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าระเบียบด้านการเงินของสำนักงานในการใช้จ่ายเงินรายได้และทรัพย์สินตาม มาตรา 40 และมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา ดังนี้
5.1 ขอความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
5.2 อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.2.1 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
5.2.2 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
5.3 เห็นควรมอบหมายให้ ผอ. สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.3.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
5.3.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติฯ
5.4 ขอความเห็นชอบการออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เพื่อใช้กับผู้ขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่านในข้อ 3 จนกว่าคณะกรรมการฯ จะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก
5.5 ขอความเห็นชอบให้เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแนวทางการจัดเก็บค่า ธรรมเนียม โดยให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงานตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าแผนการดำเนินงาน งบประมาณรายจ่าย รวมทั้งแผนการกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปยกร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 สำหรับประเภทกิจการไฟฟ้า เพื่อใช้ในการให้สัมปทาน/ใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นการชั่วคราวไป ก่อน โดยให้กำหนดในลักษณะเดียวกับประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58
2.เห็นชอบในหลักการร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ เพื่อใช้เป็นการชั่วคราวสำหรับผู้ประกอบการที่ยื่นเรื่องขออนุญาตตามประกาศ คณะปฏิวัติฉบับที่ 58 ไว้ก่อนวันที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มีผลใช้บังคับ และผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตให้ประกอบกิจการไฟฟ้า ตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58 แล้วแต่ยังไม่ได้รับใบอนุญาตการจำหน่ายไฟฟ้า จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก
3.เห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
4.มอบหมายให้เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจร่างประกาศคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ก่อนการเสนอเพื่อลงนามให้มีผลบังคับใช้ตามกฎหมายต่อไป
5.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.1 ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1
5.2 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....ตามข้อ 2
5.3 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
6.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ ผอ.สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
6.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
6.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบ แผนการดำเนินงานฯในวาระเริ่มแรก เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ ซึ่งรวมถึงงบประมาณรายจ่าย ประมาณการรายได้ และแผนกำหนดอัตราค่าธรรมเนียม
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 85.58 และ 91.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.29 และ 1.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวรัฐมนตรีพลังงานของประเทศ Algeria คาดว่ากลุ่มโอเปคอาจทบทวนการปรับเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในการประชุม ครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 หากมีความต้องการใช้น้ำมันที่เพิ่มขึ้นและค่าเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ 1.438 เหรียญสหรัฐฯต่อยูโร และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 90.37 และ 95.49 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากภาวะอุปทานน้ำมันตึงตัวหลังปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันที่ยังคงเกิดขึ้น อย่างต่อเนื่อง รวมทั้งกลุ่มโอเปคยังไม่พิจารณาเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 98.38, 97.09 และ 105.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.91, 1.85 และ 1.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากข่าวอินโดนีเซียผู้ซื้อหลักของภูมิภาคจะลดการนำเข้า น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลในเดือนมกราคม 2551 เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศเสร็จสิ้นจากการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.17, 102.91 และ 106.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และโรงกลั่น Formosa ของไต้หวันจะปิดซ่อมบำรุงในเดือนมีนาคม 2551 นอกจากนี้ จีนวางแผนนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนมกราคม 2551 คิดเป็นปริมาณสูงถึง 700,000 ตัน
3. เดือนธันวาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลลดลง 1 ครั้ง0.40 บาทต่อลิตร และในช่วงวันที่ 1-11 มกราคม 2551 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง ๆ ละ 0.40 บาทต่อลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 14 มกราคม 2551 อยู่ที่ระดับ 33.69, 32.39, 29.69, 28.89, 29.74 และ 28.74 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันในช่วงครึ่งหลังของเดือนมกราคม 2551 คาดว่ายังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวขึ้นลงอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 83 - 88 และ 87 - 92เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ในระยะสั้นปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลง ได้แก่ ความกังวลเกี่ยวกับเศรษฐกิจของสหรัฐฯ ที่อาจถดถอยลงเนื่องจากปัญหา Sub-Prime ที่จะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมัน การเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 92 - 97 และ 100 - 105 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก เดื่อนมกราคม 2551 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 2 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
มาอยู่ที่ระดับ 872 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.8905 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.2950 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 40.28 ล้านบาทต่อเดือน แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2551 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 840 - 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนธันวาคม 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.66 ล้านลิตรต่อวัน และช่วงวันที่ 1 - 15 มกราคม 2551 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลจำนวน 7.04 ล้านลิตรต่อวัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,745 แห่ง เดือนธันวาคม 2550 การผลิตเอทานอลมีปริมาณ 1.03 ล้านลิตรต่อวัน จากผู้ประกอบการที่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง 7 ราย โดยราคา เอทานอลแปลงสภาพไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ลิตรละ 17.28 บาท นอกจากนั้นกระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลังส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ ที่สามารถใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 โดยบางจาก และ ปตท. เริ่มการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 โดย ณ ปัจจุบัน มีสถานีบริการรวม 15 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี10 และ อี20 อยู่ที่ 29.69 และ 27.69 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 4.00 และ 6.00 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนธันวาคม 2550 มีกำลังการผลิตรวม 2.185 ล้านลิตรต่อวัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 และเดือนมกราคม 2551 อยู่ที่ 36.32 และ 38.26 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนธันวาคม 2550 มีจำนวน 3.83 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 191,500 ลิตรต่อวัน และเดือนมกราคม 2551 จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 211,000 ลิตรต่อวัน ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.74 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาทต่อลิตร
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 มกราคม 2551 มีเงินสดสุทธิ 11,885 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,107 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 919 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 1,178 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 82 - วันศุกร์ที่ 16 มีนาคม 2544
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2544 (ครั้งที่ 82)
วันศุกร์ที่ 16 มีนาคม พ.ศ. 2544 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์พลังงานของไทยในปี 2543
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3.งานนโยบายพลังงานต่อเนื่อง
1.โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติและโครงการโรงแยกก๊าซฯ ไทย-มาเลเซีย
2.โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเอกชนที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์
3.การปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
4.การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
5.ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ...
6.สถานการณ์ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.มาตรการอนุรักษ์พลังงานในช่วงปีงบประมาณ 2544
5.การส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงในส่วนของภาษีและกองทุน
นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายภิรมย์ศักดิ์ ลาภาโรจน์กิจ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานของไทยในปี 2543
สรุปสาระสำคัญ
1. สภาพเศรษฐกิจของไทยปี 2543 ยังคงอยู่ในช่วงฟื้นตัวต่อเนื่องจากปลายปี 2542 จนถึงช่วงครึ่งแรกของปีแต่ในช่วงครึ่งหลังของปีมีการชะลอตัวลง ดัชนีผลผลิตสินค้าอุตสาหกรรมในปีนี้มีการขยายตัวเพียงร้อยละ 3 ส่วนอุตสาหกรรมหมวดยานยนต์และวัสดุก่อสร้างยังคงขยายตัวตามแผนการผลิตเพื่อ การส่งออก ในขณะที่ ความต้องการภายในประเทศยังอยู่ในระดับต่ำ จึงทำให้การผลิตภาคอุตสาหกรรมขยายตัวไม่มากเท่าที่ควร
2. ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ของประเทศในปี 2543 เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 2.7 โดยการใช้ก๊าซธรรมชาติ ไฟฟ้าพลังน้ำและไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูง ส่วนการใช้น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป รวมทั้งลิกไนต์และถ่านหินมีปริมาณการใช้ลดลง สำหรับการผลิตพลังงานเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.5 การนำเข้าพลังงานสุทธิเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 9.8 เมื่อเทียบกับปี 2542 ส่งผลให้สัดส่วนการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นจากระดับร้อยละ 58.5 ในปี 2542 เป็นร้อยละ 62.5 ในปี 2543
3. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิดในปี 2543 มีดังนี้
3.1 ก๊าซธรรมชาติ ปริมาณการผลิตและการใช้ก๊าซธรรมชาติของปี 2543 เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงที่ก่อให้เกิดปัญหาด้านมลภาวะน้อยกว่า เชื้อเพลิงชนิดอื่น รัฐบาลจึงสนับสนุนให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนเชื้อเพลิงอื่นในการผลิต ไฟฟ้า ประกอบกับน้ำมันสำเร็จรูปมีราคาสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องทำให้อุตสาหกรรมที่ใช้ น้ำมันเตาหรือ LPG เป็นเชื้อเพลิงได้เปลี่ยนมาใช้ก๊าซธรรมชาติแทน การผลิตและนำเข้าก๊าซธรรมชาติในปี 2543 อยู่ที่ระดับ 1,954 และ 214 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ตามลำดับ รวมเป็น 2,168 ล้าน ลูกบาศก์ฟุต/วัน เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 15.8 นอกจากนี้ มีการนำเข้าจากแหล่งยาดานาและเยตากุนจากสหภาพพม่า
3.2 น้ำมันดิบ ปริมาณการผลิตในปี 2543 อยู่ที่ระดับ 58 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 70.8 แหล่งผลิตที่สำคัญได้แก่ แหล่งเบญจมาศสามารถผลิตได้เต็มที่ในปี 2543 ที่ระดับ 24 พันบาร์เรล/วัน รองลงมาได้แก่ แหล่งสิริกิติ์และทานตะวัน ปริมาณการผลิตในปีนี้คิดเป็นร้อยละ 7.9 ของความต้องการน้ำมันดิบที่ใช้ในการกลั่น จึงต้องนำเข้าจากต่างประเทศจำนวน 675 พันบาร์เรล/วัน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 285,862 ล้านบาท
3.3 ลิกไนต์/ถ่านหิน ปริมาณการผลิตลิกไนต์ในปี 2543 มีจำนวน 17.8 ล้านตัน ลดลงร้อยละ 2.6 โดยร้อยละ 77 ผลิตจากเหมืองแม่เมาะของ กฟผ. ที่เหลือร้อยละ 23 ผลิตจากเหมืองเอกชน ลิกไนต์ที่ผลิตได้นำไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแม่เมาะจำนวน 14.1 ล้านตัน คิดเป็นร้อยละ 79 ที่เหลือใช้ในภาคอุตสาหกรรม อัตราการใช้ลิกไนต์ในประเทศลดลงเนื่องจากมีการใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้น เพราะมีคุณภาพสูงและราคาถูกลงทำให้สามารถแข่งขันกับลิกไนต์ในประเทศได้
3.4 น้ำมันสำเร็จรูป การใช้น้ำมันสำเร็จรูปในปี 2543 ได้ชะลอตัวลง โดยปริมาณการใช้อยู่ที่ระดับ 603 พันบาร์เรล/วัน ลดลงร้อยละ 4.2 ขณะที่การผลิตมีจำนวน 710 พันบาร์เรล/วัน ซึ่งสูงกว่าการใช้ ค่อนข้างมากทำให้มีการส่งออกสุทธิ จำนวน 83 พันบาร์เรล/วัน โดยมีรายละเอียดน้ำมันสำเร็จรูปแต่ละชนิดมีดังนี้
(1) น้ำมันเบนซิน ปริมาณการใช้ในปี 2543 อยู่ในระดับ 116.5 พันบาร์เรล/วัน ลดลงร้อยละ 3.8 การใช้น้ำมันเบนซินพิเศษลดลงร้อยละ 26.8 ในขณะที่การใช้น้ำมันเบนซินธรรมดาเพิ่มขึ้นร้อยละ 42.2 ทั้งนี้ เป็นผลจากการรณรงค์ให้มีการใช้น้ำมันที่มีค่าออกเทนให้เหมาะสมกับประเภทรถ และราคาที่แตกต่างกันระหว่างออกเทน 95 กับออกเทน 91 จำนวน 1 บาท ทำให้มาตรการดังกล่าวได้รับการตอบรับจากประชาชนด้วยดี ส่วนปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินยังคงสูงกว่าความต้องการใช้จึงมีการส่งออก สุทธิ 20.8 พันบาร์เรล/วัน
(2) น้ำมันดีเซล ปริมาณการใช้ในปี 2543 อยู่ในระดับ 258 พันบาร์เรล/วัน ลดลงร้อยละ 2.0 การใช้ในช่วงครึ่งแรกของปีมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น แต่ในช่วงครึ่งหลังของปีมีการปรับตัวลดลงสาเหตุส่วนหนึ่งมาจากราคาน้ำมัน ดีเซลที่สูงขึ้นมาก สำหรับปริมาณการผลิตอยู่ในระดับ 277.5 พันบาร์เรล/วัน ทำให้มีการส่งออกน้ำมันดีเซล (สุทธิ) เป็นจำนวน 17.8 พันบาร์เรล/วัน
(3) น้ำมันเตา ปริมาณการใช้ในปี 2543 อยู่ในระดับ 109.8 พันบาร์เรล/วัน ลดลง ร้อยละ 19.6 ทั้งนี้เนื่องจากการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าและในภาคอุตสาหกรรมลดลง ปริมาณการผลิต น้ำมันเตาจึงสูงกว่าความต้องการใช้เป็นผลให้มีการส่งออกน้ำมันเตา (สุทธิ) จำนวน 2.6 พัน บาร์เรล/วัน
(4) น้ำมันเครื่องบิน ปริมาณการใช้ของปี 2543 อยู่ในระดับ 60.2 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.9 ในขณะที่ผลิตได้ 74.9 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.5 ปริมาณการผลิตสูงกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศ เป็นผลให้มีการส่งออกสุทธิ จำนวน 14.1 พันบาร์เรล/วัน
(5) ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ปริมาณการใช้ในครัวเรือน อุตสาหกรรม และ รถยนต์ ในปี 2543 อยู่ในระดับ 58.2 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 13.1 โดยการใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มสูงขึ้นเนื่องจากรถแท๊กซี่ได้ปรับเปลี่ยนมาใช้ LPG เพิ่มมากขึ้น เนื่องจากมีราคาถูกกว่าเบนซิน รวมทั้งการใช้เพื่อเป็น วัตถุดิบของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น แต่ปริมาณการผลิตยังสูงกว่าความต้องการใช้จึงมีการส่งออกสุทธิเป็นจำนวน 21.4 พันบาร์เรล/วัน
4. สถานการณ์ไฟฟ้าในปี 2543 มีดังนี้
4.1 กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าของ กฟผ. และกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าอื่นเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ของ กฟผ. ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2543 มีจำนวนทั้งสิ้น 22,735 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังการผลิตไฟฟ้าติดตั้งของ กฟผ. คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 77.0 ของเอกชนคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 21.5 และการรับซื้อกระแสไฟฟ้าจากต่างประเทศ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 1.5
4.2 ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าของประเทศในปี 2543 มีจำนวน 98,469 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนในอัตราร้อยละ 6.5 ในขณะที่ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดอยู่ในระดับ 14,918.3 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นในอัตราร้อยละ 8.8 จึงมีผลทำให้ค่าตัวประกอบการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ในระดับร้อยละ 75.2 ซึ่งต่ำกว่าปีที่ผ่านมา และอัตราสำรองไฟฟ้า (Reserved Margin) อยู่ในระดับร้อยละ 30 สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ในปีนี้ ประกอบด้วย ไฟฟ้าที่ผลิตจากก๊าซธรรมชาติร้อยละ 61.9 จากถ่านหิน/ลิกไนต์ร้อยละ 19.2 จากน้ำมันเตาร้อยละ 9.8 จากไฟฟ้าพลังน้ำร้อยละ 6 จากการนำเข้าและอื่นๆ ร้อยละ 3.1
4.3 ปริมาณการใช้ไฟฟ้าในปี 2543 มีจำนวน 87,597 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2542 ร้อยละ 8.4 โดยสาขาธุรกิจและอุตสาหกรรมขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.1 บ้านอยู่อาศัยเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 ลูกค้าตรงของ กฟผ. เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.1 และการใช้ของภาคเกษตรกรรมลดลงร้อยละ 6.1 โดยเขตนครหลวง การใช้ไฟฟ้าขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.4 ส่วนเขตภูมิภาคการใช้ไฟฟ้าขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.5
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในปี 2543 ปรับตัวสูงขึ้นจากปีก่อนประมาณ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 32-36 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรลในช่วงปลายปี เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบทางการค้าของโลกลดต่ำลงมากและภาวะเศรษฐกิจของ โลกเริ่มฟื้นตัวในปี 2544 โดยช่วงครึ่งแรกของเดือนมกราคมราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้น 1 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เนื่องจากการคาดการณ์การลดกำลังการผลิตของกลุ่มโอเปค ซึ่งผลการประชุมของกลุ่ม โอเปคได้ลดกำลังการผลิตลง 1.5 ล้านบาร์เรล/วัน เหลือ 26.2 ล้านบาร์เรล/วัน โดยไม่รวมอิรัก มีผลตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์เป็นต้นมา ในเดือนกุมภาพันธ์ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น 2 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จากการเก็งกำไรของกองทุนทางการเงิน และปริมาณน้ำมันในตลาดลดลงจากการลดปริมาณการผลิตของโอเปค แต่ช่วงหลังของเดือนราคาน้ำมันดิบได้อ่อนตัวลงจากการคาดการณ์ภาวะเศรษฐกิจ ที่ชะลอตัว ในช่วงครึ่งแรกของเดือนมีนาคมราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวสูงขึ้น 1 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เนื่องจากแนวโน้มการลดปริมาณการผลิตของโอเปคในไตรมาส 2 ที่จะส่งผลให้การเพิ่มสำรองเป็นไปได้ยาก
2. ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ในปี 2543 ราคาน้ำมันเบนซิน ดีเซล และเตา ปรับตัวสูงขึ้น 11, 13 และ 9 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และภาวะตลาดตึงตัว เนื่องจากปริมาณสำรองทางการค้าอยู่ในระดับต่ำ และโรงกลั่นลดกำลังการผลิตเพราะค่าการกลั่นตกต่ำ ในขณะที่มีโรงกลั่น หลายแห่งปิดเนื่องจากอุบัติเหตุ ในเดือนมกราคม 2544 น้ำมันเบนซินปรับตัวสูงขึ้น 0.5 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบและโรงกลั่นในสหรัฐอเมริกาปิดซ่อมแซมประจำปี สำหรับน้ำมันก๊าด ดีเซล และเตาปรับตัวลดลง 3, 1 และ 1 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากปริมาณน้ำมันออกสู่ตลาดมีมาก เดือนกุมภาพันธ์ราคาน้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้ที่เริ่มสูงขึ้น แต่ดีเซลราคา ลดลง เนื่องจากมีน้ำมันออกสู่ตลาดมาก ในช่วงครึ่งแรกของเดือนมีนาคมราคาน้ำมันสำเร็จรูปปรับตัวสูงขึ้น 1 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบโดยในวันที่ 9 มีนาคม 2544 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 เบนซินออกเทน 92 ก๊าด ดีเซล และเตา อยู่ที่ระดับ 31.7, 30.1, 29.4, 27.4 และ 22.9 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยปี 2543 น้ำมันเบนซินปรับตัวเพิ่มขึ้น 3 บาท/ลิตร ดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้น 4 บาท/ลิตร มาอยู่ที่ระดับ 16 และ 14 บาท/ลิตรตามลำดับ เดือนมกราคม 2544 เบนซินปรับขึ้นและลงในระดับเดียวกันจำนวน 30 สตางค์/ลิตร ดีเซลปรับ 20 สตางค์/ลิตร เดือนกุมภาพันธ์ เบนซินปรับขึ้น 90 สตางค์/ลิตร และปรับลง 30 สตางค์/ลิตร ดีเซลปรับขึ้น 50 สตางค์/ลิตร และปรับลง 70 สตางค์/ลิตร ในช่วงครึ่งแรกของเดือนมีนาคม น้ำมันเบนซินและดีเซลปรับขึ้น 30 สตางค์/ลิตร ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของไทย ณ วันที่ 12 มีนาคม 2544 เบนซินออกเทน 95, 91, 87 และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 16.59, 15.59, 15.17 และ 13.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดน้ำมันสำเร็จรูปของไทยโดยรวมในปี 2543 อยู่ที่ระดับ 0.5-1.5 บาท/ลิตร ส่วนค่า การกลั่นในช่วงไตรมาส 1-2 เคลื่อนไหวในระดับ 0.5-1.0 บาท/ลิตร (3-4 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล) และในไตรมาส 3 อยู่ในระดับ 1.5-2.0 บาท/ลิตร (5-8 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล) หลังจากนั้นลดลงมาอยู่ในระดับ 0.5-1.0 บาท/ลิตร ส่วนปี 2544 ค่าการตลาดโดยรวมของประเทศเดือนมกราคมปรับตัวลดลงต่ำกว่า 1.0 บาท/ลิตร หลังจากนั้น จึงปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 1.2-1.4 บาท/ลิตร และตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ถึงต้นเดือนมีนาคม ค่าการกลั่นปรับตัวลดลงมาอยู่ที่ระดับ 0.4-0.6 บาท/ลิตร (1.5-2.0 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล) ในขณะที่จุดคุ้มทุนอยู่ที่ระดับ 3-4 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล
5. แนวโน้มของราคาน้ำมันในช่วงไตรมาส 2 ความต้องการใช้จะลดลงหลังช่วงฤดูหนาว และมีการ คาดการณ์กันว่าภาวะเศรษฐกิจของทุกประเทศทั่วโลกจะชะลอตัวลง ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันของโลกไม่เพิ่มสูงขึ้นตามที่คาดการณ์ไว้เดิม ในด้านปริมาณการผลิตหากกลุ่มโอเปคลดปริมาณการผลิตลง จะทำให้ปริมาณการผลิตและความต้องการใช้น้ำมันของโลกอยู่ในภาวะสมดุล ราคาน้ำมันดิบในไตรมาส 2 จะทรงตัวอยู่ในระดับปัจจุบัน โดยน้ำมันดิบดูไบจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 24-25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล น้ำมันดิบเบรนท์อยู่ที่ระดับ 25-27 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ในไตรมาส 3 และ 4 ความต้องการใช้จะสูงขึ้นตามฤดูกาล แต่นักวิเคราะห์คาดการณ์ว่าจะไม่เพิ่มสูงขึ้นมากนัก และหากน้ำมันจากนอกกลุ่มโอเปคเพิ่มมากขึ้นก็จะทำให้ระดับราคาน้ำมันดิบสูง ขึ้นเพียง 3 - 4 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล โดยน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 26-29 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และเบรนท์อยู่ที่ระดับ 27 - 30 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่อง งานนโยบายพลังงานต่อเนื่อง
เรื่องที่ 3-1 โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติและโครงการโรงแยกก๊าซฯ ไทย-มาเลเซีย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 กันยายน 2542 อนุมัติการร่วมทุนระหว่าง การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และ เปโตรนาส ในโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติและโครงการโรงแยกก๊าซฯ ไทย-มาเลเซีย และให้มีการลงนามในสัญญาภายหลังผ่านความเห็นชอบจากกรมอัยการแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2542 ปตท. และเปโตรนาสได้มีการลงนามในสัญญา 4 ฉบับ คือ สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแปลง A-18 สัญญาผู้ ถือหุ้น สัญญาการให้ยืมคืน และสัญญาแม่บทการร่วมทุน
2. เมือวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2543 ได้มีการจัดตั้ง บริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด ขึ้น มีทุนจดทะเบียน 940 ล้านบาท เพื่อดำเนินการโครงการท่อส่งก๊าซฯ และโครงการโรงแยกก๊าซฯ รวมทั้งได้มีการจ้างมหาวิทยาลัยสงขลานครินทร์ดำเนินการศึกษาและจัดทำรายงาน การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ซึ่งรายงาน EIA ดังกล่าว ได้ส่งให้แก่สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมพิจารณาแล้วเมื่อกลางปี 2543
3. ต่อมา เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประชาพิจารณาโครงการฯ ขึ้นโดยมีพลเอก จรัล กุลละวณิชย์ เป็นประธาน และได้ดำเนินการจัดให้มีการประชุมประชาพิจารณ์เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2543 และเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2543 รวมทั้งเปิดรับความ คิดเห็นเพิ่มเติมทางลายลักษณ์อักษรอีกจนถึงวันที่ 15 พฤศจิกายน 2543 โดยได้มีการรายงานให้คณะรัฐมนตรีทราบความคืบหน้าเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2543 และเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2543 ซึ่งคณะรัฐมนตรีเห็นชอบให้ดำเนินการประชาพิจารณ์โครงการต่อไป และมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมเป็นผู้พิจารณาดำเนินการ โดยไม่ต้องกลับมาเสนอคณะรัฐมนตรีอีก
4. เมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2543 กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีหนังสือสอบถามความเห็นไปยังสำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาเกี่ยวกับการจัดทำประชาพิจารณ์ ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้มีหนังสือถึงคณะรัฐมนตรีชี้แจงสถานะของ บริษัทร่วมทุนว่าเป็นเอกชน ไม่มีกฎหมายบังคับให้ต้องทำประชาพิจารณ์ แต่ตามมติคณะรัฐมนตรีในการอนุมัติการจัดตั้งบริษัทร่วมทุน ได้ให้ข้อสังเกตว่าสมควรให้มีการจัดทำประชาพิจารณ์ด้วย ดังนั้น กระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้ดำเนินการจัดทำประชาพิจารณ์โครงการฯ ขึ้น ฉะนั้น เมื่อมีผลการทำประชาพิจารณ์แล้วหน่วยงานรัฐที่เกี่ยวข้องสามารถนำผลจากการ ประชาพิจารณ์ไปประกอบการดำเนินงานได้ โดยไม่ต้องนำเสนอคณะรัฐมนตรีอีก นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2543 และเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2543 คณะผู้ชำนาญการได้มีการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของ โครงการฯ และได้ขอให้จัดทำ ข้อมูลเพิ่มเติม ซึ่งขณะนี้บริษัทฯ กำลังอยู่ระหว่างการดำเนินการ
5. ต่อมาเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2544 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ได้ตั้งคณะทำงานพิจารณาผลการประชาพิจารณ์โครงการท่อก๊าซธรรมชาติ ไทย-มาเลเซีย โดยมีเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เป็นหัวหน้าคณะทำงาน ซึ่งคณะทำงานฯ ได้พิจารณาผลการประชุมประชาพิจารณ์แล้วมีความเห็นว่าจากผลการประชุมประชา พิจารณ์ของคณะกรรมการประชาพิจารณ์ฯ ทั้ง 2 ครั้งดังกล่าวข้างต้น มีข้อมูลและเหตุผลหลายประการที่ชี้ให้เห็นว่ามีความจำเป็นต้องดำเนินการ โครงการฯ ต่อไป แต่ควรจะต้องให้ความสำคัญกับประเด็นข้อเสนอแนะของคณะกรรมการประชาพิจารณ์ ตลอดจนข้อกฎหมายต่างๆ ที่หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องจะต้องนำไปพิจารณาดำเนินการให้ถูกต้องและทัน การ โดยเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2544 กระทรวงอุตสาหกรรม ได้ส่งเรื่องดังกล่าวให้ ปตท. พิจารณาดำเนินการตามความเห็นของคณะทำงานฯ โดยให้ ปตท. นำรายงานผลการประชาพิจารณ์โครงการฯ ของคณะกรรมการประชาพิจารณ์ไปพิจารณาประกอบการดำเนินการและให้จัดส่งรายงาน ผลการประชาพิจารณ์ให้แก่หน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการออกใบอนุญาตทั้งหมดไปพิจารณาดำเนินการ โดยเฉพาะอย่างยิ่งการนำไปประกอบการพิจารณาวิเคราะห์ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม ของสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมให้มีความครอบคลุมครบถ้วน และสร้างความเชื่อมั่นให้แก่ทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง
6. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2544 คณะกรรมการ ปตท. รับทราบสถานภาพโครงการฯ และมีมติอนุมัติให้ ปตท. ส่งเรื่องผลการประชาพิจารณ์ฯ และนำข้อเสนอแนะแนวทางการดำเนินการฯ ของคณะทำงานพิจารณาผลการประชาพิจารณ์ฯ พร้อมข้อคิดเห็น/ข้อสังเกตของคณะทำงาน ปตท. ให้แก่บริษัท ทรานส์ ไทย- มาเลเซียฯ พิจารณาดำเนินการต่อไป ซึ่งการดำเนินการโครงการฯ ขั้นต่อไปขึ้นอยู่กับบริษัทร่วมทุนฯ จะสามารถดำเนินการได้ตามขั้นตอนกฎหมายครบถ้วนหรือไม่ เช่น การขออนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของคณะผู้ชำนาญการ กระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ และการทำความเข้าใจกับผู้ คัดค้านโครงการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-2 โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเอกชนที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน ตั้งแต่วันที่ 15 ธันวาคม 2537 เป็นต้นมา โดยมีผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผ่านการคัดเลือกและได้มีการลงนามสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้ากับ กฟผ. รวมทั้งสิ้น 7 โครงการ ในจำนวนนี้มีโครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอกของบริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น จำกัด และโครงการโรงไฟฟ้าหินกรูด ของบริษัท ยูเนี่ยน เพาเวอร์ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ตั้งอยู่ที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงได้รับการคัดค้านและต่อต้านจากประชาชนใน พื้นที่
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2541 มอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย หารือร่วมกันจัดทำประชาพิจารณ์เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชน
3. ต่อมารัฐมนตรีประจำสำนักนายกฯ (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประชาพิจารณ์โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2542 เพื่อรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียโดยได้มีการจัดทำประชา พิจารณ์โครงการโรงไฟฟ้าบ่อนอก เมื่อวันที่ 10-11 กันยายน 2542 และจัดทำประชาพิจารณ์โครงการโรงไฟฟ้าหินกรูด เมื่อวันที่ 24-25 กุมภาพันธ์ 2543 โดยมีประเด็นของผู้คัดค้านเกี่ยวกับระบบนิเวศทางทะเลและการประมง มลพิษทางอากาศ และผลกระทบต่อสังคมการเมือง ความมั่นคงและผลได้ผลเสียต่อสาธารณะ
4. คณะกรรมการประชาพิจารณ์ฯ ได้พิจารณาผลการจัดทำประชาพิจารณ์โครงการโรงไฟฟ้าทั้ง 2 แห่ง และมีข้อสังเกตเป็น 3 กรณี ดังนี้
4.1 กรณีรัฐบาลตัดสินใจให้ดำเนินโครงการต่อไป รัฐบาลจะต้องแก้ไข ปัญหาข้อขัดแย้งระหว่างฝ่ายเห็นด้วยกับฝ่ายคัดค้าน โดยใช้กระบวนการไกล่เกลี่ยและประนีประนอม และต้องมีมาตรการป้องกันและ แก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมอย่างใกล้ชิด โดยเฉพาะอย่างยิ่งควรจัดให้มี "คณะกรรมการร่วมไตรภาคี" เพื่อทำหน้าที่ดังกล่าว
4.2 กรณีที่รัฐบาลระงับการดำเนินโครงการ หน่วยงานของรัฐบาลที่เกี่ยวข้องต้องศึกษาผลกระทบที่จะเกิดขึ้นภายหลังตาม สัญญาที่ได้กระทำไว้กับบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้า เพื่อกำหนดแนวทางการเจรจาเรื่องค่าเสียหายกับบริษัทต่อไป และรักษาภาพลักษณ์ของรัฐบาล เกี่ยวกับการส่งเสริมการระดมทุนจากต่างประเทศ
4.3 กรณีที่รัฐบาลพิจารณาชะลอหรือเลื่อนเวลาดำเนินโครงการ รัฐบาลจะต้องสร้างความเข้าใจกับประชาชน องค์กรปกครองท้องถิ่นทั้งในพื้นที่โครงการและพื้นที่ใกล้เคียงอย่างต่อ เนื่องภายใต้เงื่อนไข การป้องกันและแก้ไขผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม และการจัดสรรงบประมาณค่าใช้จ่ายในการดำเนินการตามมาตรการต่างๆ รวมทั้ง ผลประโยชน์ที่ประชาชนจะได้รับ และหน่วยงานของรัฐต้องศึกษาผลกระทบที่จะเกิดขึ้นภายหลังตามสัญญาที่ได้กระทำ ไว้กับบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าหากต้องมีการชะลอโครงการออกไป
5. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2543 รับทราบรายงานผลการจัดทำประชาพิจารณ์ โครงการดังกล่าว และให้ยังคงนโยบายให้เอกชนลงทุนและการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนตามข้อผูกพัน เดิม รวมทั้ง การกระจายประเภทของพลังงานเพื่อผลิตไฟฟ้าและการใช้พลังงานถ่านหิน และเพื่อเป็นการสร้างความเข้าใจให้เกิดขึ้นกับประชาชนในพื้นที่ จึงให้แต่งตั้งคณะกรรมการขึ้นคณะหนึ่งประกอบด้วย ผู้แทนส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง ผู้แทนของประชาชนในพื้นที่ และผู้แทนบริษัทผู้ประกอบการเพื่อทำหน้าที่ดังกล่าว
6. ต่อมารัฐมนตรีประจำสำนักนายกฯ (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้มีคำสั่งเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2543 แต่งตั้งคณะกรรมการเสริมสร้างความเข้าใจกับประชาชนในโครงการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ (กสป.) โดยมีรองปลัดกระทรวงมหาดไทยเป็นประธาน ซึ่งคณะกรรมการเสริมสร้างความเข้าใจฯ ได้มีการจัดประชุมครั้งแรกเมื่อ วันที่ 6 ธันวาคม 2543 เพื่อรับทราบข้อมูลเบื้องต้นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และได้มีการประชุมครั้งที่สองเมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2544 เพื่อพิจารณาจัดทำแผนประชาสัมพันธ์เพื่อให้มีการดำเนินการ ต่อไป
7. อย่างไรก็ตาม การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรียังคงมีปัญหาอุปสรรค โดยกรมโรงงานอุตสาหกรรมยังมีข้อสงสัยเกี่ยวกับความชัดเจนของมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2543 และมีหนังสือถามความเห็นไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงยังไม่ได้ออกใบอนุญาต ประกอบกิจการโรงงานให้โรงไฟฟ้าบ่อนอก นอกจากนี้ประชาชนบางส่วนในพื้นที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ยังคงมีท่าทีต่อ ต้านโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าทั้ง 2 โรง อยู่ จนถึงปัจจุบัน โดยเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2544 ตัวแทนกลุ่มผู้คัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ ได้เข้าพบรัฐบาล ณ ห้องสีเทา ตึก 44 ทำเนียบรัฐบาล โดยมีรองนายกรัฐมนตรี (นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์) และรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายจาตุรนต์ ฉายแสง) เป็นตัวแทนฝ่ายรัฐบาลรับฟังปัญหาจากตัวแทนกลุ่มผู้คัดค้าน
การพิจารณาของที่ประชุม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-3 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 29 มกราคม 2534 เห็นชอบให้มีการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง และลดผลกระทบของความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้า ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้เรียกเก็บค่า Ft รายเดือนตั้งแต่การเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2535 เป็นต้นมา โดยค่า Ft จะเปลี่ยนแปลงเป็นรายเดือน ต่อมามีการร้องเรียนจากสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ไม่ต้องการให้ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยเกินไป จึงมีการพิจารณาให้ใช้ค่า Ft เฉลี่ย 4 เดือน
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ขายส่ง โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก และรายละเอียดใบเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้า โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2543 เป็นต้นมา นอกจากนี้ ได้เห็นชอบในหลักการข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่า ไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไปดำเนินการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ภายใต้หลักการดังกล่าว ซึ่งได้มีการปรับฐานค่า Ft ใหม่โดยกำหนดให้เท่ากับ 0 เป็นระยะเวลา 4 เดือน (ตุลาคม 2543-มกราคม 2544) และจะมีการปรับค่า Ft ใหม่ ครั้งแรกในเดือนกุมภาพันธ์ 2544
3. สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ใหม่ ได้มีการปรับปรุงรายละเอียดของสูตรให้มีความชัดเจนโปร่งใสยิ่งขึ้น โดยนำค่าใช้จ่ายในการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) ออกจากสูตร Ft และให้การไฟฟ้าร่วมรับภาระความเสี่ยงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศด้วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าที่คำนวณตามสูตร Ft ใหม่จะต่ำกว่าค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft เดิม โดยจะมีการเปลี่ยนแปลงตามปัจจัยหลัก ดังนี้
3.1 ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และค่าซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าฐานที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้า
3.2 ผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนในการชำระคืนเงินกู้และดอกเบี้ยต่างประเทศของการ ไฟฟ้า เนื่องจากการไฟฟ้ายังไม่มีอิสระในการบริหารจัดการหนี้ได้อย่างแท้จริง โดยในช่วง 6 เดือนแรกคือ ตุลาคม 2543-มีนาคม 2544 ให้การไฟฟ้าสามารถปรับผลกระทบที่เกิดขึ้นจริงที่แตกต่างจากอัตราแลกเปลี่ยน ฐาน ณ 38 บาท/เหรียญสหรัฐ ผ่านสูตร Ft ได้ทั้งหมด ส่วนการคำนวณค่า Ft ที่ใช้เรียกเก็บตั้งแต่เดือนเมษายน 2544 เป็นต้นไป การไฟฟ้าจะต้องรับภาระความเสี่ยง 5% แรก หากอัตราแลกเปลี่ยนอ่อนตัวลงจากอัตราแลกเปลี่ยนฐาน และมีการกำหนดเพดานให้ปรับค่าไฟฟ้าผ่านสูตร Ft ได้ไม่เกิน 45 บาท/เหรียญสหรัฐ และหากอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนฐาน ให้การไฟฟ้าคืนผลประโยชน์ให้ประชาชนผ่านสูตร Ft ทั้งหมด
3.3 รายได้ที่เปลี่ยนแปลงไปของการไฟฟ้า (MR) เนื่องจากราคาขายเปลี่ยนแปลงไปจากที่ประมาณการฐานะการเงิน ยังคงให้มีการปรับ MR ในช่วง 6 เดือนแรก เพื่อเป็นการประกันว่าค่าไฟฟ้าขายปลีกจะลดลงร้อยละ 2.11 เมื่อพ้นกำหนดดังกล่าวให้นำ MR ออกจากสูตร Ft
3.4 การเปลี่ยนแปลงของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของการไฟฟ้าในส่วนที่ไม่ใช่ค่า เชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า (Non-Fuel Cost) ซึ่งจะมีการปรับตามอัตราเงินเฟ้อ และหน่วยจำหน่ายที่เปลี่ยนแปลงไปจากฐานที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้า ฐาน ทั้งนี้ ได้มีการดูแลเรื่องการปรับปรุงประสิทธิภาพของกิจการไฟฟ้า โดยการไฟฟ้าจะต้องปรับลดค่าใช้จ่ายในกิจการผลิต กิจการระบบส่ง และกิจการระบบจำหน่ายในอัตราร้อยละ 5.8 2.6 และ 5.1 ต่อปี ตามลำดับ
4. คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2544 ได้มีมติเห็นชอบค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บในเดือนกุมภาพันธ์-พฤษภาคม 2544 เท่ากับ 24.44 สตางค์ ต่อหน่วย โดยปัจจัยหลักที่มีผลกระทบต่อการเพิ่มขึ้นของค่า Ft คือ
4.1 ค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในช่วงเดือนตุลาคม 2543-มกราคม 2544 โดยราคา ก๊าซธรรมชาติได้ปรับตัวสูงขึ้น 23.07 บาทต่อล้านบีทียู จากราคาฐาน 115.20 บาทต่อล้านบีทียู เป็น 138.27 บาทต่อล้านบีทียู นอกจากนี้ราคาน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลก็ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.66 และ 1.05 บาทต่อลิตร เป็น 7.36 บาทต่อลิตร และ 10.73 บาทต่อลิตร ตามลำดับ จากราคาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นส่งผลให้ค่าซื้อไฟฟ้าจากเอกชนเพิ่มขึ้นด้วย ผลกระทบจากค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากราคาฐาน คิดเป็นร้อยละ 94 ของค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น หรือเพิ่มขึ้น 22.99 สตางค์ต่อหน่วย
4.2 อัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนตัวลงจากระดับ 38 บาทต่อเหรียญสหรัฐ มาอยู่ ณ ระดับ 43 บาทต่อเหรียญสหรัฐ มีผลกระทบต่อภาระการชำระหนี้ของ 3 การไฟฟ้า ส่งผลให้ค่า Ft เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 4.34 สตางค์ต่อหน่วย อย่างไรก็ตาม จากภาวะอัตราเงินเฟ้อที่ลดลงเหลือประมาณร้อยละ 1.5 เมื่อเทียบกับอัตราเงินเฟ้อฐาน ณ ระดับร้อยละ 2.83 ทำให้ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของการไฟฟ้าในส่วนที่ไม่ใช่ค่าเชื้อเพลิง (Non-fuel cost) ลดลง ส่งผลให้ค่า Ft ลดลง 2.19 สตางค์ต่อหน่วย นอกจากนี้ รายได้ของการไฟฟ้าที่สูงกว่าประมาณการตามแผน (MR) ส่งผลให้ค่า Ft ลดลงอีก 0.70 สตางค์ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-4 การปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบข้อเสนอและแผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า โดยได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามแผนการดำเนินงานฯ และให้กระทรวงการคลังนำแผนการดำเนินงานดังกล่าวใช้เป็นหลักเกณฑ์หนึ่งในการ ประเมินผลการดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เป็นผู้เตรียมการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงาน โดยให้ดำเนินการยกร่างกฎ ระเบียบ ข้อบังคับ ฯลฯ ภายใต้ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ได้แต่งตั้งคณะทำงาน จำนวน 5 คณะ เพื่อช่วยให้การดำเนินงานต่างๆ เป็นไปตามแผนที่วางไว้ ได้แก่ คณะทำงานพิจารณาร่างกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า คณะทำงานศึกษา ต้นทุนและหนี้สินติดค้าง คณะทำงานเตรียมการด้านระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า คณะทำงานเตรียมการด้านกฎหมายและการกำกับดูแล และคณะทำงานพิจารณาปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
2. ภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าในอนาคต การแข่งขันจะเริ่มตั้งแต่ผู้ผลิตไฟฟ้าจำนวนหลายรายจะเสนอราคาขายและปริมาณ ไฟฟ้าเข้าไปแข่งขันเพื่อประมูลขายไฟฟ้าในตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะมีการจัดตั้งขึ้นในปลายปี 2546 ประกอบด้วย 3 หน่วยงานหลัก คือ ศูนย์ควบคุมระบบอิสระ ศูนย์ปฏิบัติการทางการตลาด และศูนย์บริหารการชำระเงิน ในระดับการค้าปลีกจะมีหน่วยงานที่ทำหน้าที่ในการจัดหาและค้าปลีกไฟฟ้า คือบริษัทระบบสายจำหน่ายและจัดหาไฟฟ้า (REDCo) และบริษัทค้าปลีกไฟฟ้า โดยกิจการสายส่ง บริษัทระบบสายจำหน่ายและจัดหาไฟฟ้าจะถูกกำกับดูแลโดยรัฐ ส่วนบริษัทค้าปลีกไฟฟ้าจะประกอบธุรกิจที่มีการแข่งขัน โดยจะทำการซื้อบริการในการจัดหาไฟฟ้าจาก REDCo และอาจให้บริการเสริมต่างๆ แก่ผู้ใช้ไฟ ในระยะยาวศูนย์ควบคุมระบบควรเป็นอิสระอย่างแท้จริง และต้องไม่มีความเกี่ยวพันกับบริษัทผลิตไฟฟ้าและบริษัทระบบสายส่งไฟฟ้า
3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะมีการปรับโครงสร้างภายใน เพื่อดำเนินการเข้าสู่โครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่มีการแข่งขัน โดยจะมีการแปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรี แปรสภาพบริษัทผลิตไฟฟ้า 1 และบริษัทผลิตไฟฟ้า 2 ให้เป็นบริษัทในเครือ มีการแยกกิจกรรมต่างๆ ออกเป็นหน่วยธุรกิจ ส่วนการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จะดำเนินการแยกกิจกรรมที่มิใช่ธุรกิจหลักออกไป และแบ่งแยกการ ดำเนินงานของฝ่ายจัดหาไฟฟ้าและฝ่ายสายจำหน่ายใน REDCo โดย กฟน. ยังคงเป็น 1 REDCo แต่ กฟภ. จะปรับโครงสร้างองค์กรออกเป็นหน่วยธุรกิจโครงข่ายไฟฟ้าที่มีระดับแรงดัน มากกว่า 22 กิโลโวลต์ ออกเป็น 4 หน่วยธุรกิจ และ REDCo ที่มีระดับแรงดันน้อยกว่า 12 กิโลโวลต์ ออกเป็น 12 REDCo
4. แผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขาย ไฟฟ้า ครอบคลุมถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่ การจัดทำกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Market Rules) การดำเนินการยกร่าง พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... การดำเนินการยกร่างกฎหมายรองภายใต้ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... การจัดการต้นทุนและหนี้สินติดค้าง (Stranded Cost) การ ดำเนินการทางด้านระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การเตรียมความพร้อมภายในองค์กรของ กฟผ. การเตรียมความพร้อมภายในองค์กรของ กฟน. และ กฟภ. และการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งในช่วงแรก จะมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ปฏิบัติหน้าที่ของตลาดกลางฯ ทั้งหมด แต่ทั้งนี้ ให้มีการโอนทรัพย์สิน สิทธิ หน้าที่ พนักงาน และงบประมาณที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินงานของตลาดกลางฯ จาก กฟผ. ไปเป็นของตลาดกลางฯ ภายใน 3 ปีนับจากวันที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานมีผลบังคับใช้
5. สพช. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้ดำเนินกิจกรรมตามแผนการดำเนินงานฯ ที่ได้รับมอบหมาย ตามมติคณะรัฐมนตรี สรุปความคืบหน้าได้ดังนี้
5.1 สพช. ได้ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อทำการศึกษาเรื่องกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า การจัดการต้นทุนและหนี้สินติดค้าง และการดำเนินการด้านกฎหมายและการกำกับดูแล
5.2 กฟผ. ได้ว่าจ้างที่ปรึกษาในการจัดเตรียมความพร้อมของศูนย์ควบคุมระบบอิสระ (ISO)
5.3 กฟน. และ กฟภ. ได้ว่าจ้างที่ปรึกษา เพื่อการพัฒนากระบวนงานทางธุรกิจ และเตรียมองค์กรและระบบข้อมูลสื่อสารสำหรับการซื้อขายไฟฟ้าผ่านตลาดกลาง
5.4 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ร่วมกันว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อจัดทำร่างข้อกำหนดการเชื่อมโยง การใช้บริการ ระบบโครงข่ายและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Code และ Distribution Code)
5.5 คณะทำงานพิจารณาร่างกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าได้พิจารณาร่างกฎตลาดกลางฯ ร่างที่ 1 และได้เสนอข้อคิดเห็นเพื่อให้ที่ปรึกษานำไปจัดทำร่างกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ร่างที่ 2 ให้แล้วเสร็จในเดือนเมษายน 2544
5.6 คณะทำงานศึกษาต้นทุนและหนี้สินติดค้าง ได้พิจารณาประเด็นหลักที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ประมาณการเบื้องต้นของมูลค่าต้นทุนและหนี้สินติดค้าง กลไกในการชดเชยต้นทุนและหนี้สินติดค้าง และ แนวทางการจัดตั้งหน่วยงานจัดการหนี้สิน
5.7 คณะทำงานเตรียมการด้านระบบส่งและระบบจำหน่าย ได้พิจารณาและเห็นชอบในหลักการกำหนดขอบเขตที่เหมาะสมระหว่างระบบส่งและระบบ จำหน่ายไฟฟ้าในอนาคต
5.8 คณะทำงานปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ ได้พิจารณาแนวทางการปรับปรุงสัญญาต่างๆ ของ กฟผ. เพื่อให้สอดคล้องกับกฎตลาดกลางฯ และลดภาระต้นทุนและหนี้สินติดค้าง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-5 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ...
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการจัดทำร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... เป็นการดำเนินการตามนโยบายของรัฐ โดยมีมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องทั้งหมด 5 มติ ได้แก่ มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 เห็นชอบแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 เห็นชอบ แนวทางการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2542 เห็นชอบแนวทางการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงาน มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 เห็นชอบการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า และต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. ... แล้ว เมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2543 ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาก่อนจะ นำเสนอรัฐสภาพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. ในการปรับโครงสร้างกิจการพลังงานที่มีการผูกขาดโดยธรรมชาติจำเป็นต้องมีการ กำหนดหลักเกณฑ์ในการกำกับดูแลที่มีประสิทธิภาพควบคู่กันไป พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานจึงมีความสำคัญ ดังนี้คือ
2.1 เพื่อกำกับกิจการพลังงานที่มีลักษณะผูกขาด ได้แก่ กิจการไฟฟ้า กิจการก๊าซธรรมชาติ และกิจการอื่นที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา โดยจะมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแห่งชาติ (กกพ.) ซึ่งมีหน้าที่ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน ส่งเสริมการแข่งขัน ป้องกันการใช้อำนาจการผูกขาด โดยมิชอบ และให้การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน
2.2 จะมีการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแห่งชาติ (สกพ.) ขึ้น เป็น หน่วยงานของรัฐซึ่งมีฐานะเป็นนิติบุคคล ทำหน้าที่เป็นสำนักงานเลขานุการของ กกพ. เพื่อให้ กกพ. สามารถปฏิบัติงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
2.3 จะมีการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแห่งประเทศไทยขึ้น โดยมีคณะกรรมการตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแห่งประเทศไทยทำหน้าที่กำกับดูแล เพื่อให้กิจการไฟฟ้ามีการแข่งขัน ให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีทางเลือกในการซื้อไฟฟ้า และมีการดำเนินการอย่างมีประสิทธิภาพ
3. การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีวัตถุประสงค์ที่สำคัญคือ เพื่อส่งเสริมให้มีบริการด้านพลังงานอย่างเพียงพอ ส่งเสริมการแข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจในทางมิชอบ ส่งเสริมให้บริการของระบบโครงข่ายพลังงานเป็นไปด้วยความเป็นธรรมและไม่มีการ เลือกปฏิบัติ ปกป้องผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน และป้องกันผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการพลังงาน
4. ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... ประกอบด้วย 10 หมวด ได้แก่ บททั่วไป องค์กรกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน การกำกับการประกอบกิจการพลังงาน การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน การใช้อสังหาริมทรัพย์ ตลาดซื้อขายไฟฟ้า การพิจารณาข้อพิพาทและการอุทธรณ์ พนักงานเจ้าหน้าที่ การบังคับทางปกครอง และบทกำหนดโทษ
5. ประโยชน์ที่จะได้รับจากพระราชบัญญัติฉบับนี้จะเป็นประโยชน์ต่อการแปรรูป กิจการพลังงาน โดย จะทำให้การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานของประเทศมีเอกภาพ มีการแยกอำนาจระหว่างการกำหนดนโยบายด้านพลังงานออกจากการกำกับดูแลอย่าง ชัดเจน ช่วยสร้างความมั่นใจให้ผู้ประกอบการ ช่วยปกป้องคุ้มครองผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน และทำให้การจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแห่งประเทศไทยมีผลสำเร็จเป็นรูปธรรม
6. ปัจจุบันร่างพระราชบัญญัติฉบับนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาตรวจร่างของสำนักงาน คณะกรรมการกฤษฎีกา หลังจากนั้นก็จะนำเสนอรัฐสภาเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ซึ่งคาดว่าจะมีผลใช้บังคับเป็นกฎหมายได้ในปี 2545 และในระหว่างที่ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... อยู่ระหว่างการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกาและรัฐสภา งานที่จะต้องดำเนินการพร้อมกันไปคือการยกร่างกฎหมายลำดับรอง เพื่อใช้ในการกำกับดูแลกิจการพลังงาน ซึ่งจะช่วยเตรียมความพร้อมในการดำเนินงานขององค์กรกำกับดูแลอิสระ ซึ่งจะจัดตั้งในปี 2545
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-6 สถานการณ์ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในตลาดโลก ปี 2543 ปรับสูงขึ้นมากตามราคาน้ำมันดิบ อยู่ในระดับ 250-345 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคาหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ในระดับ 9.50-15 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับ 5-10 บาท/กก. หรือ 700-1,700 ล้านบาท/เดือน
2. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมีนาคม 2544 ลดลง 20 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ในระดับ 316 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคาหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ในระดับ 13.63 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับ 8.97 บาท/กก. หรือ 1,391 ล้านบาท/เดือน แนวโน้มราคาก๊าซ LPG ใน ไตรมาสที่ 2 ของปี 2544 จะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 280-300 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ราคาหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG อยู่ในระดับ 12-13 บาท/กก. และอัตราเงินชดเชยจะอยู่ในระดับ 7.50-8.50 บาท/กก. หรือ 1,200-1,300 ล้านบาท/เดือน
3. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2544 อยู่ในระดับ 2,164 ล้านบาท โดยมี ยอดเงินชดเชยค้างชำระที่อยู่ระหว่างรอการเบิกจ่าย ณ สิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2544 อยู่ในระดับ 11,298 ล้านบาท ประมาณการฐานะกองทุนฯ สุทธิติดลบในระดับ 9,134 ล้านบาท กองทุนฯ มีรายรับจากน้ำมันชนิดอื่น 882 ล้านบาท/เดือน และมีรายจ่ายเพื่อชดเชยราคาก๊าซ LPG ในระดับ 1,391 ล้านบาท/เดือน กองทุนฯ มีเงินไหลออกสุทธิ 509 ล้านบาท/เดือน
4. จากการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ในปี 2544 คาดว่าจะเคลื่อนไหวในระดับใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมาที่ระดับ 230 - 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน ซึ่งหากไม่มีการปรับราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG แล้ว คาดว่าฐานะกองทุนฯ ในเดือนธันวาคม 2544 จะติดลบเพิ่มขึ้นในระดับ 12,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 มาตรการอนุรักษ์พลังงานในช่วงปีงบประมาณ 2544
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้มาตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน 2535 โดยมีเจตนารมณ์ที่จะส่งเสริมให้เกิดวินัยในการอนุรักษ์พลังงาน และให้มีการลงทุนในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคาร ซึ่งการประกาศใช้พระราชบัญญัติดังกล่าว มีผลให้มีการตราพระราชกฤษฎีกากำหนด โรงงานควบคุมและอาคารควบคุม และได้มีการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดวิธีการอนุรักษ์พลังงานให้โรงงานควบคุม และอาคารควบคุมต้องปฏิบัติตามโดยเคร่งครัด รวมทั้งกำหนดให้มีการจัดตั้ง "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ขึ้น เพื่อใช้เป็นทุนหมุนเวียนและใช้จ่ายช่วยเหลือ หรืออุดหนุนการดำเนินงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน โดยมีหน่วยงานหลัก 2 หน่วยงานเป็นผู้รับผิดชอบการดำเนินงาน คือ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน (พพ.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.)
2. สพช. และ พพ. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานระยะที่ 1 เมื่อเดือนเมษายน 2538 และได้เสร็จสิ้นไปแล้วเมื่อเดือนกันยายน 2542 ต่อมาในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2542 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงานระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้ สพช. และ พพ. รับไปดำเนินการให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์และเป้าหมายของแผนฯ ซึ่งมีความก้าวหน้าในการดำเนินงานมาเป็นลำดับ
3. ประเทศไทยได้ผ่านปัญหาวิกฤติการณ์ด้านพลังงานมาแล้วหลายครั้ง เช่น ในปี 2516 ซึ่งเกิด วิกฤติการณ์น้ำมันทำให้น้ำมันดิบที่หาซื้อได้มีปริมาณลดน้อยลง และมีผลให้ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศสูงขึ้นตามไปด้วย ก่อให้เกิดภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงขึ้นในประเทศไทย ดังนั้น เพื่อรักษาไว้ซึ่งความมั่นคงของประเทศ จึงได้มีการตราพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ขึ้น โดยให้อำนาจนายกรัฐมนตรีในการกำหนดมาตรการเกี่ยวกับการแก้ไขและป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งในช่วงนั้นได้มีการกำหนดมาตรการต่างๆ ไว้ เช่น กำหนดเวลาปิด - เปิดโรงงาน โรงภาพยนตร์ สถานบันเทิง สถานบริการต่างๆ เป็นต้น
4. เมื่อภาวะการจัดหาน้ำมันได้เข้าสู่ภาวะปกติแล้ว ในกลางปี 2534 นายกรัฐมนตรี (นายอานันท์ ปันยารชุน) จึงได้ยกเลิกคำสั่งต่างๆ ดังกล่าว และได้มีการกำหนดนโยบายด้านพลังงานของประเทศให้ชัดเจนขึ้น โดยเน้นเรื่องความมั่นคงในการจัดหาพลังงานของประเทศในระยะยาว ซึ่งต้องจัดหาพลังงานให้เพียงพอกับความต้องการ มีคุณภาพ ในระดับราคาที่เหมาะสม มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงและการกระจายแหล่งพลังงานไว้อย่างพอเพียง เพื่อความมั่นคงของประเทศ พร้อมทั้งกำหนดนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดไว้ อย่างชัดเจน โดยมีการตราพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานขึ้นในปี 2535 เพื่อเป็นเครื่องมือในการกำหนดมาตรการกำกับดูแลและส่งเสริมให้มีการใช้ พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
5. ในภาวการณ์ปัจจุบัน ประเด็นปัญหาด้านพลังงานของประเทศไทย มิใช่เรื่องการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงเช่นในอดีตที่ผ่านมา แต่เกิดจากการที่ประเทศไทยมิได้มีแหล่งพลังงานเชิงพาณิชย์ภายในประเทศมาก เพียงพอต่อความต้องการ จึงต้องพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศ ทำให้รัฐสูญเสียเงินตราต่างประเทศปีละเป็นจำนวนมาก ดังนั้น แนวทางในการพัฒนาพลังงานของประเทศในระยะหลัง จึงไม่ได้นำมาตรการกำหนดเวลา ปิด-เปิดกิจการต่างๆ ดังกล่าวกลับมาใช้อีก เพราะผลที่ได้รับไม่ใช่ผลของการประหยัดพลังงานได้ในภาพรวม
6. ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาปัญหาภาวะการขาดดุลการค้าของประเทศ ซึ่งส่วนหนึ่งเกิดจากการนำเข้าพลังงานเชิงพาณิชย์ในปริมาณมาก ฝ่ายเลขานุการฯ จึงนำเสนอมาตรการประหยัดพลังงานที่มีความเหมาะสมกับภาวการณ์ปัจจุบันซึ่ง เป็นมาตรการรณรงค์เชิงรุกและกระตุ้นจิตสำนึกของผู้ใช้พลังงานให้เกิดความ ร่วมมือในการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดที่ได้ผลในระยะยาว ประกอบด้วยมาตรการดังต่อไปนี้
6.1 มาตรการเร่งด่วนที่ต้องทำทันที มีดังนี้
(1) ให้ สพช. เร่งติดตามให้หน่วยงานราชการระดับกรมและรัฐวิสาหกิจ เคร่งครัดการปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2543 เรื่อง แนวทางการรณรงค์เพื่อประหยัดน้ำมัน ที่ให้หัวหน้าส่วนราชการเป็นประธานคณะทำงานรับผิดชอบในการกำหนดแผนงานและ เป้าหมายในหน่วยงานของตนให้ลดการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อย 5% ของปริมาณการใช้เดิม และให้ สพช. ประสานงานกับ สำนักงบประมาณ และสำนักงาน ก.พ. เพื่อหารือในความเป็นไปได้ที่จะนำงบประมาณรายจ่ายที่หน่วยงานสามารถประหยัด การใช้พลังงานลงได้นั้น มาใช้เป็นรางวัลตอบแทนข้าราชการ/ลูกจ้างของหน่วยงานนั้น
(2) ให้ สพช. เร่งนำเทคนิค Cleaner Technology และ Value Engineering มาใช้ในโรงเรียน
(3) ให้สำนักงานคณะกรรมการจัดระบบการจราจรทางบก (สจร.) และกรุงเทพมหานคร (กทม.) เร่งจัดทำโครงข่ายเส้นทางจักรยานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑล โดยมีเป้าหมายแล้วเสร็จ ภายใน 3 เดือน นับจากวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมติ และให้ปรับผิวจราจรในเขตพื้นที่ที่จะทดลองใช้จัดทำโครงข่ายเส้นทางจักรยาน โดยทันที
(4) ให้ สจร. กทม. สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และการท่องเที่ยวแห่งประเทศไทย ทดลอง ปิดถนนบางสายในบางเวลา เช่น ถนนสีลม ถนนข้าวสาร และถนนบริเวณเกาะรัตนโกสินทร์ ในเย็นวันอาทิตย์ ระหว่างเวลา 16.00 น. ถึง 24.00 น. และสร้างกิจกรรมต่างๆ เพื่อจูงใจให้มีการสัญจรถนนสายนั้นด้วยการเดินเท้า และหลังจากการประเมินผลแล้วหากมีผลตอบรับที่ดี จึงขยายเวลาหรือพื้นที่ปิดถนนให้มากขึ้น
(5) ให้ สพช. เร่งรณรงค์โครงการ Car Free Day ให้มีความต่อเนื่องจากปี 2543 โดยออกประกาศให้วันพฤหัสบดี เป็น Car Free Day ของทุกสัปดาห์ และให้วันที่ 22 เป็น Car Free Day ของทุกเดือน และให้วันที่ 22 กันยายน เป็น Car Free Day ของทุกปี
(6) ให้ สพช. การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และกรมประชาสัมพันธ์ พิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้หากนำมาตรการกำหนดวัน เวลา และเงื่อนไขในการดำเนินงานหรือกิจการต่างๆ เกี่ยวกับสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการประหยัดไฟฟ้าสำหรับสถานีโทรทัศน์กลับมาบังคับใช้ในภาวการณ์ ปัจจุบัน
6.2 มาตรการเร่งด่วนที่ต้องทำให้แล้วเสร็จในปี 2544 มีดังนี้
(1) ให้ พพ. เร่งให้การปฏิบัติงานภายใต้แผนงานภาคบังคับเกิดผลอย่างจริงจัง เพื่อสนับสนุนให้เกิดการลงทุนในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคาร ควบคุม
(2) ให้ พพ. เร่งสนับสนุนให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในส่วนของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม ที่เป็นของรัฐ โดยเร่งดำเนินการโครงการเร่งด่วนที่เรียกว่า "Fast Track" โดยให้มีการว่าจ้างตัวแทนดำเนินการ เพื่อเข้าไปช่วยกระทรวง ทบวง และหน่วยงานต่างๆ ให้สามารถดำเนินการอนุรักษ์พลังงานได้อย่างรวดเร็วและถูกต้องมากยิ่งขึ้น
(3) ให้ พพ. และ สพช. เร่งสนับสนุนและร่วมมือกับหน่วยงานของรัฐและเอกชน เพื่อให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ทั้งในด้านการขนส่ง อุตสาหกรรม ธุรกิจการพาณิชย์ บ้านอยู่อาศัย และสนับสนุนให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนอย่างแพร่หลายยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
1.รับทราบมาตรการอนุรักษ์พลังงานตามที่ สพช. เสนอ และเห็นชอบให้ดำเนินการตามมาตรการที่ได้กำหนดไว้แล้วให้เกิดผลโดยเร็ว
2.มอบหมายให้ สพช. รับไปประสานงานกับหน่วยงานภาครัฐ เอกชน และประชาชน เพื่อเปิดรับฟังความคิดเห็นให้กว้างขวางและประมวลมาตรการเกี่ยวกับกับการ อนุรักษ์พลังงานที่เห็นผลเป็นรูปธรรมชัดเจน แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 การส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงในส่วนของภาษีและกองทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2543 เห็นชอบในหลักการแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการใช้เอทานอลเป็น เชื้อเพลิง โดยมอบหมายให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) รับไปพิจารณาเรื่องโครงสร้างภาษีสรรพสามิตและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง ซึ่งต่อมา กพช. ได้มีการพิจารณาเรื่องดังกล่าวเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 และมีมติให้กระทรวงอุตสาหกรรมนำประเด็นการลดหย่อนภาษีสรรพสามิต กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เสนอต่อคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติพิจารณาผลกระทบที่มีต่อผู้ผลิตรถยนต์ ผู้จัดจำหน่าย และผู้บริโภคด้วย
2. คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2544 และได้มีการ พิจารณาเรื่องภาษีสรรพสามิตและนโยบายการกำหนดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ซึ่งมติของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2544 เพื่อรับทราบดังนี้
(1) ให้ยกเว้นภาษีสรรพสามิตของเอทานอลหน้าโรงงาน (0.05 บาท/ลิตร)
(2) ให้กำหนดสัดส่วนการผสมเอทานอล 10% คงที่ในน้ำมันแก๊สโซฮอล์ และยกเว้นภาษีสรรพสามิตในส่วนของเอทานอลที่เติมในเนื้อน้ำมัน
(3) ให้กำหนดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ประมาณ 1 บาท/ลิตร (เท่ากับราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 91) ในระยะ 3 ปีแรก โดยยกเว้นภาษีสรรพสามิตของเอทานอล และน้ำมันแก๊สโซฮอล์เฉพาะส่วนของเอทานอล รวมทั้งลดหย่อนหรือยกเว้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
(4) กำหนดให้มีกองทุนเพื่อรักษาระดับราคาเอทานอล
3. กระทรวงการคลังอยู่ระหว่างเสนอคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบในการยกเว้นภาษีสรรพสามิตเอทานอลหน้าโรงงานที่นำไปผสมใน น้ำมันเชื้อเพลิง (0.05 บาท/ลิตร) และยกเว้นภาษีสรรพสามิตน้ำมันในส่วนของเอทานอล 10% ที่เติมในน้ำมันเบนซิน โดยกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตแก๊สโซฮอล์เป็น 90% ของภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินในปัจจุบัน ซึ่งสัดส่วนปริมาณของเอทานอลที่ผสมในน้ำมันเบนซินต้องอยู่ในระดับไม่ต่ำกว่า 10%
4. เนื่องจากราคา MTBE ลอยตัวตามราคาน้ำมันในตลาดโลก คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติจึงต้องการให้ราคาเอทานอลคงที่ เพื่อเป็นหลักประกันที่จะทำให้โรงงานผลิตเอทานอลสามารถกำหนดราคาหรือประกัน ราคารับซื้อวัตถุดิบจากชาวไร่ได้ และเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวจึงเสนอให้จัดตั้งกองทุนเพื่อรักษาระดับราคาเอทา นอล เพื่อเก็บเงินเข้ากองทุนจากกำไรที่สูงกว่าปกติ และจ่ายชดเชยให้กับโรงงานเอทานอลในเวลาที่ราคาเอทานอลสูงกว่า MTBE เพื่อให้โรงกลั่นน้ำมันมีความมั่นใจว่า ราคาเอทานอลจะไม่สูงกว่าราคา MTBE แน่นอน อย่างไรก็ดี การใช้กองทุนรักษาระดับราคาเอทานอล จะต้องคำนึงถึงการตั้งราคาเอทานอล ณ โรงงาน ที่เหมาะสม โดยจะต้องเป็นราคาที่ไม่สูงกว่าราคาเฉลี่ยของสาร MTBE มิฉะนั้นแล้วกองทุนจะต้องจ่ายเงินชดเชยมากกว่าการเก็บเงินเข้ากองทุนจนทำให้ เงินไหลออกจากกองทุนจนหมด
5. สพช. ได้จัดทำข้อเสนอขอยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจากแก๊สโซฮอล์ในส่วนของเอทานอล 10% และลดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเหลือ 0.30 บาท/ลิตร ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 90% โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของแก๊สโซฮอล์จะเท่ากับ 0.27 บาท/ลิตร และ 0.036 บาท/ลิตร ตามลำดับ รวมทั้ง ให้มีการ จัดตั้งกองทุนเพื่อรักษาระดับราคาเอทานอลตามข้อเสนอของคณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการตามข้อเสนอของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประสานกับคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ในการกำหนดระยะเวลาในการยกเว้นภาษีสรรพสามิตและกองทุนฯ ให้ชัดเจนเพื่อไม่ให้มีผลกระทบตามมาในภายหลังต่อเกษตรกร และผู้ลงทุนโดยให้จัดทำรายละเอียดของโครงการและแผนปฏิบัติการ แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
กพช. ครั้งที่ 83 - วันพุธที่ 11 เมษายน 2544
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83)
วันพุธที่ 11 เมษายน พ.ศ. 2544 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานความก้าวหน้ามาตรการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน
2.อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
3.แนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและการปรับโครงสร้าง
นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายภิรมย์ศักดิ์ ลาภาโรจน์กิจ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบถึงนโยบายของรัฐบาลที่เร่งรัดให้มีการนำรัฐวิสาหกิจ เข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยขอให้ผู้แทนกระทรวงการคลังรายงานให้ที่ประชุมทราบ ซึ่งมีสาระสำคัญสรุปได้ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2544 ได้มีการประชุมระดมความคิดเห็นเพื่อกำหนดแนวทางการพัฒนา ตลาดทุนไทยระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธาน และที่ประชุมได้เห็นชอบแผนการเตรียมความพร้อมในการนำรัฐวิสาหกิจเข้าจด ทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ และสำหรับรัฐวิสาหกิจที่คาดว่าจะจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ และจะลดสัดส่วนการถือหุ้นของภาครัฐลงในปี 2544 - 2546 จำนวน 16 แห่ง ในจำนวนนี้มีการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ซึ่งนายกรัฐมนตรีมีความประสงค์จะให้ ปตท. เข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ อย่างช้าภายในเดือนพฤศจิกายน 2544 แต่เนื่องจากเรื่องการแปรรูป ปตท. จะต้องผ่านการ พิจารณาของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และมีระยะเวลาเหลืออยู่ไม่มากนักสำหรับการกำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้องให้มี ความชัดเจนก่อนที่จะมีการระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ได้แก่ นโยบายการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซธรรมชาติ นโยบายการค้ำประกันเงินกู้ เป็นต้น กระทรวงการคลังจึงขอให้ที่ประชุมได้มีการพิจารณาดำเนินการในเรื่องนี้ให้ทัน ภายในเดือนพฤศจิกายน ศกนี้
2. ในวันที่ 19 เมษายน 2544 คณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจ ซึ่งดูแลเรื่องการแปรรูปรัฐวิสาหกิจทั้งหมด จะมีการแต่งตั้งคณะกรรมการแต่ละชุดเพื่อดูแลเรื่องการระดมทุนของรัฐวิสาหกิจ แต่ละแห่งให้เป็นไปตามเป้าหมายและเป็นไปในแนวทางเดียวกันทั้งระบบ ในด้านของสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจก็ได้มีการชี้แจงทำความเข้าใจและได้รับความ ร่วมมือพอสมควร แต่ก็ยังมีความจำเป็นต้องชี้แจงทำความเข้าใจต่อไป
3. แผนการเตรียมความพร้อมนี้จะเป็นการเตรียมความพร้อมให้รัฐวิสาหกิจแต่ละแห่ง สามารถดำเนินการ ไปพร้อมกันได้ เพราะขั้นตอนการดำเนินงานของรัฐวิสาหกิจแต่ละแห่งก็มีอยู่แล้วในแผนแม่บท ซึ่งการนำรัฐวิสาหกิจเข้าตลาดหลักทรัพย์จะช่วยเพิ่มมูลค่าในตลาดทุนและจะ ช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจได้มาก เมื่อรัฐบาลได้ประกาศนโยบาย เรื่องนี้ไปแล้ว หากไม่ได้มีการดำเนินการหรือดำเนินการไม่ทันตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ ก็จะทำให้นักลงทุน ขาดความมั่นใจได้
เรื่องที่ 1 รายงานความก้าวหน้ามาตรการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2544 มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปประสานงานกับหน่วยงานภาครัฐ เอกชน และประชาชนเพื่อเปิดรับฟังความเห็นให้กว้างขวาง และประมวลมาตรการเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานที่เห็นผลเป็นรูปธรรมชัดเจน แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป
2. สพช. ได้เตรียมการประชุมกลุ่มย่อยโดยมีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดเป้าหมายและแนวทาง ใน การ ส่งเสริมให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานและการใช้พลังงานหมุนเวียนที่เห็นผลโดย เร็วที่สุด พร้อมทั้งรวบรวมปัญหาและอุปสรรคเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาแก้ไขให้การดำเนินงานของหน่วยงานที่ เกี่ยวข้องเป็นไปตามเป้าหมาย การแบ่งกลุ่มย่อยเป็นการแบ่งตามกิจกรรมส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและ เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่สมควรได้รับการสนับสนุนซึ่งแบ่งออกเป็น 9 กลุ่ม และได้เริ่มการประชุมกลุ่มย่อยแล้ว ตั้งแต่วันที่ 29 มีนาคม 2544 และจะจบสิ้นในวันที่ 20 เมษายน 2544 หลังจากนั้น สพช. ได้กำหนดให้มีการสัมมนาเพื่อเปิดรับฟังความเห็นจากสาธารณชนในวงกว้างเกี่ยว กับเป้าหมาย แนวทางการส่งเสริมและการแก้ไขปัญหาอุปสรรคของการดำเนินงานให้เกิดการ อนุรักษ์พลังงานและการใช้พลังงานหมุนเวียน ในวันที่ 4 พฤษภาคม 2544 เพื่อสรุปเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
3. ผลการประชุมกลุ่มย่อยครั้งแรกที่จัดขึ้น เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2544 เป็นการประชุมกลุ่มของผู้ทรงคุณวุฒิด้านการโฆษณา ประชาสัมพันธ์ และการตลาด เพื่อรวบรวมความเห็นเกี่ยวกับมาตรการประชาสัมพันธ์ โดยที่ประชุมได้มีข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะดังนี้
3.1 การประชาสัมพันธ์โครงการรวมพลังหารสองที่ผ่านมา บรรลุเป้าหมายด้านการสร้างความรับรู้และทำให้ประชาชนทั่วไปตระหนักถึงความ สำคัญของการประหยัดน้ำมันและไฟฟ้า แต่ยังไม่สามารถทำให้ประชาชนปรับเปลี่ยนพฤติกรรมในการใช้พลังงานให้ลดลงได้ ซึ่งตรงกับผลการประเมินได้มีการสำรวจความคิดเห็นของประชาชนไว้ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา
3.2 ที่ประชุมมีข้อเสนอแนะว่า ควรที่จะดำเนินโครงการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานให้เป็นไปอย่างต่อเนื่อง และให้กำหนดเป็นวาระแห่งชาติด้านพลังงาน เพื่อให้องค์กรที่เกี่ยวข้องทุกองค์กรให้ความสำคัญและร่วมมือในการพยายาม ผลักดันในทุกด้านเพื่อผลสำเร็จในการสร้างสำนึกด้านการอนุรักษ์ พลังงานของทุกคน และให้เน้นการ "ประหยัดช่วยชาติ" พร้อมทั้งเสนอให้รัฐบาลเข้ามามีบทบาทในการสนับสนุนด้านงบประมาณอย่างต่อ เนื่อง และควรจัดให้มีการทำแผนรณรงค์ประชาสัมพันธ์เป็นแผนที่ครบวงจร หรือจัดทำแผนรวม คือ มีทั้งแผนรณรงค์ประชาสัมพันธ์ การสร้างกิจกรรม การกำหนดแนวทางปฏิบัติเพื่อความสำเร็จของแผนงาน และในอนาคต สพช. ควรทำหน้าที่เป็นเพียงองค์กรกลางประสานและกระตุ้นจิตสำนึกของประชาชน ส่วนการสร้างกิจกรรมมีส่วนร่วมให้เป็นหน้าที่ขององค์กรอื่น ทั้งภาครัฐและเอกชน
3.3 นอกจากนี้ที่ประชุมยังได้เสนอแนะกิจกรรมเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน ได้แก่
(1) ให้ยังคงกิจกรรมเก่าที่ทำแล้ว เช่น Car Pool Car Free Day โดยในส่วนของ Car Free Day เสนอแนะให้ทำการแยกเป็นเขต หรือพื้นที่บางถนน และผสมผสานแนวความคิดของ Walking Street เข้าไปด้วยกัน
(2) โครงการประกวดโรงแรม อาคารสำนักงานและศูนย์การค้าประหยัดพลังงานโดยมุ่งเน้นการประหยัดพลังงานอย่างต่อเนื่องของธุรกิจเหล่านี้
(3) ประกวดการประหยัดไฟฟ้าในระดับโรงเรียนหรือชุมชนทั่วประเทศ โดยใช้ใบเสร็จค่าไฟฟ้า ที่ประหยัดในแต่ละเดือน ตลอดระยะเวลารณรงค์เป็นเครื่องมือในการพิจารณาให้รางวัล
(4) จัดการประกวดโครงการประหยัดน้ำมันขององค์กรราชการ รัฐวิสาหกิจ และเอกชน โดย มุ่งเน้นในการให้ความรู้ ความเข้าใจกับบุคลากรในองค์กรนั้นๆ โดยมีการพิจารณาให้รางวัลแก่หน่วยงานที่สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายลงได้
(5) โครงการปิดเครื่องใช้ไฟฟ้าภายในบ้านเมื่อไม่ได้ใช้ เช่น แอร์ โทรทัศน์ วิทยุ กระติกน้ำร้อน หม้อหุงข้าว ฯลฯ
(6) การรณรงค์ปิดน้ำ ปิดไฟ เมื่อไม่ได้ใช้
(7) โครงการรณรงค์การใช้รถยนต์ขนาดเล็ก (ขนาด CC ของเครื่องยนต์)
4. สพช. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าควรมีการดำเนินการในเรื่องการประหยัดพลังงาน ดังนี้
4.1 การเรียกร้องผ่านสื่อทุกแขนงให้ประชาชนทุกคนทำการประหยัดไฟฟ้าและน้ำมัน เพื่อกอบกู้เศรษฐกิจของประเทศ โดยให้ส่งมาตรการประหยัดที่ได้ทำมาแล้วมายัง สพช. และ สพช. จะจัดส่งเครื่องหมายซึ่งอาจจะใช้ธงสัญลักษณ์ เพื่อแสดงว่าผู้ได้ลงมือปฏิบัติเป็นผู้มีส่วนร่วมในการกอบกู้เศรษฐกิจของ ประเทศ
4.2 จัดส่งมาตรการประหยัดที่ทำได้ง่าย เช่น การถอดปลั๊กทีวีที่ใช้รีโมทคอนโทรล และเครื่องทำน้ำร้อน น้ำเย็น เมื่อเลิกใช้แล้ว ผ่านสื่อต่างๆ ให้กว้างขวางที่สุด เพื่อเป็นแนวทางในการให้ประชาชนประหยัด
4.3 สนับสนุนให้เกิดการแข่งขันด้านการประหยัดไฟฟ้า ผ่านทางโรงเรียนทั่วประเทศ โดยขอความร่วมมือจากครูประจำชั้นในการรวบรวมใบเสร็จค่าไฟฟ้าจากนักเรียนใน ห้องเรียนเพื่อใช้ในการคำนวณการประหยัดไฟฟ้าของครอบครัวของนักเรียนทั้ง โรงเรียน โรงเรียนที่ร่วมโครงการจะได้รับการยกย่องจากสังคมผ่านทางสื่อมวลชนและรัฐบาล ส่วนโรงเรียนที่ชนะการแข่งขันจะได้รับรางวัลทุนการศึกษาจาก ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี
4.4 สนับสนุนให้เกิดการแข่งขันด้านการประหยัดน้ำมันของหน่วยงานของรัฐและเอกชน โดยให้ ส่งผลการประหยัดน้ำมันมายัง สพช. เพื่อรวบรวมเปรียบเทียบหาผู้สมควรได้รับการยกย่องจากสื่อมวลชนและ รัฐบาล และผู้ชนะการแข่งขันจะได้รับรางวัลเชิดชูเกียรติจาก ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานความก้าวหน้ามาตรการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทด แทน และเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนที่ได้ดำเนินการ อยู่แล้วต่อไป
เรื่องที่ 2 อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อันเป็นการใช้พลังงานนอกรูปแบบและต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์ มากยิ่งขึ้น อีกทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและระบบ จำหน่ายไฟฟ้า
2. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ซึ่งได้ประกาศใช้ตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา ได้กำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยใช้หลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) กล่าวคือ SPP ที่ขายไฟฟ้าในลักษณะสัญญา Firm ที่มีระยะเวลาสัญญามากกว่า 5 ถึง 25 ปี จะได้รับค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ซึ่งกำหนดจากค่าลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษา ที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Cost) ส่วน SPP ที่ขายไฟฟ้าในลักษณะสัญญา Non-Firm และ SPP ประเภทสัญญา Firm ที่มีระยะเวลาสัญญา น้อยกว่า 5 ปี จะได้รับเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า ซึ่งกำหนดจากค่าเชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษาของโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้น (Short Run Avoided Energy Cost)
3. โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง คือ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา โดย SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง ราคารับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง ในส่วนของโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐานเท่ากับ 0.87 บาทต่อหน่วย ซึ่งกำหนดจากต้นทุน ที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้น (Short Run Avoided Cost) ของโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในปี 2534 ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าจะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาน้ำมันเตาที่ กฟผ. รับซื้อเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (2.7681 บาทต่อลิตร) เกินกว่า 5 สตางค์
4. การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตั้งแต่ปี 2535 ถึงปัจจุบัน กฟผ. ได้รับข้อเสนอขายไฟฟ้ารวม ทั้งสิ้น 101 ราย แต่มีบางรายที่ถูกปฏิเสธและบางรายที่ขอถอนข้อเสนอ โดยเฉพาะอย่างยิ่งหลังจากค่าเงินบาทลอยตัวเมื่อเดือนกรกฎาคม 2540 ในปัจจุบันมี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้ารวม 59 ราย โดย กฟผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 51 ราย และอยู่ระหว่างการเจรจา 8 ราย หากทุกโครงการแล้วเสร็จ และสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ จะมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมทั้งสิ้น 2,285 เมกะวัตต์
5. ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2544 มี SPP 44 ราย ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. แล้ว มีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 1,799 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 16 โครงการ จำนวน 1,203 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 4 โครงการ จำนวน 196 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้ถ่านหินและพลังงานนอก รูปแบบเป็นเชื้อเพลิง 3 โครงการ จำนวน 190 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง 1 โครงการ จำนวน 9 เมกะวัตต์ โครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง 19 โครงการ จำนวน 156 เมกะวัตต์ และโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงผสมในการผลิตไฟฟ้า 1 โครงการ จำนวน 45 เมกะวัตต์
6. ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ SPP ตั้งแต่ปี 2537 จนถึงเดือนธันวาคม 2543 คิดเป็นปริมาณรวม 23,770 ล้านหน่วย มูลค่าการรับซื้อไฟฟ้า 39,754 ล้านบาท ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ย 1.01-1.75 บาทต่อหน่วย โดยหากพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในปี 2543 จะสูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าประเภทสัญญา Firm เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเตาในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้น กล่าวคือ ราคาน้ำมันเตาเฉลี่ยปี 2543 เท่ากับ 25.32 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เพิ่มขึ้นจากราคาน้ำมันเตาเฉลี่ยปี 2542 ซึ่งมีค่าประมาณ 16.13 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ประเภท Non-Firm ซึ่งอิงราคา น้ำมันเตา สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Firm แสดงให้เห็นว่าสูตรการคิดค่าไฟฟ้าที่ใช้ในขณะนี้ไม่เหมาะสมกับสภาพการณ์ ปัจจุบัน กฟผ. จึงเสนอให้มีการพิจารณาปรับปรุงโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิง และต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่เปลี่ยนแปลงไป
7. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 1/2544 (ครั้งที่ 37) เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2544 ได้พิจารณาเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน สามารถสรุปผลการพิจารณาได้ดังนี้
7.1 การปรับโครงสร้างอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ซึ่งจากเดิมอ้างอิงราคาน้ำมันเตาเปลี่ยนมาเป็นการอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการปรับปรุงให้สอดคล้องกับสภาพการณ์ราคาเชื้อเพลิง ในปัจจุบัน และต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของ กฟผ. ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยสูตรการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้ายังคงกำหนดตามโครงสร้างราคาของ SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งกำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กในปัจจุบัน อย่างไรก็ตาม ที่ประชุมเห็นว่า กฟผ. ควรปรับปรุงค่าตัวแปรที่ใช้ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ ข้อมูลในปัจจุบันด้วย
7.2 ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตราย เล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตาในปัจจุบัน และเห็นชอบสูตรอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งสัญญาประเภท Firm และ Non-Firm ทั้งนี้ ให้ กฟผ. ดำเนินการปรับปรุงค่าตัวแปรในสูตรอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามความเห็นของที่ประชุม โดยโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ให้มีผลบังคับใช้กับที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน และ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิงที่จะยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ. รวมถึง SPP ประเภท Non-Firm เดิมที่จะต่ออายุสัญญาใหม่ ทั้งนี้ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนสูตรโครงสร้างราคาไฟฟ้าใหม่ ได้
7.3 กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติของคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว และได้เสนอสูตรการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ทั้งประเภท Non-Firm และ Firm ที่ได้มีการปรับปรุงค่าตัวแปรในโครงสร้างราคารับซื้อใหม่ตามความเห็นของคณะ อนุกรรมการฯ แล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer : SPP) ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา
2.เห็นชอบโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสูตรการคำนวณ รวมทั้ง ค่าตัวแปรที่ใช้ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าทั้งประเภท Non-Firm และ Firm ที่ได้มีการปรับปรุงใหม่ตามความเห็นของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานใน อนาคตของการไฟฟ้า
3.โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ให้มีผลบังคับใช้กับ SPP ดังต่อไปนี้
3.1 SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ SPP รายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนวันที่ 16 มิถุนายน 2543 ที่ประสงค์จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เฉพาะกำลังการผลิตส่วนเพิ่ม ให้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่นี้ มีผลบังคับใช้เฉพาะส่วนของกำลังการผลิตส่วนเพิ่ม
3.2 SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิงที่จะยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าใหม่กับ กฟผ. รวมถึง SPP ประเภท Non-Firm เดิมที่จะต่ออายุสัญญาใหม่
ทั้งนี้ ให้ SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. และ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ใหม่ได้
เรื่องที่ 3 แนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และการปรับโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 7 กันยายน 2543 ให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ทุกภาคการใช้จนถึงสิ้นปี 2543 และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) รับไปพิจารณาความเหมาะสมของการปรับลดการชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หรือ ปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ทั้งระบบ
2. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2543 และมีมติเห็นชอบแผนการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและราคาก๊าซ ปิโตรเลียมเหลว โดยให้ใช้ 2 แนวทางประกอบกัน ได้แก่ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซล มีเพดานสูงสุดของอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนฯ ไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร และการทยอยปรับราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซLPG เพิ่มขึ้นในระดับ ไม่เกินร้อยละ 10 ในแต่ละไตรมาส โดยมีเป้าหมายให้อัตราการชดเชยราคาก๊าซ LPG ลดลงครึ่งหนึ่งภายใน 2 ปี และเป็นศูนย์ในที่สุด ซึ่ง สพช. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซลสู่ระดับเพดานสูงสุดเรียบร้อยแล้ว
3. ต่อมาคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้มีมติเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2544 เห็นชอบการ แก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ โดยให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคา นำเข้าก๊าซ LPG เป็นการชั่วคราว เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน -10$/ตัน และให้มีการประกันราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าต่ำสุด นอกจากนั้น ได้เห็นชอบในหลักการว่าควรจะมีการปรับเพิ่มราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซ LPG เพื่อแก้ไขปัญหาทั้งระบบ โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณา
4. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนเมษายนปรับตัวลดลง มาอยู่ในระดับ 261 $/ตัน ราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG อยู่ในระดับ 11.19 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนฯ 6.53 บาท/กก.หรือ 1,020 ล้านบาท/เดือน ประมาณการฐานะกองทุนฯ ณ สิ้นเดือนมีนาคม 2544 ติดลบอยู่ในระดับ 11,378 ล้านบาท และหากไม่มีการดำเนินการใดๆ คาดว่าฐานะกองทุนฯ จะติดลบในระดับ 13,000 ล้านบาท ในช่วงสิ้นปี 2544
5. โครงสร้างราคาและค่าการตลาดที่ไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ได้ก่อให้เกิดปัญหาในระบบการค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ส่งผลต่อเนื่องถึงผู้ บริโภค และการชดเชยราคาในระดับสูงเป็นสาเหตุทำให้ฐานะกองทุนฯ ติดลบในระดับสูงมาก ซึ่งก่อให้เกิดผลกระทบและปัญหาในด้านต่างๆ ได้แก่ 1) ผลกระทบต่อวินัยการเงินการคลังของประเทศ 2) ผลกระทบต่อผู้ผลิตก๊าซและประชาชน และ 3) การลักลอบส่งออกก๊าซหุงต้มและนำไปใช้ในรถยนต์และภาคอุตสาหกรรมมากขึ้น
6. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้กำหนดแนวทางในการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนฯ โดยให้เป็นการรับภาระร่วมกัน 3 ฝ่าย ได้แก่ 1) ผู้ผลิต โดยการปรับลดราคา ณ โรงกลั่น 2) กองทุนฯ โดยการ ปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันชนิดอื่น 3) ผู้บริโภค โดยการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ซึ่งในข้อ 1) และ 2) ได้ดำเนินการไปแล้ว ทำให้สามารถบรรเทาปัญหาได้เพียงระดับหนึ่ง แต่การปรับขึ้นราคาขายส่งและขายปลีก ยังจำเป็นที่จะต้องดำเนินการ เนื่องจากเป็นสาเหตุหลักที่ก่อให้เกิดปัญหาทั้งหมด และจะเป็นการส่งสัญญาณที่ถูกต้องให้ประชาชนได้รับทราบถึงต้นทุนราคาก๊าซที่ แท้จริง ซึ่งจะส่งผลให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ การปรับราคาควรจะปรับเพิ่มในระดับเดียวกันทั้งก๊าซหุงต้มที่ใช้ในครัวเรือน และก๊าซสำหรับรถยนต์และ อุตสาหกรรม เพราะการกำหนดราคาแตกต่างกันจะมีผลเสียมากกว่าผลดี เช่น ก่อให้เกิดปัญหาการลักลอบถ่ายเทก๊าซ ซึ่งอาจก่อให้เกิดอันตรายได้ นอกจากนี้ ยังมีปัญหาการร้องเรียนของผู้ขับรถรับจ้าง ปัญหาการปลอมแปลงเอกสารต้นทุนการผลิต เป็นต้น
7. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ทยอย ปรับขึ้นครั้งละไม่เกิน 1 บาท เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคมากนัก โดยคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาดำเนินการในช่วงที่เหมาะสม และมอบหมายให้กรมการค้าภายในรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการกลางว่าด้วย ราคาสินค้าและบริการ เพื่อให้สามารถปรับราคาขายปลีกก๊าซหุงต้มได้สอดคล้องและพร้อมกับการเปลี่ยน แปลงราคาขายส่งของคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน นอกจากนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณากำหนดแนวทางการแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในระยะยาว ใน 2 แนวทาง ได้แก่
(1) แนวทางการดำเนินการกรณียังคงการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยรัฐควรมีวัตถุประสงค์ ที่ชัดเจนในการจ่ายชดเชยราคาก๊าซเฉพาะกลุ่ม เช่น เกษตรกรหรือผู้มีรายได้น้อย การส่งเสริมการใช้ก๊าซหุงต้มเพื่อลดการตัดไม้ทำลายป่า กลุ่มผู้บริโภคทั่วไป โดยอาจมีการจัดตั้งกองทุนเฉพาะสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว แนวทางนี้มีข้อดีเพียงการชะลอปรับราคาออกไป ส่วนข้อเสีย คือ การปรับราคายังคงเกิดขึ้น เมื่อกองทุนฯ ไม่สามารถรับภาระได้และทำให้ราคาไม่มีเสถียรภาพในระยะยาว รวมทั้ง ระดับค่าการตลาดที่ไม่เหมาะสม ทำให้ไม่เกิดการแข่งขันและการพัฒนาตลาดก๊าซ LPG
(2) แนวทางมุ่งสู่การยกเลิกการควบคุมราคาหรือการเปิดเสรีตลาดก๊าซปิโตรเลียม ซึ่งเป็นแนวทางตามที่กำหนดไว้ในแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยให้ยกเลิกการควบคุมราคาขายส่งและขายปลีก ซึ่งข้อเสียมีเพียงประการเดียว คือ ประชาชนต้องรับภาระตามต้นทุนราคาที่เพิ่มขึ้นทันที แต่จะทำให้ผู้บริโภคและตลาดปรับตัวได้ ส่วนข้อดี คือ กลไกตลาดทำงานได้เต็มที่ ราคาปรับตามต้นทุน ไม่เกิดการบิดเบือนในการใช้ พลังงานของประเทศ มีการใช้ก๊าซ LPG อย่างมีประสิทธิภาพ และภาคเอกชนมีความมั่นใจในการลงทุนที่รัฐไม่แทรกแซงระบบการค้าเสรี
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการดำเนินการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวเท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน ลบ 10 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เป็นการชั่วคราว และให้มีการรับประกันราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าต่ำสุด โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 เมษายน 2544 เป็นต้นมา
2.เห็นชอบแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวครั้งละไม่เกิน 1 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคมากนัก โดยคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานจะเป็นผู้พิจารณาดำเนินการในช่วงระยะเวลา ที่เหมาะสมต่อไป
3.ให้กรมการค้าภายในรับไปดำเนินการเพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการออก ประกาศคณะกรรมการกลางว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ เพื่อให้สามารถปรับราคาขายปลีกก๊าซหุงต้มได้สอดคล้องและพร้อมกับการเปลี่ยน แปลงราคาขายส่งของคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน
4.ให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานรับไปพิจารณากำหนดรายละเอียดและ ขั้นตอนในการดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวในระยะยาวแล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 84 - วันจันทร์ที่ 2 กรกฎาคม 2544
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2544 (ครั้งที่ 84)
วันจันทร์ที่ 2 กรกฎาคม พ.ศ. 2544 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.ความคืบหน้าของมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
3.ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
4.แผนประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่ สพช. รับผิดชอบ ปีงบประมาณ 2544
5.การทบทวนมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83)
6.แนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
7.การสนับสนุนการใช้น้ำมันจากพืชเป็นเชื้อเพลิงในเครื่องยนต์ดีเซล
8.แผนการลงทุนของการไฟฟ้านครหลวงในช่วงปีงบประมาณ 2545-2550
นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤษภาคม 2544 ได้ปรับตัวสูงขึ้น 1.5-2.0 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันเบนซินที่สูงขึ้นเนื่องจากมีปริมาณสำรองต่ำ รวมทั้งการที่อิรักขู่จะหยุดส่งออกน้ำมันดิบ ในเดือนมิถุนายนราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง 3.0 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบสำรองเพิ่มมากขึ้นเมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี ที่แล้วประมาณ 17.0 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจร สิงคโปร์ เดือนพฤษภาคมมีการปรับตัวลดลง 6.0-7.0 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นผลจากค่าการกลั่นที่เพิ่ม สูงขึ้นทำให้โรงกลั่นเพิ่มปริมาณการกลั่นประกอบกับปริมาณสำรองของน้ำมัน เบนซินในประเทศสหรัฐอเมริกาเพิ่มสูงขึ้น ส่วนในเดือนมิถุนายน ราคาน้ำมันเบนซินปรับตัวลดลง 4.0 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อันเนื่องจากปริมาณสำรองทางการค้าเพิ่มมากขึ้น สำหรับราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวสูงขึ้น 0.8-1.0 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ผลมาจากแรงซื้อในตลาดและปัญหาของโรงกลั่นในคูเวต ส่วนราคาน้ำมันเตาปรับตัวลดลง 2.0 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณสำรองในภูมิภาคค่อนข้างสูงและความต้องการใช้ยังไม่เพิ่มขึ้น
2. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยเดือนพฤษภาคม น้ำมันเบนซินปรับตัวลดลง 80 สตางค์/ลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลราคาไม่เปลี่ยนแปลง และในเดือนมิถุนายนราคาน้ำมันเบนซินได้ปรับตัวลดลงรวม 1.10 บาท/ลิตร น้ำมันดีเซลปรับตัวลดลง 40 สตางค์/ลิตร ซึ่งมีสาเหตุจากราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวลดลงและค่าเงินบาท ที่แข็งตัวขึ้น ส่วนค่าการตลาดในเดือนพฤษภาคมได้เพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 1.30 - 1.50 บาท/ลิตร เนื่องจากราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวลดลงช้ากว่าราคาน้ำมันในตลาดโลก เดือนมิถุนายนค่าการตลาดได้ลดลงมาอยู่ที่ระดับ 1.00 บาท/ลิตร สำหรับค่าการกลั่นในเดือนพฤษภาคมปรับลดลงต่ำกว่า 50 สตางค์/ลิตร (1.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล) แต่ในเดือนมิถุนายนได้ปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 1.00 บาท/ลิตร (3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล)
3. แนวโน้มราคาน้ำมันในไตรมาส 3 ของปี 2544 คาดว่าความต้องการใช้น้ำมันจะเพิ่มสูงขึ้นตาม ฤดูกาล แต่ปริมาณสำรองยังอยู่ในระดับต่ำ ซึ่งจะทำให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 2-3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันดิบดูไบจะอยู่ที่ระดับ 26-29 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเบรนท์จะอยู่ที่ระดับ 27-30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันสำเร็จรูป เบนซินจะอยู่ที่ระดับ 30-34 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันดีเซลอยู่ที่ระดับ 32-36 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับราคาขายปลีกของไทย น้ำมันเบนซินออกเทน 95 อยู่ที่ระดับ 16-17 บาท/ลิตร น้ำมันเบนซินออกเทน 91 และดีเซลอยู่ที่ระดับ 15-16 บาท/ลิตร
4. ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดโลกเดือนพฤษภาคมปรับตัวสูงขึ้น 8 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 265 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซฯ หน้าโรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.57 บาท/ก.ก. อัตราเงินชดเชยจาก กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ที่ระดับ 6.07 บาท/กก. แนวโน้มของราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในตลาดโลกในช่วง ไตรมาส 3 จะอยู่ที่ระดับ 275-285 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งจะทำให้อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ที่ระดับ 6.55-7.01 บาท/กก. หรือ 1,002-1,072 ล้านบาท/เดือน กรมบัญชีกลางได้รายงานยอดเงินคงเหลือของกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 8 มิถุนายน 2544 มีจำนวน 3,489 ล้านบาท มีเงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนพฤษภาคม 15,955 ล้านบาท ทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 12,466 ล้านบาท โดยมีรายรับ 882 ล้านบาท/เดือน และรายจ่าย 928 ล้านบาท/เดือน ทำให้มีเงินไหลออกสุทธิ 46 ล้านบาท/เดือน
5. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2544 ปรับราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพิ่มขึ้น 0.8500 บาท/กก. ทำให้ราคาขายปลีกเมื่อรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เป็น 11.61 บาท/กก. มีผลตั้งแต่วันที่ 5 พฤษภาคม 2544 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ความคืบหน้าของมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
รายงานความคืบหน้าในการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคา น้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้นโดยมีความก้าวหน้าในแต่ละมาตรการสรุปได้ดังนี้
1. มาตรการอนุรักษ์พลังงานและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ มีดังนี้
1.1 กรมส่งเสริมอุตสาหกรรมได้มีการจัดสัมมนาเกี่ยวกับโครงการลดต้นทุนการผลิตและ สนับสนุนฐานการผลิตเทคโนโลยีประหยัดพลังงานในจังหวัดต่างๆ ซึ่งขณะนี้มีผู้ประกอบการเข้าร่วมโครงการจำนวน 109 ราย และอยู่ระหว่างการประสานงานให้ที่ปรึกษาด้านพลังงานเข้าไปตรวจวัดพลังงาน เบื้องต้นในโรงงานที่ร่วมโครงการ นอกจากนี้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้ให้เงินสนับสนุนในการ ดำเนินโครงการสาธิตการปรับเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศขนาดใหญ่ที่ใช้สาร CFCs ให้ แก่กรมโรงงานอุตสาหกรรมในวงเงิน 9.8 ล้านบาท รวมทั้ง ยังมีโครงการปรึกษาแนะนำและสร้างผู้เชี่ยวชาญการบริหารการจัดการพลังงาน และโครงการกระตุ้นให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมขนาดกลางและ ขนาดย่อม ซึ่งอยู่ระหว่างการดำเนินการเพื่อขอรับการสนับสนุนจากกองทุนฯ
1.2 การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อประหยัดพลังงาน (Tune-up) เสร็จสิ้นเมื่อเดือนธันวาคม 2543 มีรถเข้าร่วมโครงการ 14,453 คัน คิดเป็นร้อยละ 85 ของเป้าหมายโครงการคาดว่าจะช่วยประหยัดค่าเชื้อเพลิงให้แก่รถที่เข้าร่วม โครงการคิดเป็นเงินประมาณ 13 ล้านบาท
1.3 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ออกประกาศให้ทุนสนับสนุนเทศบาลทั่วประเทศเพื่อจัดทำแผนสร้างทางจักรยาน และรณรงค์ขี่จักรยานแบบครบวงจรในระดับเทศบาล ตั้งแต่วันที่ 6 มีนาคม 2544
1.4 สพช. ได้รณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้เบนซินที่มีค่าออกเทนเหมาะสมกับ เครื่องยนต์ ในช่วงที่ผ่านมาทำให้สัดส่วนการใช้เบนซินออกเทน 91 เพิ่มขึ้นจากเฉลี่ยร้อยละ 27 ในปี 2541 เป็นเฉลี่ยร้อยละ 33 49 55 ในปี 2542 2543 และ 2544 ตามลำดับ สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายได้รวม 2,653 ล้านบาท
2. มาตรการช่วยเหลือชดเชยราคาน้ำมันเป็นรายสาขามีดังนี้
2.1 ปตท. ได้ลดราคาเบนซินและดีเซลให้แก่เกษตรกรลิตรละ 25 สตางค์ และน้ำมันหล่อลื่น ลิตรละ 2 บาท รวมทั้ง ได้ลดราคาน้ำมันดีเซลให้กลุ่มประมงลิตรละ 42-77 สตางค์ และลดราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาให้แก่กลุ่มอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม (SME) ลิตรละ 15 สตางค์และ 7 สตางค์ ตามลำดับ ตั้งแต่ปี 2543 และจะขยายความช่วยเหลือจนถึงสิ้นปี 2544
2.2 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ใช้เงินของคณะกรรมการนโยบายและมาตรการช่วยเหลือเกษตรกร (คชก.) ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลให้แก่ครัวเรือนเกษตรกรปริมาณ 15 ลิตร/เดือน/ครัวเรือน อัตราลิตรละ 3 บาท เป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนตุลาคม - ธันวาคม 2543 มีเกษตรกรขอเบิกเงินชดเชยรวม 58,525 ครัวเรือน คิดเป็นร้อยละ 1 ของจำนวนครัวเรือนเป้าหมาย ปริมาณน้ำมัน 2.2 ล้านลิตร เป็นจำนวนเงินชดเชย 6.5 ล้านบาท และกรมประมงใช้เงิน คชก. ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลให้แก่เรือประมงขนาดเล็กในอัตราไม่เกินลิตรละ 3 บาท ตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2543 ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินโครงการในระยะที่ 2 เริ่มตั้งแต่เดือนมิถุนายน - สิงหาคม 2544
2.3 กรมการขนส่งทางบก ได้ช่วยเหลือชดเชยราคาน้ำมันดีเซลให้แก่ผู้ประกอบการขนส่งในอัตราเฉลี่ย 40 ลิตร/คัน/วัน อัตราลิตรละ 1.20 บาท โดยจัดทำเป็นคูปองน้ำมันมีระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2543 รวมเป็นเงินจ่ายชดเชย 133 ล้านบาท และอยู่ระหว่างดำเนินการช่วยเหลือชดเชยแก่ผู้ประกอบการขนส่งในช่วงเดือน มิถุนายน - สิงหาคม 2544 โดยจะจ่ายเป็นเช็คเงินสดให้ผู้ประกอบการใน แต่ละเดือนๆ ละ 48 บาท/วัน/คัน ทั้งนี้เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาคูปองน้ำมันปลอม
3. มาตรการปรับเปลี่ยนการใช้พลังงาน
3.1 ปตท.ได้สนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติในยานยนต์โดยการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซ ธรรมชาติ ให้แก่รถแท๊กซี่อาสาสมัคร จำนวน 100 คันแล้วเสร็จเมื่อเดือนมีนาคม 2544 และอยู่ระหว่างดำเนินการขยายการติดตั้งอุปกรณ์ให้แก่รถแท๊กซี่อีก 1,000 คัน โดยในแผนระยะที่ 2 จะขยายการติดตั้งอุปกรณ์ให้แก่รถแท็กซี่อีก 10,000 คัน ภายใน 5 ปี รวมทั้งมีแผนที่จะก่อสร้างสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการให้บริการ แก่รถยนต์ที่ใช้ก๊าซฯ รอบกรุงเทพฯ และปริมณฑล จำนวน 30 สถานี ภายในปี 2548
3.2 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้ให้การสนับสนุนเกษตรกรผู้เลี้ยง สัตว์รายย่อยทั่วประเทศในการสร้างบ่อผลิตก๊าซชีวภาพจากมูลสัตว์เพื่อใช้เป็น พลังงานทดแทนก๊าซหุงต้ม จนถึงปัจจุบันได้มีการก่อสร้างบ่อผลิตก๊าซชีวภาพแล้ว 1,054 บ่อ ได้ก๊าซชีวภาพปีละ 2.9 ล้านลบ.ม. ทดแทนก๊าซหุงต้มได้ 1.25 ล้านกิโลกรัม นอกจากนี้ กองทุนฯ จะให้การอุดหนุนราคารับซื้อไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อ เพลิง เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้น โดยคาดว่าจะออกประกาศเชิญชวนภาคเอกชนเข้าร่วมโครงการภายในเดือนกรกฎาคม 2544 และจะพิจารณาคัดเลือกโครงการภายในเดือนธันวาคม 2544
4. การจัดหาน้ำมันดิบแบบรัฐต่อรัฐ ปตท. ได้จัดหาน้ำมันดิบแบบรัฐต่อรัฐเพิ่มขึ้นจากปี 2542 ร้อยละ 25 เป็นปริมาณการจัดหาในปี 2543 รวม 132,660 บาร์เรล/วัน และในไตรมาสที่ 1 ของปี 2544 เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 5 เป็นปริมาณ 145,890 บาร์เรล/วัน ซึ่งราคาที่นำเข้าตามสัญญานี้จะต่ำกว่าราคาในตลาดจร 81 เซ็นต์สหรัฐ/บาร์เรล
5. การเร่งสำรวจแหล่งพลังงานภายในประเทศและประเทศเพื่อนบ้าน
5.1 กระทรวงอุตสาหกรรมได้ออกประกาศเชิญชวนภาคเอกชนยื่นขอรับสัมปทานเพื่อการ สำรวจและผลิตปิโตรเลียมในประเทศเมื่อเดือนกรกฎาคม 2543 ที่ผ่านมา เป็นแปลงสำรวจรวม 87 แปลง มีพื้นที่รวม 450,000 ตารางกิโลเมตร ขณะนี้มีผู้สนใจยื่นขอรับสัมปทานรวม 6 แปลง นอกจากนี้ยังได้เตรียมร่างประกาศกระทรวงเพื่อให้มีการยื่นขออาชญาบัตรพิเศษ เพื่อการสำรวจและพัฒนาถ่านหิน โดยเฉพาะในแหล่งที่กรมทรัพยากรธรณีได้มีการสำรวจและประเมินไว้แล้ว ซึ่งพร้อมจะเปิดให้เอกชนประมูลได้โดยเร็ว จำนวน 7 แห่ง คือ แหล่ง แม่ทะ เสริมงาม แจ้ห่ม-เมืองปาน เวียงเหนือ เชียงม่วน แม่ระมาด และเคียนซา รวมปริมาณสำรอง 672 ล้านตัน
5.2 การสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียมในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) ได้มีการเจาะสำรวจพื้นที่ตามสัญญาแล้ว 29 หลุม พบปิโตรเลียม 15 แหล่ง เป็นปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วของก๊าซธรรมชาติ 5.16 ล้านล้านลบ.ฟ. ก๊าซธรรมชาติเหลว 112 ล้านบาร์เรล และน้ำมันดิบ 10 ล้านบาร์เรล ปัจจุบันองค์กรร่วมไทย - มาเลเซีย ได้เห็นชอบให้มีการทำสัญญาจ้างเหมางานก่อสร้างแท่นผลิตและเจาะหลุมผลิตในแห ล่งก๊าซ Cakerawala คาดว่าจะส่งมอบก๊าซได้ในปลายปี 2545 หรือต้นปี 2546
5.3 นายกรัฐมนตรีได้เยือนกัมพูชาเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2544 และได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อวางกรอบแนวทางในการเจรจาแก้ไขปัญหาพื้นที่ทับซ้อนไทย-กัมพูชาในอ่าวไทย เพื่อให้มีการสำรวจและพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมในพื้นที่ดังกล่าวต่อไป
มติของที่ประชุม
1.รับทราบความคืบหน้าของมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
2.มอบหมายให้ สพช. หารือร่วมกับ กรมทรัพยากรธรณี และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เกี่ยวกับแหล่งถ่านหินที่เวียงแหง งาว สินปุน และกระบี่ เพื่อพิจารณาให้มีการนำมาใช้ประโยชน์ต่อไป
เรื่องที่ 3 ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 29 มกราคม 2534 เห็นชอบให้มีการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า โดยอัตโนมัติ (Ft) เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง และลดผลกระทบของความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงที่มีต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้า โดยให้มีการปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อรับการเปลี่ยนแปลงค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้น จริงและอยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้เรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ตั้งแต่การเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2535 โดยการนำค่า Ft ที่คำนวณได้ไปรวมกับค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปกติ และค่า Ft จะเปลี่ยนแปลงเป็นรายเดือน ต่อมาได้มีการร้องเรียนจากสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเนื่องจากไม่ต้องการให้ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงบ่อย เกินไปจึงมีการพิจารณาใช้ค่าเฉลี่ย 4 เดือน
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบให้มีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2543 เป็นต้นมา นอกจากนี้ ได้เห็นชอบในหลักการข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไปดำเนินการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ภายใต้หลักการดังกล่าว
3. สูตร Ft ใหม่ ได้มีการปรับปรุงรายละเอียดของสูตรให้มีความชัดเจนโปร่งใสยิ่งขึ้น โดยนำค่าใช้จ่ายในการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) ออกจากสูตร Ft และให้การไฟฟ้าร่วมรับภาระความเสี่ยงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศด้วย จึงส่งผลให้ค่าไฟฟ้าที่คำนวณตามสูตร Ft ใหม่ต่ำกว่าค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft เดิม ซึ่งค่า ไฟฟ้าตามสูตร Ft ใหม่จะเปลี่ยนแปลงตามปัจจัยหลัก ดังนี้
3.1 ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และค่าซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ โดยเปลี่ยนไปจากค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าฐานที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้าง อัตราค่าไฟฟ้า
3.2 ผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนในการชำระคืนเงินกู้และดอกเบี้ยต่างประเทศของการไฟฟ้า โดยการคำนวณค่า Ft ตั้งแต่เดือนเมษายน 2544 เป็นต้นไป การไฟฟ้าจะต้องรับความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนด้วยในระดับหนึ่ง กล่าวคือ การไฟฟ้าจะต้องรับภาระ 5% แรก หากอัตราแลกเปลี่ยนอ่อนตัวลงจากอัตรา แลกเปลี่ยนฐาน และมีการกำหนดเพดานให้ปรับค่าไฟฟ้าผ่านสูตร Ft ได้ไม่เกิน 45 บาท/เหรียญสหรัฐฯ และหากอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนฐาน ให้การไฟฟ้าคืนผลประโยชน์ให้ประชาชน ผ่านสูตร Ft ทั้งหมด
3.3 รายได้ที่เปลี่ยนแปลงไปของการไฟฟ้า (MR) เนื่องจากราคาขาย เปลี่ยนแปลงไปจากที่ประมาณการฐานะการเงิน ยังคงให้มีการปรับ MR ในช่วง 6 เดือนแรก เพื่อเป็นการประกันว่าค่าไฟฟ้าขายปลีกจะลดลงร้อยละ 2.11 เมื่อพ้นกำหนดดังกล่าวให้นำ MR ออกจากสูตร Ft
3.4 การเปลี่ยนแปลงของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของการไฟฟ้าในส่วนที่ไม่ใช่ค่า เชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า (Non-Fuel Cost) ซึ่งจะมีการปรับตามอัตราเงินเฟ้อ และหน่วยจำหน่ายที่เปลี่ยนแปลงไป จากฐานที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน ทั้งนี้ ได้มีการดูแลเรื่องการปรับปรุงประสิทธิภาพของกิจการไฟฟ้าด้วยแล้วในการกำหนด โครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน โดยการไฟฟ้าจะต้องปรับลดค่าใช้จ่ายในกิจการผลิต กิจการระบบส่ง และกิจการระบบจำหน่ายในอัตราร้อยละ 5.8, 2.6 และ 5.1 ต่อปี ตามลำดับ
4. ในการประชุมคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2544 ได้พิจารณาค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บในเดือนมิถุนายน-กันยายน 2544 และมีมติเห็นชอบให้มีการปรับค่า Ft เพิ่มขึ้น 2.69 สตางค์/หน่วย จาก 24.44 สตางค์/หน่วย เป็น 27.13 สตางค์/หน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ เรียกเก็บจากประชาชนเพิ่มขึ้นจาก 2.45 บาท/หน่วย เป็น 2.48 บาท/หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.10 ปัจจัยที่มีผลต่อการปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นครั้งนี้มาจากต้นทุนค่าเชื้อเพลิงได้ปรับตัวสูงขึ้น โดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าส่งผลให้ ค่า Ft เพิ่มขึ้นประมาณ 4 สตางค์/หน่วย แต่จากอัตราเงินเฟ้อในช่วงดังกล่าวต่ำกว่าอัตราเงินเฟ้อที่ประมาณการไว้และ การลดสัดส่วนการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าลง รวมทั้งการใช้ พลังน้ำเพิ่มขึ้น จึงส่งผลให้ค่า Ft ลดลง 1.31 สตางค์/หน่วย นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการกำกับสูตรฯ ได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับภาระต้นทุนการทดสอบการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าราชบุรี โดยให้ ส่งผ่านเฉพาะค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงซึ่งเสมือนว่าโรงไฟฟ้าราชบุรีดำเนิน การในกรณีปกติ ทำให้สามารถลด ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงได้ประมาณ 40 ล้านบาท ซึ่งได้นำมาลดค่า Ft ในครั้งนี้ด้วยแล้ว
5. นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการกำกับสูตรฯ ได้กำหนดอัตราแลกเปลี่ยนฐานอยู่ที่ 38 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ดังนั้น หากอัตราแลกเปลี่ยนอยู่ระหว่าง 38-40 บาท/เหรียญสหรัฐฯ การไฟฟ้าจะเป็นผู้รับภาระ และหากอัตราแลกเปลี่ยนอยู่ในระดับ 40-45 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ประชาชนจะเป็นผู้รับภาระ หากอัตราแลกเปลี่ยนอ่อนค่าลงเกินกว่า 45 บาท/เหรียญสหรัฐฯ การไฟฟ้าจะเป็นผู้รับภาระ แต่หากอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าน้อยกว่า 38 บาท/เหรียญสหรัฐฯ การไฟฟ้าต้องส่งผลประโยชน์ทั้งหมดให้ประชาชน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลงเกินกว่า 45 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ในช่วงเดือนเมษายน-พฤษภาคม 2544 ที่ผ่านมา ส่งผลให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งต้องรับภาระของอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 327.6 ล้านบาท ในการปรับค่า Ft ครั้งนี้
6. คณะอนุกรรมการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ซึ่งมีนายพรายพล คุ้มทรัพย์ เป็นประธานอนุกรรมการ และนายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล เป็นรองประธานอนุกรรมการ ร่วมด้วย ผู้แทนจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง ผู้แทนผู้บริโภค และนักวิชาการเป็นอนุกรรมการ ได้มีการศึกษาทบทวนความเหมาะสมของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ตลอดจนพิจารณารายละเอียดทางเทคนิคที่สำคัญ อาทิ ต้นทุนการผลิตและการดำเนินงาน ราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) การกำหนดมาตรฐานค่าความร้อน การกำหนดอัตราความสูญเสียในระบบ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมไปแล้วจำนวน 5 ครั้ง และคณะอนุกรรมการกำกับสูตรฯ ได้พิจารณาข้อเสนอเบื้องต้นของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ แล้ว สรุปได้ดังนี้
6.1 การเกลี่ยราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลงในช่วงแรกนั้น จะทำให้ประชาชนเสียประโยชน์ โดยหากมีการเกลี่ยราคารับซื้อไฟฟ้าในลักษณะดังกล่าว ประชาชนจะจ่ายค่าไฟฟ้าลดลงเพียง 1.76 สตางค์ต่อหน่วย แต่จะเสียประโยชน์คิดเป็นมูลค่าปัจจุบันประมาณ 94,000 ล้านบาท เนื่องจากการเกลี่ยราคารับซื้อไฟฟ้าจะคำนวณบนอัตราส่วนลด (Discount Rate) หรืออัตราดอกเบี้ยเงินกู้ในระดับร้อยละ 8-12 ในขณะที่อัตราดอกเบี้ยเงินฝากอยู่ในระดับประมาณร้อยละ 3 เท่านั้น
6.2 การทบทวนภาระอัตราแลกเปลี่ยนในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน มีความเป็นไปได้ในการดำเนินการ ซึ่งจะช่วยลดภาวะความผันผวนของค่าไฟฟ้าในอนาคตลงได้ในระดับหนึ่ง ซึ่งคณะอนุกรรมการกำกับสูตรฯ ได้มอบหมายให้ กฟผ. ไปดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนต่อไป
6.3 การกำหนดมาตรฐานค่าความร้อน (Heat Rate) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. คณะอนุกรรมการกำกับสูตรฯ เห็นด้วยในหลักการ เพื่อให้การดำเนินงานของ กฟผ. มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น โดยให้มีการกำหนดค่ามาตรฐานความร้อนเป็นรายโรงไฟฟ้า ในลักษณะเดียวกันกับที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 แผนประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่ สพช. รับผิดชอบ ปีงบประมาณ 2544
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2544 ได้มีมติเห็นชอบแผนประชาสัมพันธ์ ปีงบประมาณ 2544 ในส่วนที่สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ (สพช.) รับผิดชอบ โดยอนุมัติงบประมาณดำเนินงานรวมทั้งสิ้น 137,351,329.70 บาท
2. แผนปฏิบัติการโครงการประชาสัมพันธ์ ปีงบประมาณ 2544 ในส่วนที่ สพช. รับผิดชอบมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ประชาชนทั่วประเทศเกิดความภาคภูมิใจที่ได้ เข้ามามีส่วนร่วมในการประหยัดพลังงาน โดยการใช้น้ำมันและไฟฟ้าแบบประหยัดด้วยวิธีการที่สามารถปฏิบัติได้ในชีวิต ประจำวันและเห็นผลชัดเจน ซึ่งแบ่งออกเป็น 3 กิจกรรมหลัก ดังนี้
2.1 กิจกรรมด้านการประหยัดไฟฟ้าในครัวเรือน ประกอบด้วย ชุด "โปรโมทการแข่งขันประหยัด ไฟฟ้า" เพื่อสร้างแรงจูงใจให้ประชาชนประหยัดไฟฟ้า โดยมีหลักเกณฑ์ว่าหากครอบครัวใดสามารถลดการใช้ไฟฟ้าลงได้ร้อยละ 10 ของเดือนที่ผ่านมาหรือในเดือนเดียวกันของปีที่แล้วก็จะได้รับ "ส่วนลดค่าไฟฟ้า" ในอัตราร้อยละ 20 ของมูลค่าไฟฟ้าที่ประหยัดได้ และหากโครงการประสบผลสำเร็จคาดว่าจะสามารถประหยัดพลังงานไฟฟ้า คิดเป็นเงินประมาณ 4,000 ล้านบาท โดยกองทุนฯ ได้ให้การสนับสนุนงบประมาณจำนวน 800 ล้านบาท เพื่อจ่ายให้ การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค แทนผู้ใช้ไฟซึ่งได้รับ "ส่วนลดค่าไฟฟ้า"
2.2 กิจกรรมด้านการประหยัดน้ำมันในพาหนะส่วนบุคคล ประกอบด้วย
(1) ชุด "โปรโมทการแข่งขันขับรถยนต์อย่างถูกวิธี เพื่อประหยัดน้ำมัน" เพื่อรณรงค์ให้ผู้ใช้ รถยนต์ขับรถอย่างถูกวิธีและบำรุงรักษาเครื่องยนต์ โดย สพช. จะจัดทำคู่มือขับรถอย่างถูกวิธี ออกแจกจ่ายให้ กับผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ เพื่อปฏิบัติตามคำแนะนำในคู่มือและทำการวัดประสิทธิภาพการใช้น้ำมัน 2-3 ครั้ง แล้วส่งผลการวัดประสิทธิภาพให้ สพช. ซึ่ง สพช. จะได้ให้คำแนะนำในการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้น้ำมัน รวมทั้ง จะมีการประชาสัมพันธ์อื่นๆ ที่เหมาะสมเพื่อเป็นแรงจูงใจต่อไป
(2) ชุด "โปรโมทการเติมออกเทน 91" เป็นกิจกรรมต่อเนื่องเพื่อสร้างความมั่นใจผ่านสื่อต่างๆ และได้มีการจัดกิจกรรมส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันหรือการเข้ามามีส่วนร่วมกับ โครงการ โดยการใช้แรงจูงใจเป็นรางวัล อาทิ อุปกรณ์ประหยัดพลังงาน หรือรางวัลอื่นที่เหมาะสม
2.3 กิจกรรมปลูกจิตสำนึกสำหรับประชาชนทั่วไปและประชาสัมพันธ์โครงการของกองทุนฯ เป็นกิจกรรมรณรงค์ปลูกจิตสำนึก และเผยแพร่วิธีการอนุรักษ์พลังงานอย่างต่อเนื่องสม่ำเสมอ ซึ่งจะเป็นกิจกรรมเพื่อประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ความสำเร็จของโครงการต่างๆ ที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนฯ ในช่วงที่ผ่านมา
3. การดำเนินงานในระยะต่อไป สพช. จะทำการประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงความจำเป็นในการช่วยกันประหยัด พลังงาน และกิจกรรมที่ประชาชนสามารถมีส่วนร่วมผ่านทางสื่อมวลชน รวมทั้งผลิตคู่มือการประหยัดพลังงานในบ้านและการเดินทางขนส่ง เพื่อเตรียมความพร้อมก่อนเข้าร่วมโครงการการแข่งขันประหยัดไฟฟ้าและน้ำมัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การทบทวนมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83)
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83) เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2544 ได้เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ซึ่งมติดังกล่าวได้นำรายงานคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบและถือเป็นมติคณะรัฐมนตรี ต่อไป ต่อมาในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 เมษายน 2544 ได้มีมติให้ถอนเรื่องดังกล่าวคืนไปก่อน โดยให้นำความเห็นของรองนายกรัฐมนตรี (นายสุวิทย์ คุณกิตติ) ไปพิจารณาทบทวนใน 2 ประเด็น แล้วนำเสนอคณะรัฐมนตรีอีกครั้ง
2. ประเด็นที่ให้พิจารณาทบทวนมีดังนี้
2.1 การเปลี่ยนหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตาอาจมีผลกระทบต่ออัตราค่า ไฟฟ้า
2.2 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควรมีวัตถุประสงค์เพื่อการอนุรักษ์ พลังงานมากกว่าส่งเสริมการผลิตเพราะแนวทางการส่งเสริม SPP ที่ถูกต้องควรใช้วิธีการลดต้นทุนซึ่งจะทำให้การดำเนินการมีประสิทธิภาพ มากกว่าการใช้เงินกองทุนสนับสนุนการผลิต
3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ชี้แจงเหตุผลในแต่ละประเด็นเพื่อประกอบการพิจารณาของคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติดังนี้
3.1 การเปลี่ยนหลักการกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าของสัญญาระยะยาวมีอายุ ตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (Firm) และสัญญาระยะสั้นมีอายุน้อยกว่า 5 ปี (Non-firm) จากการอิงราคาน้ำมันเตามาอิงราคาก๊าซ ธรรมชาติ จะทำให้ต้นทุนเชื้อเพลิงสอดคล้องกับต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ของการไฟฟ้าฝ่าย ผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่เป็นจริงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น นอกจากนี้ ราคาน้ำมันเตาจะปรับตัวตามราคาน้ำมันดิบในตลาดโลก แต่ก๊าซธรรมชาติจะอิงราคาน้ำมันเตาประมาณ ร้อยละ 30 ดังนั้น การอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อยกว่าการอิงราคาน้ำมันเตา
3.2 ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามสัญญา Firm และ Non-firm ในเดือนเมษายน 2544 พบว่าราคารับซื้อที่เปลี่ยนมาอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะต่ำกว่าราคารับซื้อซึ่ง อิงราคาน้ำมันเตา โดยสัญญา Firm ที่อิงราคาก๊าซธรรมชาติจะลดลงจากที่อิงราคาน้ำมันเตา 23 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง เหลือ 2.29 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และสัญญา Non-firm จะลดลง 41 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง เหลือ 1.65 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ดังนั้น การ เปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าโดยอิงราคาก๊าซธรรมชาติจะทำให้ภาระการ รับซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ลดลง และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของประชาชนลดลงตามไปด้วย
3.3 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานนอกจากจะมีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานแล้วยังมีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมให้มีการนำพลังงาน หมุนเวียนที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยมาใช้อย่างแพร่หลาย ดังนั้น การสนับสนุน SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนจึงเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ นอกจากนี้ ศักยภาพชีวมวลในประเทศไทยที่จะนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้ายังมีอีกจำนวนมาก โดยในปี 2541 มีปริมาณชีวมวลถึง 18.8 ล้านตัน เป็นชีวมวลที่ยังไม่ได้นำไปใช้ 5.7 ล้านตัน ซึ่งสามารถนำมาใช้ผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,003 เมกะวัตต์ และการอุดหนุนราคารับซื้อไฟฟ้าเป็นการอุดหนุนเฉพาะในส่วนที่เป็นผลต่างทาง ด้านต้นทุนสิ่งแวดล้อมของก๊าซธรรมชาติและชีวมวลในอัตราสูงสุด 36 สตางค์/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ทั้งนี้ เนื่องจากต้นทุนทางด้านสิ่งแวดล้อมของโรงไฟฟ้าที่ใช้ชีวมวลจะต่ำกว่าโรง ไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ แต่มีต้นทุนการผลิตต่อหน่วยที่สูงกว่า เพื่อเป็นการชดเชยในส่วนต้นทุนการผลิตของโรงไฟฟ้าชีวมวลที่สูงกว่าเป็นระยะ เวลา 5 ปี เพื่อจูงใจให้เกิดผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้วัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ให้ยืนยันมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2544 (ครั้งที่ 83) เรื่องอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ดังนี้
1.เห็นชอบหลักการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer : SPP) ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติแทนการอ้างอิงราคาน้ำมันเตา
2.เห็นชอบโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงาน หมุนเวียนโดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสูตรการคำนวณ รวมทั้งค่าตัวแปรที่ใช้ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามที่ได้มีการปรับปรุง ใหม่
3.โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ใหม่ ให้มีผลบังคับใช้กับ SPP ดังต่อไปนี้
3.1 SPP ที่จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามโครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ SPP รายเดิม ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนวันที่ 16 มิถุนายน 2543 ที่ประสงค์จะขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เฉพาะกำลังการผลิตส่วนเพิ่ม ให้โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่นี้มีผลบังคับใช้เฉพาะส่วนของกำลังการผลิต ส่วนเพิ่ม
3.2 SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนประเภท Firm โครงการใหม่ และ SPP ประเภท Non-firm ที่จะยื่นขอขายไฟฟ้าใหม่กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
ทั้งนี้ ให้ SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. และ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมสามารถเจรจาขอเปลี่ยนโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ใหม่ได้
เรื่องที่ 6 แนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2544 เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2544 ที่ประชุมได้รับทราบผลการประชุมการระดมความคิดเห็นเพื่อกำหนดแนวทางการพัฒนา ตลาดทุน โดยเห็นชอบแผนเตรียมความพร้อมในการนำรัฐวิสาหกิจเข้าจดทะเบียนในตลาดหลัก ทรัพย์แห่งประเทศไทย ซึ่งในการประชุมดังกล่าวเห็นชอบให้นำการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ อย่างช้าภายในเดือนพฤศจิกายน 2544 ซึ่งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้ร่วมกันหารือถึงการกำหนดโครงสร้างและขั้นตอนใน การแปรสภาพ ปตท. เป็น บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บมจ. ปตท.) โดยอาศัยพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายของรัฐบาลดังกล่าว
2. นโยบายที่เกี่ยวข้องกับการกำหนดแนวทางการแปรรูป ปตท. มีดังนี้
2.1 นโยบายการค้าเสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม ในช่วงที่ผ่านมา ปตท. มีบทบาทในฐานะกลไกของรัฐเพื่อสนองนโยบาย ทำให้รัฐต้องกำหนดให้ ปตท. มีสิทธิพิเศษและสิทธิผูกขาดในบางเรื่อง จึงเห็นควรพิจารณาทบทวนสิทธิพิเศษและสิทธิผูกขาด รวมทั้งภาระผูกพันของ ปตท. เพื่อให้สอดคล้องกับการปรับปรุง โครงสร้างของ ปตท. ทั้งในด้านของการแยกก๊าซธรรมชาติ และบทบาทของ ปตท. ในเชิงธุรกิจ
2.2 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว การแปรสภาพ ปตท. เป็น บมจ. ปตท. จะต้องคำนึงถึงโครงสร้างกิจการก๊าซฯ เพื่อให้มีการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ จึงควรเร่งรัดให้มีการดำเนินการดังนี้ 1) แยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในลักษณะการแบ่งแยกตามบัญชี (Account Separation) ก่อนนำเข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ รวมทั้งในลักษณะการแบ่งแยกตามกฎหมาย (Legal Separation) หลังการเข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ภายใน 1 ปี 2) จัดทำแผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซฯ โดยคำนึงถึงการทบทวนแผนแม่บทระบบ ท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 2 3) เปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access) ตามหลักการที่ กระทรวงอุตสาหกรรม (กรมทรัพยากรธรณี) ได้ทำการศึกษาและยกร่าง 4) ในการกำกับดูแลในระยะสั้นให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าบริการผ่านท่อ คุณภาพการให้บริการ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งส่งเสริมและขจัดข้ออุปสรรคในการแข่งขัน โดยให้ดำเนินการเป็นการชั่วคราวจนกว่าจะมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระ ขึ้นมา 5) ในการกำกับดูแลในระยะยาว เมื่อมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระแล้วเสร็จ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... การดำเนินการกำกับดูแลต่างๆ จะเป็นหน้าที่ขององค์กรกำกับดูแลอิสระ
3. แนวทางการแปรรูป ปตท. ในหลักการของการจัดโครงสร้างเพื่อการแปรรูป ปตท. จะอาศัยพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 โดยกำหนดให้นำ ปตท. (รัฐวิสาหกิจทั้งองค์กร) แปลงสภาพเป็นบริษัท ปตท. จำกัด ซึ่งมีกระทรวงการคลังเป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดในขั้นต้น ก่อนที่จะแปรสภาพเป็น บมจ. ปตท. เพื่อระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ในระยะต่อไป
4. เมื่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบและคณะรัฐมนตรี รับทราบหลักการการแปรรูป ปตท. ดังกล่าวข้างต้นตามลำดับแล้ว จำเป็นต้องเร่งรัดหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ดำเนินการตามพระราชบัญญัติทุนรัฐ วิสาหกิจฯ การดำเนินการตามขั้นตอนการแปรสภาพรัฐวิสาหกิจเป็นบริษัทจำกัดและบริษัทจำกัด มหาชน รวมทั้งขั้นตอนกฎหมายที่เกี่ยวกับการเสนอขายหุ้นและจดทะเบียนในตลาดหลัก ทรัพย์ฯ ต้องจัดตั้งคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชน ซึ่งประกอบไปด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง สำนักงานอัยการสูงสุด และ ปตท.
5. ในการดำเนินการแปรรูป ปตท. ก่อนที่จะสามารถนำ ปตท. เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ได้นั้น จำเป็นต้องดำเนินการเกี่ยวกับนโยบายที่เกี่ยวกับการแปรรูป การดำเนินการแปรสภาพ ปตท. เป็น บริษัทฯ ตามพระราชบัญญัติทุนฯ และการเสนอขายหุ้น ซึ่งต้องใช้ระยะเวลาพอสมควร
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบประเด็นนโยบายที่เกี่ยวข้องกับการกำหนดแนวทางการแปรรูปการ ปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ดังรายละเอียดข้อ 2.1-2.2 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2 และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เป็นแกนกลางในการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเร่งรัดการจัดทำ ประเด็นนโยบาย ให้สอดคล้องกับระยะเวลาที่กำหนดไว้ดังรายละเอียดในข้อ 2.3 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2 ดังนี้ คือ
1.1 มอบหมายให้ สพช. ร่วมกับกระทรวงการคลัง (กค.) และกระทรวงพาณิชย์ (พณ.) เร่งรัดการดำเนินการในประเด็นการยกเลิกการควบคุมราคากาซปิโตรเลียมเหลว
1.2 มอบหมายให้ สพช. ร่วมกับ กค. และผู้ค้าก๊าซตามมาตรา 7 เร่งรัดการจัดทำแผนการใช้หนี้เงินชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลว
1.3 มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการแยกกิจการท่อก๊าซธรรมชาติ ออกจากกิจการจัดหาและจำหน่าย รวมทั้งจัดทำแผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้เห็นชอบให้ ปตท. คงการถือหุ้นในกิจการดังกล่าวในสัดส่วนร้อยละ 100
1.4 มอบหมายให้ สพช. ร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) และ ปตท. เร่งดำเนินการเปิดให้บริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อแก่บุคคลที่สาม และเปิดให้มีการแข่งขันในแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ใหม่
1.5 มอบหมายให้ สพช. ร่วมกับ อก. และ ปตท. ดำเนินการกำกับดูแลอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ ในระยะสั้น
1.6 มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการปฏิบัติการกับบริษัทไทยออยล์ จำกัด ในลักษณะ Integrated Refinery & Marketing
1.7 มอบหมายให้ สพช./กค./ปตท./บริษัทบางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการในการกำหนดความสัมพันธ์ระหว่าง ปตท. กับบริษัทบางจากฯ ในประเด็นการขายหุ้นของ ปตท. ในบริษัทบางจากฯ รวมทั้งดำเนินการลดการลงทุนในบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด และบริษัทสตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด
1.8 มอบหมายให้ สพช. ร่วมกับ กค. บริษัทบางจากฯ และบริษัทไทยออยล์ฯ เร่งดำเนินการจัดทำแนวทางความร่วมมือกันระหว่างบริษัทบางจากฯ และบริษัทไทยออยล์ฯ
1.9 มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการทบทวนและปรับปรุงโครงสร้างหนี้และทุนของบริษัทในเครือ เช่น การเพิ่มทุน การลดทุน การเปลี่ยนแปลงมูลค่า (PAR) ต่อหุ้น และอื่นๆ ซึ่งสอดคล้องกับกฎหมายมหาชน และระเบียบวิธีปฏิบัติของตลาดหลักทรัพย์ฯ ทั้งนี้เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพให้กับบริษัทในเครือและเพิ่มความพร้อมในงานการ แปรรูปของ ปตท.
1.เห็นชอบแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ดังรายละเอียดข้อ 2.2 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2 โดยมอบหมายให้กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม สพช. ปตท. รวมทั้งคณะกรรมการนโยบายทุนรัฐวิสาหกิจ และคณะกรรมการเตรียมการจัดตั้งบริษัทเร่งดำเนินการตามขั้นตอนการแปรสภาพรัฐ วิสาหกิจของพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 รวมทั้ง
2.1 มอบหมายให้คณะกรรมการระดมทุนจากภาคเอกชน เร่งดำเนินการตามขั้นตอนตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องกับการเสนอขายหุ้นและจด ทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ให้สอดคล้องกับระยะเวลาที่กำหนดไว้ดังรายละเอียดในข้อ 2.3 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2 ต่อไป
2.2 ในการระดมทุนหรือขายหุ้นให้กับภาคเอกชนข้างต้น ให้ยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่าย กิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504
2.3 ให้หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับงานแปรรูป ปตท. ให้ความร่วมมืออำนวยความสะดวกในการขอรับอนุมัติ การทำสัญญา การแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาที่จำเป็นสำหรับงานการแปรรูปของ ปตท.
2.4 ในเรื่องของกำหนดเวลาที่จะระดมทุนจากตลาดภายในเดือนพฤศจิกายนนี้ ให้คำนึงถึงสภาวะตลาดหุ้น และสภาวะเศรษฐกิจโลก โดยเฉพาะอย่างยิ่งสภาวะเศรษฐกิจของสหรัฐอเมริกาเพื่อให้ ปตท. สามารถเตรียมการแปรรูปให้มีความพร้อมและสามารถระดมทุนในมูลค่าที่สูงหรือ เหมาะสม
1.เพื่อให้สามารถนำ ปตท. เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ได้อย่างช้าภายในเดือนพฤศจิกายน 2544 ตามนโยบายรัฐบาล เมื่อคณะกรรมการนโยบายทุนฯ รับทราบมติคณะรัฐมนตรีที่เห็นชอบแนวทางการ แปรรูป ปตท. โดยการแปลงทุนของ ปตท. เป็นหุ้นทั้งหมดในคราวเดียวกันแล้ว ให้คณะกรรมการเตรียมการจัดตั้งของ ปตท. ตามมาตรา 16 แห่ง พ.ร.บ. ทุนฯ เร่งดำเนินการได้ ก่อนการนำเสนอคณะรัฐมนตรี ต่อไป
2.ให้ ปตท. และ/หรือบริษัทที่ ปตท. ถือหุ้นมากกว่าร้อยละ 50 และ/หรือ บริษัทที่ ปตท. และหน่วยงานของรัฐถือหุ้นร่วมกันมากกว่าร้อยละ 50 บริหารงานในรูปแบบบริษัทเอกชน โดยได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตาม คำสั่ง ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้กับรัฐวิสาหกิจทั่วไป
เรื่องที่ 7 การสนับสนุนการใช้น้ำมันจากพืชเป็นเชื้อเพลิงในเครื่องยนต์ดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงปี 2543-2544 เป็นช่วงที่ราคาน้ำมันมีราคาสูงขึ้น และได้มีกระแสเรื่องการนำน้ำมันปาล์ม และน้ำมันมะพร้าวมาใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนน้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาอย่างแพร่หลายและขยายตัวอย่างรวดเร็วในเชิงพาณิชย์ ขณะที่พืชผลของปาล์มและมะพร้าวมีราคาตกต่ำและรัฐบาลต้องเข้าไปช่วยเหลือแทรก แซงราคาเพื่อแก้ไขปัญหา โดยเมื่อเดือนพฤษภาคม 2544 คณะอนุกรรมการติดตามการปฏิบัติราชการด้านเศรษฐกิจซึ่งมีนายเสนาะ เทียนทอง เป็นประธาน ได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อแก้ไขปัญหาผลผลิตปาล์มและน้ำมันมะพร้าว ด้วยการแทรกแซงราคาน้ำมันปาล์มและน้ำมันมะพร้าว โดยจะประกันราคารับซื้อผลผลิตและประกันราคารับซื้อน้ำมันพืชทั้ง 2 ชนิดไปใช้เป็นไบโอดีเซล
2. เนื่องจากปัญหาผลผลิตของปาล์มน้ำมันปี 2544 มีการผลิต 3.4 ล้านตัน แต่มีความต้องการใช้ ภายในประเทศเพียง 3.29 ล้านตัน จึงคาดว่าจะมีสต๊อกปาล์มน้ำมันสูงกว่าปกติ 50,000 ตัน ทำให้รัฐต้อง แทรกแซงราคาโดยการประกันราคาผลปาล์มสด 1.80 บาท/กิโลกรัม โดยองค์การคลังสินค้า (อคส.) จะรับซื้อ น้ำมันปาล์ม 50,000 ตัน เพื่อส่งออกนอกประเทศ โดยใช้เงิน 150 ล้านบาท นอกจากนี้ยังมีปัญหาผลผลิตของมะพร้าวปี 2544 มีการผลิต 1.4 ล้านตัน ราคาเนื้อมะพร้าวแห้งที่ทับสะแก อยู่ระหว่าง 4.20-4.50 บาท/กิโลกรัม โดย อคส. จะต้องรับซื้อเนื้อมะพร้าวแห้ง 6 บาท/กิโลกรัม จำนวน 20,000 ตัน โดยใช้เงินประมาณ 125 ล้านบาท
3. นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ เห็นว่าการแทรกแซงราคารับซื้อปาล์มน้ำมันและเนื้อมะพร้าวแห้ง ดังกล่าว ควรจะนำไปทำน้ำมันบริสุทธิ์สำหรับผสมน้ำมันดีเซลและใช้ในเครื่องยนต์เพื่อ ช่วยลดปริมาณการใช้ น้ำมันดีเซล โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) รับซื้อน้ำมันปาล์มบริสุทธิ์ 50,000 ตัน ในราคาลิตรละ 12.65 บาท และรับซื้อน้ำมันมะพร้าวบริสุทธิ์ จำนวน 20,000 ตัน ในราคาลิตรละ 13.28 บาท แทน อคส. เพื่อ ปตท. จะได้นำไปผลิตเป็นน้ำมันไบโอดีเซลขายให้แก่ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ และหากมีเหลือจึงจะนำมาขายให้แก่ประชาชนทั่วไป พร้อมทั้ง ได้มอบหมายให้กรมทะเบียนการค้ากำหนดมาตรฐานของไบโอดีเซลเพื่อให้ถูกต้องและ สามารถใช้ได้ทั่วประเทศ และให้กรมสรรพสามิตงดเก็บภาษีน้ำมัน ไบโอดีเซล แต่คงเก็บภาษีในส่วนของน้ำมันดีเซลตามเดิม และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทั่วไปทราบ
4. กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม ได้เสนอเรื่อง "โครงการไบโอดีเซลจากน้ำมันปาล์มและน้ำมันพืชอื่นๆ" ให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา ซึ่งโครงการนี้เกิดขึ้นในปี 2543 เป็นการสนองพระราชดำรัสของพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัว โดยกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการไบโอดีเซลจากน้ำมันปาล์มและน้ำมันพืชอื่นๆ ลงวันที่ 14 พฤศจิกายน 2543 เพื่อทำหน้าที่วางแนวทางการพัฒนาเทคโนโลยีและงเสริมการใช้ไบโอดีเซลภายใน ประเทศ ซึ่งกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ ได้จัดทำข้อเสนอโครงการฯ เสนอต่อคณะ รัฐมนตรีพิจารณา ดังนี้
4.1 ขอความเห็นชอบในหลักการให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการไบโอดีเซลแห่งชาติ อยู่ในสังกัดกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม มีอำนาจหน้าที่ในการวางแนวทางการพัฒนาเทคโนโลยีพึ่ง ตนเองในการผลิตไบโอดีเซลจากผลิตผลเกษตร กำหนดมาตรฐานคุณภาพ กำหนดอัตราการผสมไบโอดีเซลกับเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ กำหนดประเภทและปริมาณวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตไบโอดีเซล และส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซล
4.2 ขอความเห็นชอบในหลักการให้ผู้ประกอบการสามารถผลิตและจำหน่ายไบโอดีเซลเพื่อ ใช้เป็นเชื้อเพลิง ภายใต้ข้อกำหนดของคณะกรรมการไบโอดีเซลแห่งชาติ
4.3 ขอความเห็นชอบในหลักการกำหนดมาตรการส่งเสริมการลงทุนและมาตรการส่งเสริมด้าน ภาษี เพื่อจูงใจผู้ผลิตและผู้ใช้ไบโอดีเซลเป็นเชื้อเพลิง
4.4 ให้มีการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลภายในประเทศ
5. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลายครั้ง ประกอบด้วย กระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ กรมทะเบียนการค้า กรมควบคุมมลพิษ กรมสรรพสามิต กระทรวงอุตสาหกรรม ปตท. และผู้เชี่ยวชาญจากสถาบันการศึกษา โดยมีข้อสรุปแนวทางที่เหมาะสมในการพัฒนาและสนับสนุนการนำน้ำมันจากพืชมาใช้ เป็นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
5.1 เห็นควรกำหนดชื่อส่วนผสมของน้ำมันพืชที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในเครื่องยนต์ดีเซล เพื่อเป็นการสื่อสารให้เข้าใจตรงกัน ดังนี้
(1) ไบโอดีเซล คือ น้ำมันสำหรับเครื่องยนต์ดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันพืชซึ่งถูกแปรสภาพเป็น Methyl หรือ Ethyl ester
(2) ดีเซลปาล์มดิบ/ดีเซลมะพร้าวดิบ คือ น้ำมันปาล์มดิบ/น้ำมันมะพร้าวดิบผสมหรือไม่ ผสมน้ำมันปิโตรเลียม แล้วใช้ในเครื่องยนต์ดีเซล
(3) ดีเซลปาล์มบริสุทธิ์/ดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ คือ น้ำมันปาล์ม/น้ำมันมะพร้าวที่กลั่นบริสุทธิ์ผสม หรือไม่ผสมน้ำมันปิโตรเลียม แล้วใช้ในเครื่องยนต์ดีเซล
5.2 เพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาที่อาจเกิดกับเครื่องยนต์จากการนำดีเซลปาล์มดิบ และดีเซลมะพร้าวดิบมาใช้ จึงเห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งปฏิบัติ ดังนี้
5.2.1 มาตรการระยะสั้น
(1) ให้ ปตท. รับซื้อน้ำมันปาล์มบริสุทธิ์ที่กลั่นได้จาก ผลปาล์มสดจำนวน 50,000 ตัน ตามที่ อคส. จะรับซื้อเพื่อแทรกแซงราคา และน้ำมันมะพร้าวบริสุทธิ์ที่กลั่นได้จากเนื้อมะพร้าวแห้งจำนวน 20,000 ตัน ที่ อคส. จะรับซื้อเพื่อแทรกแซงราคา โดยให้นำมาผสมกับน้ำมันดีเซลในสัดส่วนไม่เกิน 10% (โดยปริมาตร) และทดลองจำหน่ายให้กับประชาชนทั่วไปในระยะแรก ทั้งนี้ น้ำมันดีเซลปาล์มบริสุทธิ์/ดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ดังกล่าว จะต้องมีคุณสมบัติเป็นไปตามข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลสำหรับใช้กับเครื่อง ยนต์ดีเซลหมุนเร็วตามประกาศของกระทรวงพาณิชย์
(2) เพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาที่อาจเกิดกับเครื่องยนต์จากการนำดีเซลปาล์มดิบ และดีเซลมะพร้าวดิบมาใช้ จึงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งปฏิบัติ ดังนี้
(2.1) กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมัน
- ให้ ปตท. เร่งทำการวิจัยเพื่อหาส่วนผสมดีเซลปาล์มบริสุทธิ์และดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ ที่มีคุณภาพไม่ต่ำกว่ามาตรฐานคุณภาพ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่กระทรวงพาณิชย์ประกาศกำหนดแล้วขายให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ
- ให้ ปตท. ทำการวิจัยเพื่อหาส่วนผสมดีเซลปาล์มบริสุทธิ์ และดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ ที่มีคุณภาพไม่ต่ำกว่ามาตรฐานคุณภาพ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วสำหรับใช้กับเรือประมง ตามที่กระทรวงพาณิชย์ ประกาศกำหนดแล้วผลิตเพื่อขายให้เรือประมง และเรือขนส่งสินค้า
(2.2) ให้ ปตท. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ที่มีผลการวิจัยเกี่ยวกับการนำน้ำมันพืชมาใช้เป็นเชื้อเพลิง และผู้ประกอบการรถยนต์ เร่งประชาสัมพันธ์ร่วมกับ สพช. ในประเด็นต่างๆ ดังนี้
- การใช้ดีเซลมะพร้าวดิบและดีเซลปาล์มดิบในเครื่องยนต์ดีเซลหมุนเร็วอาจมีปัญหาต่อเครื่องยนต์ได้
- ดีเซลมะพร้าวดิบและดีเซลปาล์มดิบเหมาะสมที่จะใช้กับเครื่องยนต์ดีเซลความ เร็วรอบต่ำ ที่ใช้กับเครื่องจักรกลการเกษตร เรือประมง และเรือขนส่งสินค้าอื่นๆ
- ชี้แจงและแนะนำให้ความรู้เกี่ยวกับการดูแลรักษาเครื่องยนต์ การต่อเติมหรือปรับแต่งเครื่องยนต์ และข้อควรระวังในการใช้ดีเซล ปาล์มดิบและดีเซลมะพร้าวดิบ
- ดีเซลปาล์มบริสุทธิ์และดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ที่ผลิตโดย ปตท. มีมาตรฐานคุณภาพเดียวกับน้ำมันดีเซลที่ใช้ทั่วประเทศ จึงสามารถใช้ในเครื่องยนต์ดีเซลทั่วไปได้
- ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทั่วไปทราบถึงนโยบายของรัฐต่อ การใช้น้ำมันพืชในเครื่องยนต์ดีเซล
(2.3) ให้กระทรวงการคลังยกเว้นภาษีสรรพสามิตน้ำมันในส่วนของ น้ำมันพืชหรือ Ester ที่ผลิตจากน้ำมันพืช ในอัตราส่วนที่ผสมในน้ำมันดีเซล โดยเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตเฉพาะในส่วนของน้ำมันดีเซลเท่านั้น
(2.4) ให้ยกเว้นเงินเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเงินเก็บเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนของน้ำมันพืช หรือ Ester ที่ผลิตจากน้ำมันพืช ในอัตราส่วนที่ผสมใน น้ำมันดีเซล
5.2.2 มาตรการระยะยาว ให้มีการศึกษาวิจัยเพิ่มเติมโดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
(1) วิจัยเพื่อพัฒนาเครื่องยนต์ดีเซลที่ใช้กับเครื่องจักรกลการเกษตรและเครื่อง ยนต์ดีเซลหมุนช้าเพื่อให้ใช้ดีเซลมะพร้าวดิบและดีเซลปาล์มดิบได้อย่างมี ประสิทธิภาพ
(2) วิจัยเพื่อกำหนดมาตรฐานคุณภาพดีเซลปาล์มบริสุทธิ์และดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ ที่ไม่มีผลเสียต่อเครื่องยนต์ และให้มลพิษไม่มากกว่าการใช้น้ำมันดีเซล
(3) ศึกษาผลกระทบที่มีต่อสิ่งแวดล้อมจากเครื่องยนต์ที่ใช้ดีเซลปาล์มและดีเซลมะพร้าว ทั้งชนิดบริสุทธิ์และดิบ และไบโอดีเซล
(4) ศึกษา วิจัย เพื่อกำหนดมาตรฐานไบโอดีเซลของไทย
(5) วิจัยเพื่อหาวิธีการบำรุงรักษา ต่อเติม หรือปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้ดีเซลปาล์มดิบและดีเซลมะพร้าวดิบ ได้อย่างมีประสิทธิภาพและลดผลกระทบที่มีต่อสิ่งแวดล้อม
(6) ศึกษา วิจัย เพื่อลดค่าใช้จ่ายตลอดขั้นตอนการผลิต ตั้งแต่การปลูกและผลิต น้ำมันจากพืช ไปจนถึงการผลิตดีเซลปาล์มบริสุทธิ์ ดีเซลมะพร้าวบริสุทธิ์ และไบโอดีเซล
(7) ศึกษา วิจัย เพื่อหาพืชน้ำมันชนิดอื่นที่ประชาชนไม่ใช้บริโภค เช่น สบู่ดำ และน้ำมันพืชใช้แล้ว มาใช้เป็นเชื้อเพลิง
(8) ศึกษา วิจัย เพื่อกำหนดนโยบายการใช้น้ำมันพืชเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งต้องครอบคลุมถึงผลกระทบทั้งทางด้านเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม
5.3 เห็นควรแต่งตั้งองค์กรขึ้นมากำกับดูแลในเรื่องการสนับสนุนการใช้น้ำมันจาก พืชเป็นเชื้อเพลิงในเครื่องยนต์ดีเซล ซึ่งปรับปรุงจากคณะกรรมการไบโอดีเซลแห่งชาติที่กระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ ได้เสนอไว้ โดยเปลี่ยนชื่อเป็น "คณะอนุกรรมการส่งเสริมการใช้น้ำมันจากพืชเป็นเชื้อเพลิงในเครื่องยนต์ ดีเซล" เพื่อความเป็นเอกภาพในการกำหนดนโยบายและประสานงานเพื่อนำนโยบายไปสู่การ ปฏิบัติ โดยมีองค์ประกอบ หน้าที่ความรับผิดชอบและแนวทางดำเนินงานเช่นเดียวกับที่กระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ ได้เสนอไว้ โดยมีผู้แทนของ สพช. ทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการฯ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการสนับสนุนการใช้น้ำมันจากพืชเป็นเชื้อเพลิงในเครื่องยนต์ดีเซลตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ในข้อ 5.1 และ 5.2
2.มอบหมายให้ สพช. ประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม เพื่อพิจารณารูปแบบที่เหมาะสมของหน่วยงานที่จะเข้ามาดูแลรับผิดชอบในเรื่อง การนำน้ำมันจากพืชมาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องยนต์ดีเซล ทั้งนี้ ให้นำเอาเรื่องการผลิตแอลกอฮอล์จากพืชเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิง (Ethanol) มาร่วมพิจารณาด้วย
เรื่องที่ 8 แผนการลงทุนของการไฟฟ้านครหลวงในช่วงปีงบประมาณ 2545-2550
รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงมหาดไทย (นายสมบัติ อุทัยสาง) ได้รายงานแผนการลงทุนของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ในช่วงปีงบประมาณ 2545-2550 ให้ที่ประชุมทราบ โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. กฟน. ได้จัดทำแผนการลงทุนเพื่อเป็นแผนงานหลักในการดำเนินงาน ประกอบด้วย 2 แผน คือ แผนปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายพลังไฟฟ้าฉบับที่ 9 ปีงบประมาณ 2545-2550 และแผนการพัฒนา ระบบเทคโนโลยีสารสนเทศปีงบประมาณ 2545-2550 ซึ่งได้จัดทำขึ้นเพื่อให้บริการความต้องการใช้ไฟฟ้าอย่างเพียงพอ มีคุณภาพ และเสริมความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า รวมทั้งคำนึงถึงนโยบายการปรับโครงสร้าง และแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศในอนาคต
2. แผนปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายพลังไฟฟ้าฉบับที่ 9 ประกอบด้วย 7 แผนงาน คือ 1) แผนงานพัฒนาระบบสถานีต้นทางและสถานีย่อย 2) แผนงานพัฒนาระบบสายส่งพลังไฟฟ้า 3) แผนงานพัฒนาระบบจ่ายไฟแรงดันกลางและต่ำ 4) แผนงานเปลี่ยนระบบสายป้อนอากาศเป็นสายป้อนใต้ดิน 5) แผนงานประสานงานสาธารณูปโภค 6) แผนงานเปลี่ยนแรงดันไฟฟ้าจาก 12 เป็น 24 เควี และ 7) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพในการจ่ายไฟฟ้า โดยแผนงานดังกล่าวใช้เงินลงทุนรวมทั้งสิ้น 53,490 ล้านบาท แบ่งออกเป็นเงินตราต่างประเทศ 17,452 ล้านบาท คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 32.6 และเงินตราในประเทศ 36,038 ล้านบาท คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67.4 ซึ่งเงินลงทุนทั้งหมดจะเพิ่มขึ้นจากแผนฯ ฉบับที่ 8 (ปีงบประมาณ 2540-2544) จำนวน 14,413 ล้านบาท
3. ในช่วงปีงบประมาณ 2545-2550 ความต้องการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้น 2,090 เมกะวัตต์หรือเฉลี่ย ร้อยละ 5 ต่อปี ซึ่งคาดว่าจากการปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายพลังไฟฟ้าตามแผนของ กฟน. นี้ จะช่วยเพิ่มระดับความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าในเขต กฟน. ได้ดียิ่งขึ้น โดยมีเป้าหมายจำนวนไฟฟ้าดับถาวร (เกิน 1 นาที) และระยะเวลาไฟฟ้าดับถาวร ณ ปีสุดท้ายของแผนฯ 9 เท่ากับ 3.11 ครั้ง/ปี/ราย และ 65.11 นาที/ปี/ราย ตามลำดับ
4. ในส่วนของแผนการพัฒนาระบบเทคโนโลยีสารสนเทศ (แผน IT) ซึ่งดำเนินการตามนโยบายการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในระดับค้าปลีก จะใช้เงินลงทุนรวมทั้งสิ้น 1,015 ล้านบาท โดยเป็นเงินลงทุนภายในประเทศทั้งหมด ประกอบด้วย 3 โครงการ คือ 1) โครงการปรับกระบวนงานและพัฒนาระบบงานเพื่อการบริหารงานภายใน 2) โครงการพัฒนาระบบงานเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าผ่านตลาดกลาง และ3) โครงการจัดหาเครื่องคอมพิวเตอร์และอุปกรณ์ประกอบ เพื่อทดแทนเครื่องที่หมดอายุและเพิ่มให้เพียงพอต่อการใช้งาน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนปรับปรุงและขยายระบบจำหน่ายพลังไฟฟ้าฉบับที่ 9 (ปีงบประมาณ 2545 - 2550) ในวงเงิน 53,489.924 ล้านบาท ตามที่ กฟน. เสนอ ทั้งนี้ เห็นควรให้ กฟน. จะต้องมีการบริหารจัดการภาระหนี้ต่างประเทศเพื่อลดผลกระทบของอัตรแลกเปลี่ยน
2.เห็นชอบในหลักการแผนพัฒนาระบบเทคโนโลยีสารสนเทศของ กฟน. ปีงบประมาณ 2545 - 2550 โดยให้นำความเห็นของ สพช. ไปดำเนินการปรับปรุงแผนให้สมบูรณ์ยิ่งขึ้น ดังนี้
2.1 การลงบัญชีการลงทุนในด้านการค้าปลีกของแต่ละกิจกรรม เช่น การวัดหน่วยไฟฟ้า การเรียกเก็บเงิน และการชำระเงินค่าไฟฟ้า เป็นต้น จะต้องแยกเป็นอิสระจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้การคิดอัตราค่าบริการของแต่ละกิจกรรมมีความชัดเจน โปร่งใส ซึ่งจะนำไปสู่การแข่งขันในระดับค้าปลีก และทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้า มีทางเลือกในการซื้อไฟฟ้ามากขึ้น
2.2 รายละเอียดของแผนพัฒนาระบบเทคโนโลยีสารสนเทศดังกล่าวยังไม่เพียงพอ ทำให้ยากต่อการพิจารณาแผนการลงทุนว่าจะสามารถรองรับการปรับโครงสร้างกิจการ ไฟฟ้าได้หรือไม่ ดังนั้นจึงเห็นควรให้ กฟน. จัดทำรายละเอียดของแผนฯ เพิ่มเติม
กพช. ครั้งที่ 85 - วันจันทร์ที่ 10 กันยายน 2544
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2544 (ครั้งที่ 85)
วันจันทร์ที่ 10 กันยายน พ.ศ. 2544 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.เรื่องที่ประธานแจ้งให้ที่ประชุมทราบ
2.สถานการณ์พลังงานของไทยช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544
3.การลดค่าไฟฟ้าจากการลดค่าก๊าซธรรมชาติ
4.รายงานการศึกษาของคณะอนุกรรมการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
5.ความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP SPP และโครงการในประเทศเพื่อนบ้าน
6.ความคืบหน้าการดำเนินโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง
7.โครงการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2544
8.แนวทางการพัฒนาแหล่งถ่านหินในประเทศ
9.ราคาจำหน่ายไฟฟ้าประเทศเพื่อนบ้าน
10.ข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
11.แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554
12.การแก้ไขปัญหาอุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันของประเทศ
พันตำรวจโททักษิณ ชินวัตร นายกรัฐมนตรี เป็นประธานที่ประชุม
รองนายกรัฐมนตรี นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 เรื่องที่ประธานแจ้งให้ที่ประชุมทราบ
นายกรัฐมนตรี (พ.ต.ท. ทักษิณ ชินวัตร) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบถึงวัตถุประสงค์ของการเข้าร่วมประชุม ในครั้งนี้ว่า เพื่อติดตามผลการดำเนินงานด้านพลังงานในเรื่องต่างๆ ดังนี้ คือ
1.พลังงานทดแทนที่เกี่ยวกับผลผลิตทางเกษตรบางชนิดที่มีผลกระทบต่อการมองภาพรวมราคาสินค้าทางเกษตร
2.ความก้าวหน้าของการรณรงค์ในการประหยัดพลังงาน
3.น้ำมันเถื่อน
4.ประสิทธิภาพในการบริหารงานของผู้ผลิตพลังงานที่เกี่ยวข้องกับต้นทุนการผลิตที่ส่งผ่านไปยังผู้บริโภค
5.ผลกระทบของการปรับเปลี่ยนเวลาในประเทศไทยที่มีต่อกิจกรรมด้านพลังงาน
6.เรื่องค่าไฟฟ้าสาธารณะเกี่ยวกับผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายและความสัมพันธ์กับค่า Ft
เรื่องที่ 2 สถานการณ์พลังงานของไทยช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมการใช้ การผลิต การส่งออกและนำเข้าพลังงานเชิงพาณิชย์ มีดังนี้
1.1 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544 มีจำนวน 1,205 พันบาร์เรล น้ำมันดิบ/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 เมื่อเทียบกับระยะเวลาเดียวกันของปีก่อน โดยเพิ่มขึ้นในส่วนของการใช้ ก๊าซธรรมชาติ และการใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน ขณะที่การใช้น้ำมันปิโตรเลียมลดลง การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ประกอบด้วย น้ำมันปิโตรเลียมร้อยละ 47.0 ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 36.2 ลิกไนต์และถ่านหินร้อยละ 14.1 ไฟฟ้าพลังน้ำและนำเข้าร้อยละ 2.8
1.2 การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544 มีจำนวน 592 พันบาร์เรล น้ำมันดิบ/วัน ลดลงร้อยละ 1.4 เมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปี 2543 โดยลดลงในส่วนของการผลิตก๊าซธรรมชาติ และการผลิตลิกไนต์ ขณะที่การผลิตน้ำมันดิบเพิ่มขึ้น การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 58.7 ลิกไนต์ร้อยละ 18.2 น้ำมันดิบร้อยละ 10.0 คอนเดนเสทร้อยละ 8.1 และไฟฟ้าพลังน้ำร้อยละ 5.0
1.3 ปริมาณการนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544 มีจำนวน 744 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.3 สาเหตุสำคัญจากการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากพม่าเพิ่มขึ้นมาก นอกจากนั้น การนำเข้าถ่านหินและน้ำมันดิบก็มีอัตราการเพิ่มในระดับที่สูงเช่นเดียวกัน และยังคงมีการส่งออกผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเนื่องจากการผลิตสูง กว่าความต้องการใช้
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด มีดังนี้
2.1 การใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544 มีจำนวน 2,425 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 17.2 เนื่องจากราคาน้ำมันเตาในปีนี้สูงขึ้นมากทำให้ กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาลงและใช้ ก๊าซธรรมชาติแทน นอกจากนั้นยังมีโรงไฟฟ้าจากโครงการ IPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเริ่มผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบของ กฟผ. ส่วนปริมาณการผลิตลดลงจากช่วงเดียวกันของปี 2543 เล็กน้อย
2.2 ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในช่วงครึ่งแรกของปี 2544 มีจำนวน 59 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.4 แหล่งผลิตที่สำคัญ ได้แก่ แหล่งเบญจมาศ แหล่งสิริกิติ์ และแหล่งทานตะวัน ปริมาณการผลิตภายในประเทศคิดเป็นร้อยละ 7.8 ของความต้องการน้ำมันดิบที่ใช้ในการกลั่น จึงต้องนำเข้าจากต่างประเทศจำนวน 706 พันบาร์เรล/วัน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 146,400 ล้านบาท
2.3 การผลิตลิกไนต์ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544 มีจำนวน 9.0 ล้านตัน ผลิตจากเหมือง แม่เมาะของ กฟผ. ร้อยละ 79 ที่เหลือร้อยละ 21 ผลิตจากเหมืองเอกชน ลิกไนต์ที่ผลิตได้ถูกนำไปใช้ในการผลิตไฟฟ้าจำนวน 7.5 ล้านตัน (ร้อยละ 83) ที่เหลือนำไปใช้ในโรงงานปูนซีเมนต์ โรงงานกระดาษ โรงทอผ้าและอื่นๆ นอกจากนั้นมีการนำเข้าถ่านหินจำนวน 2.4 ล้านตัน มาใช้ในโรงไฟฟ้าของ SPP และโรงงานอุตสาหกรรม ดังกล่าว
2.4 การใช้น้ำมันสำเร็จรูปในครึ่งแรกของปี 2544 ชะลอตัวลง โดยมีปริมาณการใช้ 593 พันบาร์เรล/วัน ลดลงร้อยละ 6.1 เมื่อเทียบกับระยะเดียวกันของปี 2543 โดยการใช้น้ำมันเตา น้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง เนื่องจากราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง แต่การใช้น้ำมันเครื่องบินและ LPG เพิ่มขึ้น โดยเฉพาะการใช้ LPG เพิ่มขึ้นสูงในรถแท๊กซี่ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ LPG เพราะรัฐบาลยังคงอุดหนุนราคา LPG สำหรับกำลังการกลั่นรวมของประเทศในปี 2544 อยู่ที่ระดับ 995 พันบาร์เรล/วัน โดยการผลิตยังคงสูงกว่าความต้องการภายในประเทศทำให้มีการส่งออก (สุทธิ) จำนวน 106 พันบาร์เรล/วัน
2.5 ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2544 รัฐบาลมีรายได้ภาษีสรรพสามิตจากน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 33,000 ล้านบาท ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 70 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2544 ติดลบประมาณ 13,603 ล้านบาท
3. สถานการณ์ไฟฟ้า มีดังนี้
3.1 กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าของ กฟผ. และการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนและนำเข้า ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2544 มีจำนวน 22,335 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังการผลิตติดตั้งของ กฟผ. จำนวน 15,116 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67.7 รับซื้อจาก IPP จำนวน 5,266 เมกะวัตต์ และ SPP 1,613 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนโดยรวมร้อยละ 30.8 และนำเข้าจาก สปป.ลาว 340 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 1.5 ในขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดอยู่ในระดับ 16,126 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นในอัตราร้อยละ 8.1 และอัตราสำรองไฟฟ้า (Reserved Margin) อยู่ในระดับ 31.0
3.2 ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าของประเทศ ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2544 มีจำนวน 51,951 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนในอัตราร้อยละ 6.3 โดยเป็นการผลิตจาก กฟผ. ร้อยละ 60 และรับซื้อจากเอกชนและนำเข้าร้อยละ 40
3.3 ปริมาณการใช้ไฟฟ้า ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2544 มีจำนวน 46,169 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวจากช่วงเดียวกันในปีก่อนร้อยละ 7.3 โดยสาขาธุรกิจและอุตสาหรรมขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 บ้านอยู่อาศัยเพิ่มขึ้นร้อยละ 10.4 และภาคเกษตรขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 13.7 ในขณะที่ทางด้านลูกค้าตรง กฟผ. ลดลงร้อยละ 2.4 โดยแบ่งเป็น การใช้ไฟฟ้าในเขตนครหลวง มีจำนวน 16,946 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 และการใช้ไฟฟ้าเขตภูมิภาค มีจำนวน 28,336 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.8
4. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้
4.1 ราคาน้ำมันดิบตั้งแต่ช่วงต้นปี 2544 เป็นต้นมา ปรับตัวสูงขึ้นประมาณ $3-4 ต่อบาร์เรล จากการลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปค 3 ครั้ง ในเดือนกุมภาพันธ์ เมษายน และกันยายน รวม 3.5 ล้านบาร์เรล/วัน และจากภาวะเศรษฐกิจโลกที่ถดถอย ทำให้ความต้องการใช้ในปีนี้ไม่สูงเท่าที่ควร กลุ่มโอเปคจึงลดกำลังการผลิตลงเพื่อรักษาระดับราคาไม่ให้ลดต่ำลงมาก น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ช่วงก่อนเดือนเมษายนราคาปรับตัวสูงขึ้นจาก ช่วงต้นปีประมาณ $6-8 ต่อบาร์เรล จากความต้องการใช้ในฤดูร้อน หลังจากนั้นจึงปรับตัวลดลงประมาณ $10 ต่อบาร์เรล จากปริมาณสำรองที่เพิ่มมากขึ้น เนื่องจากความต้องการใช้ไม่สูงเท่าที่ประมาณการไว้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงต้นปีประมาณ $2-3 ต่อบาร์เรล จากปริมาณสำรองที่ค่อนข้างต่ำ
4.2 ค่าเงินบาทอ่อนตัวลงจากระดับ 43 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ในช่วงต้นปีมาอยู่ที่ระดับ 45 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ในปัจจุบัน ทำให้ต้นทุนน้ำมันเพิ่มขึ้น 36 สตางค์/ลิตร ราคาขายปลีกของไทยปรับตัวตามราคาน้ำมันดิบ โดยเบนซินปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 2 บาท/ลิตร จากช่วงต้นปีถึงปลายเดือนเมษายน หลังจากนั้น จึงปรับตัวลดลงประมาณ 1.50 บาท/ลิตร ดีเซลหมุนเร็วจากช่วงต้นปีถึงปัจจุบันปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 1 บาท/ลิตร ค่าการการตลาดโดยรวมของประเทศอยู่ที่ระดับประมาณ 1.20 บาท/ลิตร ค่าการกลั่นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับประมาณ 0.50-1.00 บาท/ลิตร ($1.80-3.60 ต่อบาร์เรล)
4.3 แนวโน้มราคาน้ำมันในช่วงไตรมาส 4 ราคาน้ำมันดิบจะปรับตัวสูงขึ้นประมาณ $2-3 ต่อ บาร์เรล น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาเบนซินจะปรับตัวลดลงหลังเดือนกันยายน ส่วนราคาดีเซลหมุนเร็วจะปรับตัวสูงขึ้นหลังเดือนตุลาคมไปแล้ว จากความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นในฤดูหนาว ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยเบนซินออกเทน 95 91 และดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ระดับ 15-16 14-15 และ 15-16 บาท/ลิตร ตามลำดับ
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ ได้ให้ข้อสังเกตต่อที่ประชุมว่า การนำเสนอข้อมูลเกี่ยวกับมูลค่าการนำเข้าและส่งออกของพลังงานในประเทศ ควรคำนวณเป็นหน่วยของดอลลาร์สหรัฐด้วย เพื่อนำมาใช้วิเคราะห์แนวโน้มการเปลี่ยนแปลงของงบดุลการค้าด้านพลังงานของ ประเทศ และได้สอบถามถึงปริมาณสำรองลิกไนต์ที่เหลืออยู่ในปัจจุบันที่เหมืองแม่เมาะ จังหวัดลำปาง ว่าจะใช้ได้อีกเป็นระยะเวลานานเท่าไร และผลการดำเนินงาน ในการแก้ไขปัญหามลพิษทางอากาศที่เกิดขึ้นที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะ ขณะนี้มีความก้าวหน้าระดับใด
2.ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงต่อที่ประชุมว่าปริมาณสำรองลิกไนต์ที่เหลืออยู่ในปัจจุบันที่ เหมืองแม่เมาะ จะใช้งานได้อีกประมาณ 70 ปี และได้มีการดำเนินการติดตั้งเครื่องกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ที่โรงไฟฟ้า แม่เมาะหน่วยที่ 4 - 13 แล้วเสร็จ ส่วนหน่วยที่ 1 - 3 จะไม่มีการติดตั้งเครื่องกำจัดก๊าซฯ ทั้งนี้จะนำข้อมูลต่างๆ มานำเสนอในการสัมมนาเชิงปฏิบัติการเรื่อง แผนยุทธศาสตร์การพัฒนาพลังงานของประเทศ ในวันที่ 12 กันยายน 2544 ด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การลดค่าไฟฟ้าจากการลดค่าก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะอนุกรรมการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ได้มีมติเมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2544 ให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ดำเนินการเจรจาเพื่อขอเกลี่ยราคาก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งทบทวนดัชนีราคาในสูตรราคากับผู้รับสัมปทาน และพิจารณาความเป็นไปได้ในการลดค่าดำเนินการ (Margin) ให้สอดคล้องกับสภาวะการณ์ปัจจุบัน
2. ปตท. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตก๊าซฯ แหล่งบงกช 3 ราย คือ ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) บริษัท โททาลฟีน่าเอลฟ์ เอ็กซ์พลอเรชั่น ประเทศไทย จำกัด และบริษัท บริติช ก๊าซ เอเซียแปซิฟิค จำกัด ให้ลดราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. ซื้อเกินจากที่ทำสัญญาไว้ในช่วงเดือนสิงหาคม - พฤษภาคม 2545 รวม 8 เดือน จำนวน 31.14 พันล้านลูกบาศก์ฟุต โดยผู้ผลิตก๊าซฯ แหล่งบงกชได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซฯ จากก๊าซฯ ส่วนเกินที่ ปตท. ซื้อคิดเป็นเงินจำนวน 863 ล้านบาท และส่วนลดราคาก๊าซฯ ที่ได้มา ทำให้ ปตท. ต้องรับก๊าซฯ จากแหล่งบงกชซึ่งมีราคาแพงกว่าแหล่งยูโนแคลเพิ่มขึ้น คิดเป็นมูลค่าประมาณ 535 ล้านบาท ดังนั้น ผลประโยชน์สุทธิที่ได้รับจะมีเพียง 328 ล้านบาท ปตท. จึงเสนอให้นำมาลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
3. การนำเงินส่วนลดค่าก๊าซฯ ทั้งจำนวน 863 ล้านบาท มาลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยประเภท 1.1 จะส่งผลให้ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นต้องจ่ายค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นผ่านค่า Ft ประมาณ 2 สตางค์/หน่วย เนื่องจากราคาก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้น คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2544 จึงได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการลดค่าไฟฟ้าตามแนวทางดังนี้
3.1 ให้นำส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติสุทธิจำนวน 328 ล้านบาท มาลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า บ้านอยู่อาศัยประเภท 1.1 (บ้านอยู่อาศัยที่ใช้พลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วย/เดือน และติดตั้งเครื่องวัดหน่วยไฟฟ้าขนาดไม่เกิน 5 แอมแปร์) ซึ่งมีจำนวนประมาณ 8.78 ล้านราย เพียงเดือนเดียว ในใบเสร็จรับเงินค่าไฟฟ้าประจำเดือนสิงหาคม 2544 โดยยกเว้นค่าบริการรายเดือน 8.76 บาท/ราย (รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) และลดค่า พลังงานไฟฟ้า เท่ากับ 45.06 สตางค์/หน่วย (รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) แต่ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าเมื่อหักส่วนลดแล้วจะไม่ ต่ำกว่าศูนย์
3.2 การให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าตามข้อ 3.1 ให้แสดงเป็นรายการพิเศษในใบเสร็จรับเงินค่าไฟฟ้า และให้ กฟน. และ กฟภ. ส่งใบเรียกเก็บเงินการจ่ายส่วนลดที่จ่ายจริงไปยัง ปตท. โดยตรง
3.3 เงินที่เหลือซึ่งมีอีกจำนวนประมาณ 535 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ย (ถ้ามี) ให้ ปตท. นำมาลดค่าก๊าซฯ ให้แก่ กฟผ. เพื่อบรรเทาผลกระทบของการเพิ่มขึ้นของค่า Ft ในรอบต่อไป (ต.ค. 2544 - ม.ค. 2545)
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ ได้สอบถามถึง การใช้ไฟฟ้า 5 หน่วย/เดือน ว่าจะมีอุปกรณ์ไฟฟ้าประเภทใดบ้างและผู้ใช้ไฟฟ้าในชุมชนแออัด ที่มีการใช้ไฟส่องสว่าง 2 -3 ดวง จะมีหน่วยการใช้ไฟฟ้าเท่าใด ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 5 หน่วย/เดือน ส่วนใหญ่จะเป็นห้องแถวหรือบ้านอยู่อาศัยที่ไม่มีผู้พักอาศัยอยู่ ซึ่งไม่มีการใช้ไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟส่องสว่าง 2 -3 ดวง จะมีหน่วยการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 30 หน่วย/เดือน ทั้งนี้ บ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วย/เดือน จะมีหน่วยการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณ 67 หน่วย/เดือน ซึ่งบ้านอยู่อาศัยประเภทนี้ จะไม่มีเครื่องปรับอากาศ
2.ฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงต่อที่ประชุมเพิ่มเติมว่า สาเหตุที่นำส่วนลดค่าก๊าซฯ มาลดค่าไฟฟ้าเพียงเดือนเดียว เนื่องจากจะทำให้เห็นผลจากการลดค่าไฟฟ้าได้มาก และหากการลดค่าก๊าซฯ มีระยะเวลานานไป จะส่งผลกระทบต่อโครงการประหยัดไฟกำไรสองต่อ ซึ่งจะเริ่มโครงการในเดือนกันยายน 2544 ทำให้ไม่สามารถเห็นผลจากการประหยัดที่ชัดเจน
มติของที่ประชุม
- ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายจาตุรนต์ ฉายแสง) ในฐานะประธานกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) เพื่อศึกษาทบทวนความเหมาะสมของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า โดยอัตโนมัติ (Ft) ซึ่งคณะอนุกรรมการศึกษาฯ ได้พิจารณาปัจจัยที่มีผลกระทบต่อค่า Ft และมีข้อเสนอ ข้อสังเกต รวมทั้งความเห็นในการแก้ไขปัจจัยที่มีผลกระทบต่อค่า Ft ดังนี้
1.1 เห็นควรให้ ปตท. เร่งเจรจาปรับปรุงสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับผู้ขายก๊าซฯ พร้อมกับให้ลดค่าดำเนินการลง รวมทั้ง อัตราผลตอบแทน Equity IRR ของค่าผ่านท่อที่มีอัตราสูงเกินไป ส่วนภาระ Take-or-Pay ไม่ควรผลักภาระให้แก่ผู้บริโภคมากเกินไป และควรเปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อให้ผู้บริโภคได้รับประโยชน์เพิ่มขึ้น
1.2 ในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเห็นควรให้ กฟผ. รับไปเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และควรมีการทบทวนความเหมาะสมของการส่งผ่านผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนในโครง สร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และ SPP รวมทั้งควรทบทวนความเหมาะสมของอัตราผลตอบแทนการ ลงทุนของบริษัทผลิตไฟฟ้าในเครือของ กฟผ. ซึ่งในเรื่องของการทบทวนอัตราผลตอบแทนการลงทุนดังกล่าว บางหน่วยงานเห็นว่าอาจเกิดผลกระทบต่อผู้ถือหุ้นและนโยบายการแปรรูปในอนาคต
1.3 ด้านประสิทธิภาพของการไฟฟ้า เห็นควรกำหนดมาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) และมาตรฐานค่าความสูญเสีย (Loss Rate) ของระบบไฟฟ้า และให้ สพช. รับไปพิจารณาการชะลอแผนการลงทุนของการไฟฟ้าว่าจะสามารถทำให้ลดค่าไฟฟ้าได้ หรือไม่โดยเร่งด่วน
1.4 อัตราเงินนำส่งรัฐควรเป็นไปตามเกณฑ์ที่กระทรวงการคลังกำหนด ส่วนโบนัสและเงินช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้กระทรวงการคลังรับไปพิจารณาปรับปรุงให้เหมาะสม
1.5 ไม่ควรยกเลิกค่า Ft เพราะจะทำให้การไฟฟ้าประสบปัญหาด้านการเงินอย่างรุนแรง และควรให้ค่า Ft เปลี่ยนแปลงตามต้นทุนค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้า ผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนต่อภาระหนี้ของการไฟฟ้า และผลกระทบของอัตราเงินเฟ้อในค่าใช้จ่ายที่ไม่ใช่ค่าเชื้อเพลิง (Non-Fuel Cost) ทั้งนี้ การไฟฟ้าควรมีอิสระในการบริหารอัตราแลกเปลี่ยนของตนเองในระดับหนึ่ง
1.6 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฐาน ควรกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าเป็นกรณีพิเศษแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่สามารถงดจ่ายไฟได้ เป็นการชั่วคราว และควรเร่งจัดหามิเตอร์ประเภท TOU ให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย รวมทั้ง ควรหาแนวทางลดภาระค่ามิเตอร์ให้แก่ผู้ใช้ไฟ
2. เครือข่ายคณะทำงานติดตามตรวจสอบค่า Ft ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีให้ยกเลิกการเก็บค่า Ft และให้ยกเลิกการคิดค่าบริการ โดยให้มีการทบทวนโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน และรัฐบาลควรเร่งผลักดันให้มี องค์กรอิสระผู้บริโภค ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดเตรียมข้อมูลตอบข้อร้องเรียนดังกล่าวเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบาย พลังงานแล้ว
3. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2544 และได้พิจารณาเรื่องผลการพิจารณาของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ แล้วมีมติดังนี้
3.1 เห็นชอบในหลักการข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ โดยให้นำมาใช้ประกอบการพิจารณาปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) ในรอบเดือนตุลาคม 2544-มกราคม 2545 และให้นำข้อสังเกตของที่ประชุมในส่วนที่มีความเห็นแตกต่างกันไปเจรจาให้ได้ข้อยุติต่อไป
3.2 ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ ไปดำเนินการ โดยให้มีการจัดทำรายละเอียดในส่วนที่สามารถดำเนินการได้และในส่วนที่เป็น ปัญหาอุปสรรค และให้ สพช. เป็นผู้ดำเนินการเร่งรัดติดตามและประเมินผลการปฏิบัติงานให้เป็นไปตาม มาตรการดังกล่าว และรายงานให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานทราบภายใน 1 เดือน
3.3 ให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ดำเนินการประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานและค่าไฟฟ้าตามสูตรการ ปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ให้ประชาชนได้รับทราบและมีความเข้าใจมากขึ้น โดยผ่านสื่อต่างๆ
3.4 ให้ สพช. กำหนดหลักเกณฑ์วิธีการคัดเลือกตัวแทนผู้บริโภครายย่อยเป็นอนุกรรมการในคณะ อนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และปรับปรุงคำชี้แจงข้อร้องเรียนของเครือข่ายคณะทำงานติดตามตรวจสอบค่า Ft ให้มีความชัดเจนและเข้าใจง่าย
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ มีความเห็นว่า การคัดเลือกตัวแทนผู้บริโภครายย่อยเข้าร่วมเป็นอนุกรรมการในคณะอนุกรรมการ กำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ควรคัดเลือกจากผู้บริโภครายย่อยที่มีความรู้ ความเข้าใจในสูตร Ft ไม่ใช่เป็นบุคคลที่เป็นนักเคลื่อนไหว ทั้งนี้ ในการกำกับดูแลควรพิจารณาถึงการปรับปรุงประสิทธิภาพของการไฟฟ้าและให้การ ไฟฟ้ามีรายได้เพียงพอในการดำเนินกิจการควบคู่ไปด้วย
2.ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เรียนที่ประชุมทราบเพิ่มเติมถึงปัญหาของการไฟฟ้าในการบริหารอัตราแลก เปลี่ยนเงินตราต่างประเทศของการไฟฟ้า เช่นในกรณี กฟผ. มีภาระหนี้เป็นเงินตราต่างประเทศสูงถึงร้อยละ 57 ของหนี้เงินกู้ทั้งหมด หรือประมาณ 141,200 ล้านบาท ซึ่ง กฟผ. วางแผนที่จะลดสัดส่วนหนี้เงินกู้ต่างประเทศลงให้เหลือร้อยละ 20 ภายในระยะเวลา 3 ปี แต่เนื่องจาก กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้เอง ต้องได้รับความเห็นชอบจากกระทรวงการคลัง และธนาคารแห่งประเทศไทยด้วย ซึ่งประธานที่ประชุมฯ ได้ขอให้กระทรวงการคลังรับไปพิจารณาให้การไฟฟ้ามีอิสระในการบริหารหนี้ต่าง ประเทศเพิ่มขึ้น ในกรณีที่เป็นการดำเนินการจากสภาพคล่องของการไฟฟ้า มิใช่เป็นการกู้เงินในประเทศเพื่อมาชำระหนี้เงินตราต่างประเทศ
3.รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงมหาดไทย (นายสมบัติ อุทัยสาง) เรียนต่อที่ประชุมเพิ่มเติมว่า ขณะนี้ กฟน. ได้เร่งรัดการดำเนินการจัดหาเครื่องวัดโดยอัตโนมัติ (AMR) ซึ่งเป็นการดัดแปลงเครื่องวัดฯ เดิม ให้เป็น TOU สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย คาดว่าผู้ใช้ไฟฟ้าจะสามารถเลือกใช้อัตรา TOU ได้ในราวเดือนมกราคม 2545 ซึ่งจะทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เลือกใช้อัตรา TOU ที่อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าในช่วง Off-Peak (เวลา 22.00 - 9.00 น. ของวันจันทร์ - วันศุกร์ และวันเสาร์ วันอาทิตย์ และวันหยุดราชการปกติทั้งวัน) จะถูกกว่าในช่วง Peak (เวลา 9.00 - 22.00 น. ของวันจันทร์ - วันศุกร์) มาก จะทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง ในช่วง Off-Peak ได้รับการลดค่าไฟฟ้าลงได้ ในเรื่องนี้ ประธานที่ประชุมฯ เห็นว่าควรมีการดูแลเรื่องการกำหนด คุณลักษณะเฉพาะของมิเตอร์ ให้มีความโปร่งใส เพื่อมิให้เกิดการร้องเรียนจากผู้ผลิตมิเตอร์ภายในประเทศ
4.ประธานที่ประชุมฯ ได้สอบถามถึงการดูแลค่าความสูญเสียในระบบของการไฟฟ้า ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า ค่าความสูญเสียในระบบของการไฟฟ้า มีการดูแลใน 2 ส่วน ประกอบด้วย (1) ค่าไฟฟ้าฐาน จะมีการ ดูแลเรื่องการปรับปรุงประสิทธิภาพของการไฟฟ้า หรือค่า X ไว้แล้ว โดยให้กิจการผลิต กิจการระบบส่ง และ กิจการระบบจำหน่ายและกิจการบริการลูกค้า ต้องปรับลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการลงซึ่งรวมถึงการสูญเสียในระบบในอัตรา ร้อยละ 5.8 2.6 และ 5.1 ต่อปี ตามลำดับ และ (2) กำหนดให้ค่าความสูญเสียในระบบของ การไฟฟ้าเป็นองค์ประกอบหนึ่งในการประเมินผลการดำเนินงานของรัฐวิสาหกิจ ซึ่งจะมีผลต่อการปรับเงินเดือน โบนัสของพนักงานการไฟฟ้าอีกส่วนหนึ่ง อย่างไรก็ตาม ประธานที่ประชุมฯ เห็นว่าน่าจะนำมาตรฐานอุตสาหกรรมเข้ามาเป็นเกณฑ์ในการวัดด้วย รวมทั้ง ควรมีการวิเคราะห์ และรายงานผลทุกไตรมาส เพื่อจะได้เห็นแนวโน้มการเปลี่ยนแปลง และให้การไฟฟ้าอธิบายถึงสาเหตุที่มีการเปลี่ยนแปลงด้วย เพื่อให้เกิดความชัดเจนยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและมอบหมายให้ สพช. รับไปดำเนินการตามความเห็นของนายกรัฐมนตรีในข้อ 4 เกี่ยวกับรายงานผลการดำเนินงานทุกไตรมาส
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producers : IPP) ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 ปัจจุบันมีความคืบหน้าสรุปได้ดังนี้ คือ
1.1 โครงการ IPP ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. แล้วมี 2 โครงการ คือ โครงการ Tri Energy Co., Ltd. (TECO) และโครงการ Independent Power (Thailand) Co., Ltd. (IPT) โดยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2543 และวันที่ 15 สิงหาคม 2543 ตามลำดับ
1.2 โครงการ Eastern Power & Electric Co., Ltd. (EPEC) และโครงการ Bowin Power Co.,Ltd. อยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบสายส่งเชื่อมโยง
1.3 โครงการ IPP 2 โครงการที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง คือ บริษัท Gulf Power Generation Co., Ltd. และบริษัท Union Power Development Co., Ltd. ประสบปัญหาความ ล่าช้า เนื่องจากต้องจัดให้มีการประชาพิจารณ์ก่อน และได้ขอเลื่อนกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินโครงการตามแผนงาน
1.4 โครงการ BLCP อยู่ระหว่างการศึกษาการขุดลอกร่องน้ำเพื่อก่อสร้างท่าเทียบเรือขนถ่ายถ่าน หิน ในส่วนสิทธิการเข้าใช้ประโยชน์ในพื้นที่ซึ่งเป็นสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า อยู่ระหว่างการพิจารณาร่วมกันระหว่างการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยและกรม เจ้าท่า
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) มีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration รวมทั้ง เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระการลงทุนในระบบการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าของรัฐลง ในปัจจุบันมี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วรวม 61 ราย ในจำนวนนี้เป็น SPP ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. แล้ว 45 ราย มีปริมาณไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบรวม 1,863 เมกะวัตต์
3. การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน มีความคืบหน้าสรุปได้ดังนี้
3.1 ประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โครงการผลิตไฟฟ้าที่ สปป.ลาว เสนอจะขายไทยมี 8 โครงการ รวมกำลังการผลิต 3,596 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการน้ำเทิน 2 ซึ่ง กฟผ. และกลุ่มผู้ลงทุนโครงการได้ลงนาม MOU ไปแล้วเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2543 และเมื่อกลางเดือนสิงหาคม 2544 นายกรัฐมนตรี สปป.ลาว ได้เดินทางมาเยือนประเทศไทย และได้ร้องขอให้ฝ่ายไทยเร่งดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 เพื่อนำไปสู่การลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในเดือนตุลาคม 2544 ซึ่งฝ่ายไทยรับจะดำเนินการให้แล้วเสร็จตามกำหนด ส่วนโครงการอื่นๆ ให้ชะลอการเจรจารับซื้อไว้ก่อน โดยรัฐบาลจะประเมินความต้องการใช้ ไฟฟ้าในประเทศอีกครั้ง
3.2 ประเทศสหภาพพม่า โครงการผลิตไฟฟ้าที่สหภาพพม่าเสนอจะขายให้ไทยมี 4 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำกก (42 เมกะวัตต์) โครงการฮัจยี (300 เมกะวัตต์) โครงการท่าซาง (3,500 เมกะวัตต์) และโครงการคานบวก (1,500 เมกะวัตต์) กำลังการผลิตรวม 5,342 เมกะวัตต์ ปัจจุบัน กฟผ. ได้ดำเนินการศึกษาความเป็น ไปได้ของระบบสายส่งที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบของพม่าในปริมาณ 100 - 150 เมกะวัตต์ โดยจะส่งไฟจากอำเภอแม่สอด จังหวัดตาก ไปยังเมือง Bago (หงสาวดี) แต่ขณะนี้ได้หยุดชะงักลงเนื่องจากปัญหาทางด้าน การเมือง
3.3 ประเทศสาธารณรัฐประชาชนจีน คณะกรรมการซื้อขายไฟฟ้าไทย - จีน ได้ลงนามในความ ตกลงเรื่อง "การร่วมลงทุนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหง ระหว่างกลุ่มผู้ลงทุนไทย - จีน" เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2543 โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ จากโครงการนี้ในปี 2556 และอีก 1 โครงการ ในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ในปี 2557 และได้ตกลงที่จะใช้ระบบสายส่งขนาด 500 kV DC ส่งไฟฟ้าจำนวน 3,000 เมกะวัตต์ โดยมีแนวสายส่งผ่านพื้นที่ สปป.ลาว นอกจากนั้น ได้เห็นชอบให้โรงไฟฟ้า พลังน้ำยูนนานจิงหง เข้าร่วมการซื้อขายไฟฟ้าในตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Power Pool) ของไทยด้วย
3.4 ประเทศกัมพูชา คณะกรรมการซื้อขายไฟฟ้าไทย - กัมพูชา ได้มีการหารือที่จะรับซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในปริมาณ 25 - 30 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับ 3 จังหวัดของกัมพูชา ได้แก่ บันเทอมีนเจย เสียมราฐ และพระตะบอง โดยเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2544 ที่ผ่านมา คณะกรรมการฝ่ายไทยได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ใช้สายส่งของ กฟภ. ส่งไฟฟ้าจากสถานีวัฒนานครไปยังชายแดนไทย ที่อำเภออรัญประเทศ จังหวัดสระแก้ว อัตราค่าไฟฟ้าที่จะจำหน่ายให้แก่กัมพูชา ณ จุดส่งมอบเท่ากับผลบวกของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกประเภทกิจการขนาดใหญ่ (115 kV) รวมกับค่าเฉลี่ยเงินชดเชยรายได้ที่ กฟภ. ได้รับจาก กฟน. เท่ากับ 0.1459 บาท/หน่วย และค่าไฟฟ้าผันแปร โดยบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) จะเป็นผู้ก่อสร้างสายส่งช่วงต่อจากชายแดนไทย ไปยัง 3 จังหวัดของกัมพูชาและคาดว่าจะจ่ายไฟฟ้าให้แก่กัมพูชาได้ในปี 2547
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ ได้สอบถามถึงโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ ซึ่งฝ่าย เลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า รัฐบาลสามารถสั่งการให้หยุดหรือดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินได้ เพียงแต่ว่าการสั่งยกเลิกโครงการนั้น รัฐจะต้องจ่ายค่าปรับ ยกเว้นกรณีที่โครงการไม่ได้รับใบอนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพราะไม่ สามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขในการขอใบอนุญาตได้ซึ่งในกรณีนี้รัฐไม่ต้องเสียค่า ปรับ อย่างไร ก็ตาม ประธานที่ประชุมฯ และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (นายสุรเกียรติ์ เสถียรไทย) เห็นว่า การ ตัดสินใจให้โครงการนี้ดำเนินต่อไปจะต้องกระทำอย่างรอบคอบ เนื่องจากต้องระมัดระวังในเรื่องของมลภาวะที่จะเกิดขึ้น ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า ประเด็นปัญหามลภาวะไม่น่าเป็นห่วง เนื่องจากรัฐได้มีการกำหนด มาตรการป้องกันมลภาวะที่เข้มงวดอยู่แล้ว รวมทั้งโครงการจะต้องได้รับอนุมัติรายงานการศึกษาผลกระทบต่อ สิ่งแวดล้อม (EIA) ด้วย และเจ้าของโครงการ IPP เองยังได้จัดตั้งกองทุนเพื่อช่วยเหลือประชาชนในบริเวณใกล้เคียงที่อาจได้รับ ผลกระทบจากการผลิตไฟฟ้าอีกด้วย
2.ประธานที่ประชุมฯ ได้ให้ข้อคิดเห็นว่า หากราคารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านไม่สูงกว่าต้นทุน ที่ผลิตไฟฟ้าใช้เองในประเทศ ก็สมควรที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเป็นการให้ความช่วยเหลือประเทศเหล่านั้น ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า เป็นแนวทางที่ได้นำมาปฏิบัติอยู่แล้ว
3.เนื่องจาก กฟผ. จะต้องเตรียมการจัดตั้งเป็นบริษัทจำกัดและนำเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ประธานที่ประชุมฯ จึงมีความเห็นว่า กฟผ. ควรกำหนดแผนกลยุทธ์การดำเนินงานในอนาคตให้สอดคล้องกัน โดยเฉพาะการพิจารณาลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าในต่างประเทศ เนื่องจากศักยภาพในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในประเทศมีข้อจำกัด ซึ่งผู้แทน กฟผ. รับที่จะไปหารือกับ สพช. ต่อไป ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า ในอนาคตเมื่อมีการแปรรูป กฟผ. ออกเป็นบริษัทผลิตไฟฟ้า 1 และ 2 และนำเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ แล้ว บริษัทผลิตไฟฟ้า 1 และ 2 ก็สามารถลงทุนในต่างประเทศได้เช่นเดียวกับโครงการของบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ที่ได้มีการลงทุนในโครงการน้ำเทิน 2 ใน สปป. ลาว
4.ประธานที่ประชุมฯ มีข้อห่วงใยในเรื่องการจัดหาปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองว่า นอกจากจะต้องจัดหาให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในประเทศแล้ว จะต้องไม่อยู่ในระดับสูงเกินไป และในขณะเดียวกันก็ควรคำนึงถึงการประหยัดและการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพมากที่สุดโดยไม่ควรมองเพียงด้านใดด้านหนึ่ง
5.รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (นายสุรเกียรติ์ เสถียรไทย) ได้สอบถามถึงความคืบหน้าในการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ซึ่งผู้แทนจาก กฟผ. ได้ชี้แจงว่า ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเร่งดำเนินการเจรจาโครงการน้ำเทิน 2 ให้สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเบื้องต้น (Initial Power Purchase Agreement : Initial PPA) ได้ภายในเดือนตุลาคม 2544 ส่วนโครงการอื่นๆ ที่เหลือได้ชะลอ การเจรจารับซื้อไว้ก่อนเนื่องจากจะต้องประเมินความต้องการใช้ในประเทศอีก ครั้ง อย่างไรก็ตาม ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า ประเทศยังมีความจำเป็นที่จะต้องการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าซึ่ง จะมีผลต่อความมั่นคงด้านพลังงาน ลดความเสี่ยง และสร้างอำนาจการต่อรองราคาพลังงานของประเทศด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ความคืบหน้าการดำเนินโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขต ต่อเนื่อง โดยได้มอบหมายหน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง คือ กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กรมทะเบียนการค้า และกรมสรรพากร รับไปดำเนินการออกระเบียบ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข เพื่อรองรับการดำเนินโครงการดังกล่าว รวมทั้งเพื่อให้มีการยกเว้นภาษีอากรต่าง ๆ ซึ่งจะทำให้ราคาน้ำมันในโครงการถูกลง สามารถแข่งขันได้
2. โครงการฯ นี้ ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีให้ดำเนินการได้ปีต่อปีเท่านั้น โดยในปีแรกจะสิ้นสุดในเดือนธันวาคม 2544 และกำหนดให้มีการประเมินผลปลายปี โดยในทางปฏิบัติ สพช. ได้จัดให้ผู้ค้าน้ำมันในประเทศ ซึ่งเป็นผู้สูญเสียผลประโยชน์เป็นผู้ประเมิน หากผลการประเมินพบว่าได้ผลดีก็จะได้รับการต่ออายุโครงการต่อไป แต่หากไม่ได้ผลดี โครงการนี้ก็ต้องยุติล้มเลิกไป นอกจากนั้น ยังจัดให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลโครงการนี้ โดยมีผู้แทนหน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กรมสรรพากร กรมเจ้าท่า กรมทะเบียนการค้า กรมประมง สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และ สพช. เป็นคณะกรรมการ เพื่อให้การพิจารณาอนุญาตและการตรวจสอบควบคุมกระทำกันเป็นหมู่คณะ
3. โครงการฯ นี้ได้เริ่มจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตต่อเนื่องตั้งแต่ 30 เมษายน 2544 จนถึงปัจจุบันรวมทั้งสิ้น 7 เที่ยวเรือ ปริมาณน้ำมันที่จำหน่าย 14.8 ล้านลิตร จำหน่ายให้กับเรือประมง 1,236 ลำ โดยมีบริษัทมายื่นความประสงค์ขอจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงจนถึงขณะนี้ รวมทั้งสิ้น 8 บริษัท มีจำนวนเรือสถานีบริการ 13 ลำ และคาดว่าเมื่อกฎหมายของกรมสรรพากรมีผลในการยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่ม ก็จะทำให้มีผู้เข้าร่วมโครงการมากขึ้นอีก โดยมีเป้าหมายจะขยายให้ครอบคลุมทั้งฝั่งทะเลด้านอ่าวไทยและอันดามัน ซึ่งจะทำให้ชาวประมงได้รับบริการอย่างทั่วถึง
4. รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายจาตุรนต์ ฉายแสง) ได้สั่งการให้ สพช. รับไปหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เกี่ยวกับข้อเสนอการอนุญาตให้เรือต่างชาติเข้ามาร่วมโครงการฯ ได้โดยไม่ต้องจดทะเบียนเรือไทย เพื่อเป็นการเร่งรัดการขยายโครงการให้กว้างขวางครอบคลุมชายฝั่งทะเลได้เร็ว ขึ้น ซึ่ง สพช. ได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย สำนักงานตำรวจแห่งชาติ กรมศุลกากร กรมเจ้าท่า และกรมสรรพากร และตัวแทนสมาคมเรือไทย เพื่อพิจารณาถึงความเป็นไปได้ และข้อดี ข้อเสียตามข้อเสนอดังกล่าว และที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่วมกันดังนี้
4.1 กรณีค่าใช้จ่าย ค่าภาษี และค่าจดทะเบียนเรือไทยซึ่งผู้ประกอบการอ้างว่าต้องใช้จ่ายจำนวนสูงมากนั้น ในข้อเท็จจริงเรือบรรทุกน้ำมันต่างชาติส่วนใหญ่เกือบทั้งหมดมีขนาดเกินกว่า 1,000 ตันกรอส ซึ่งจะเสียภาษีในอัตราศูนย์จึงไม่มีค่าใช้จ่ายในส่วนนี้ สำหรับภาษีมูลค่าเพิ่มร้อยละ 7 ของมูลค่าเรือนั้น ที่ประชุมเห็นว่าอยู่ในวิสัยที่ผู้ประกอบกิจการรับได้
4.2 ประเด็นเรื่องจำนวนเรือบรรทุกน้ำมันที่จดทะเบียนเรือไทยจะไม่เพียงพอ ไม่ใช่ประเด็นปัญหา โดยขณะนี้จำนวนเรือบรรทุกน้ำมันที่จดทะเบียนเรือไทย ที่มีขนาดเกินกว่า 500 ตันกรอส มีจำนวนถึง 154 ลำ และมีเรือต่างชาติที่เตรียมจะจดทะเบียนเรือไทยอีกจำนวนหนึ่ง ในขณะที่ความต้องการใช้เรือของโครงการนี้อยู่ในระดับ 60 ลำขึ้นไป ดังนั้นควรยึดระเบียบหลักเกณฑ์เดิมที่รัฐกำหนด คือต้องเป็นเรือไทยเท่านั้น โดยหากเรือต่างชาติสนใจจะเข้าร่วมโครงการจะต้องยื่นจดทะเบียนเรือไทยก่อน
4.3 สาเหตุที่เรือเข้าโครงการน้อยในขณะนี้มิใช่เกิดจากจำนวนเรือไม่เพียงพอ แต่เป็นเรื่องของราคาน้ำมันที่จำหน่ายยังสูงกว่าน้ำมันที่มาจากต่างประเทศ เนื่องจากการยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มยังไม่มีผลบังคับใช้ จึงทำให้ต้นทุนสูงกว่าราคาที่ควรจะเป็น ประมาณลิตรละ 60 สตางค์ ทำให้แข่งขันไม่ได้เต็มที่ สำหรับความ คืบหน้าของร่างพระราชกฤษฎีกาเพื่อยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่มนั้น ขณะนี้สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีได้นำเสนอต่อสำนักราชเลขาธิการแล้ว ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2544
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ ได้สอบถามถึงความชัดเจนของวัตถุประสงค์ของโครงการและรูปแบบของน้ำมันเถื่อน ในปัจจุบันว่าเป็นอย่างไรบ้าง ซึ่งรองเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ชี้แจงว่ารูปแบบดั้งเดิมจะมีเพียงการลักลอบนำเข้าทางทะเลเท่านั้น แต่ปัจจุบันจะมีรูปแบบใหม่ๆ เพิ่มขึ้น เช่น การขอคืนภาษีของรัฐโดยมิชอบ และการลักลอบนำสารโซลเว้นท์ซึ่งได้รับการยกเว้นภาษีไปปลอมปนลงในน้ำมันเชื้อ เพลิง ซึ่งวิธีนี้เป็นการหลีกเลี่ยงภาษีอีกวิธีหนึ่ง
2.นอกจากนี้ ประธานที่ประชุมฯ ได้เสนอว่าควรมีการนำข้อมูลการผลิต จำหน่าย และส่งออกมาเชื่อมโยงกันให้เป็นระบบ เพื่อให้ทราบว่าปริมาณน้ำมันนำเข้าและส่งออกที่ถูกต้องควรเป็นเท่าไร แล้วนำไป เปรียบเทียบกับข้อมูลการเก็บภาษีและคืนภาษี ก็จะเห็นได้ทันทีว่ามีความผิดปกติหรือไม่ ซึ่งปัจจุบันเข้าใจว่า ยังไม่มีการดำเนินการเช่นนี้ ทำให้เป็นจุดอ่อนของรัฐให้เกิดการทุจริตขึ้นได้
มติของที่ประชุม
รับทราบความคืบหน้าการดำเนินโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาว ประมงในเขตต่อเนื่อง และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามความเห็นของนายกรัฐมนตรีในข้อ 2
เรื่องที่ 7 โครงการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2544
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยปลูกจิตสำนึกและรณรงค์ให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมเพื่อให้เกิดผลในการ ใช้ พลังงานทุกชนิดอย่างมีประสิทธิภาพ ด้วยการเสนอแนะวิธีการอนุรักษ์พลังงานที่เข้าใจและปฏิบัติตามได้ง่ายให้แก่ ประชาชนทั่วไป โดยการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2544 สพช. ได้เน้นกิจกรรมรณรงค์ที่เปิดโอกาสให้ ประชาชนทั่วไปมีส่วนร่วมในการประหยัดพลังงาน เพื่อลดค่าใช้จ่ายส่วนตัวและยังเป็นการช่วยชาติอีกทางหนึ่ง โดยมีกิจกรรมหลัก 3 กิจกรรม ดังนี้
1) กิจกรรมด้านการประหยัดไฟฟ้าในครัวเรือน : เป็นชุด "โปรโมทการแข่งขันประหยัดไฟฟ้า"
2) กิจกรรมด้านการประหยัดน้ำมันในพาหนะส่วนบุคคล : ประกอบด้วย ชุด "โปรโมทการแข่งขันขับรถยนต์อย่างถูกวิธีเพื่อประหยัดน้ำมัน" และ ชุด "โปรโมทการเติมออกเทน 91"
3) กิจกรรมปลูกจิตสำนึกสำหรับประชาชนทั่วไปและประชาสัมพันธ์โครงการของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
2. กิจกรรมชุด "โปรโมทการแข่งขันประหยัดไฟฟ้า" มีเป้าหมายให้แต่ละครัวเรือนแข่งขันกับตนเองในการประหยัดไฟฟ้าแต่ละเดือน และหากสามารถประหยัดได้ร้อยละ 10 ขึ้นไปของจำนวนหน่วยไฟฟ้าฐานเฉลี่ยของบ้านตนเองใน 3 เดือน คือ มิถุนายน กรกฎาคม และสิงหาคม จะได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 20 ของจำนวนหน่วยไฟฟ้าที่ลดลงได้ในเดือนนั้น โดยระยะเวลาการให้ส่วนลดจะอยู่ในช่วงเดือนกันยายน 2544 - สิงหาคม 2545 ซึ่งเป็นการดำเนินการภายใต้โครงการ "ประหยัดไฟกำไร 2 ต่อ"
3. กิจกรรมชุด "โปรโมทการแข่งขันขับรถยนต์อย่างถูกวิธีเพื่อประหยัดน้ำมัน" เป็นการรณรงค์เพื่อ ส่งเสริมให้ผู้ใช้รถขับรถอย่างถูกวิธีและบำรุงรักษาเครื่องยนต์ โดย สพช. จะจัดทำคู่มือขับรถอย่างถูกวิธีออกแจกให้ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการ จากนั้นให้ปฏิบัติตามคำแนะนำในคู่มือ ส่วนกิจกรรมชุด "โปรโมทการเติมออกเทน 91" เป็นกิจกรรมสานต่อเพื่อสร้างความมั่นใจผ่านสื่อต่างๆ โดย สพช. ได้ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงความจำเป็นในการช่วยกันประหยัดพลังงาน และแจ้งกิจกรรมที่ประชาชนสามารถมีส่วนร่วมให้ทราบโดยผ่าน สื่อมวลชน รวมทั้งผลิตคู่มือในการประหยัดพลังงานในบ้าน และในการเดินทางขนส่ง แจกให้ประชาชน เพื่อเตรียมความพร้อมก่อนที่จะข้าร่วมโครงการการแข่งขันประหยัดไฟฟ้าและ น้ำมัน
4. โครงการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับประชาชนทั่วไป ปีงบประมาณ 2545 มีโครงการที่จะขยายผลต่อจากปี 2544 และต้องการที่จะรณรงค์สร้างจิตสำนึกและความเข้าใจถึงวิกฤตเศรษฐกิจ ให้ประชาชนทุกคนมีส่วนร่วมในการช่วยแก้ไขวิกฤตเศรษฐกิจ โดยการใช้พลังงานอย่างประหยัดโดยมีประเด็นหลักคือ โครงการสร้างเสริมความเข้าใจถึงผลของการประหยัดพลังงานที่มีต่อเศรษฐกิจของ ประเทศ โครงการประหยัดไฟกำไร 2 ต่อ (ระยะที่ 2) และโครงการรวมพลังหยุดรถซดน้ำมัน (ระยะที่ 2) เป็นต้น
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ ได้ให้ข้อคิดเห็นต่อที่ประชุมเกี่ยวกับโครงการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานว่า ควรเน้นที่เด็กนักเรียนโดยดำเนินการให้มีการแข่งขันประหยัดน้ำมันรถยนต์ใน โรงเรียนขึ้น เพื่อส่งผลสืบเนื่องไปยังผู้ปกครองของนักเรียน นอกจากนั้น ในเวลากลางคืนควรมีการหรี่หรือปิดไฟในถนนบางสายโดยเฉพาะถนนของการทางพิเศษ แห่งประเทศไทย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและให้ สพช. รับข้อสังเกตของนายกรัฐมนตรี ไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 8 แนวทางการพัฒนาแหล่งถ่านหินในประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2530 เห็นชอบแนวทางในการพัฒนาลิกไนต์และได้มีมติเกี่ยวกับผลการสำรวจเบื้องต้นว่า หากกรมทรัพยากรธรณีสำรวจเบื้องต้นพบว่าแหล่งลิกไนต์ในพื้นที่ใดเหมาะสมแก่ การผลิตไฟฟ้าก็ให้กันพื้นที่ไว้ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ส่วนพื้นที่ที่เหลือให้นำไปประมูลคำขออาชญาบัตรพิเศษเพื่อให้เอกชนดำเนินการ ต่อไป
2. ในระหว่างปี 2531 - 2533 กรมทรัพยากรธรณีได้ดำเนินการสำรวจและประเมินศักยภาพถ่านหินในพื้นที่รวม 13 แอ่ง ในจำนวนนี้คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบให้กรมทรัพยากรธรณีกันพื้นที่แอ่งสิน ปุน แอ่ง เวียงแหง และแอ่งงาว ให้ กฟผ. ไว้ใช้ผลิตไฟฟ้า แต่เนื่องจากผลการศึกษาการพัฒนาแหล่งถ่านหินเวียงแหงเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าในขณะ นั้นพบว่ายังไม่เป็นประโยชน์ในเชิงพาณิชย์ คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 ให้ กฟผ. คืนแหล่งถ่านหินเวียงแหงให้กรมทรัพยากรธรณี และมีมติให้เปลี่ยนแปลงหลักเกณฑ์วิธีการให้อาชญาบัตรและประทานบัตรว่าถ้า พื้นที่ใดมีถ่านหินก็ให้กรมทรัพยากรธรณีเปิดประมูลการขออาชญาบัตรพิเศษ ตามพระราชบัญญัติแร่ พ.ศ. 2510
3. ต่อมาในปี 2541 กฟผ. ได้ทบทวนแผนการศึกษาความเหมาะสมของแหล่งเวียงแหงเพื่อนำมาใช้ผลิตไฟฟ้าที่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะ เพื่อช่วยลดผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม เนื่องจากถ่านหินที่แอ่งเวียงแหงมีกำมะถันต่ำประมาณ 0.3 - 2.8% กฟผ. จึงนำเสนอต่อสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ขอ ทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 ขอคืนแหล่งถ่านหินเวียงแหงเพื่อพัฒนานำมาใช้กับโรงไฟฟ้าแม่เมาะ ซึ่ง สลค. ได้มีหนังสือถามความเห็นไปยังหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งได้ข้อสรุปว่าควรให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 เพื่อคืนแหล่งถ่านหินเวียงแหงให้ กฟผ. โดยมีเงื่อนไขว่า กฟผ. จะต้องศึกษาความเหมาะสมของโครงการทั้งในด้านเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อมในรายละเอียด ให้ชัดเจน และมีการจัดทำประชาพิจารณ์ก่อนการอนุมัติให้ดำเนินโครงการ แต่หลังจากนั้นได้มีการเปลี่ยนแปลง รัฐบาล
4. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 3/2544 (ครั้งที่ 84) เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2544 ได้มีมติมอบหมายให้ สพช. รับไปหารือร่วมกับกรมทรัพยากรธรณี และ กฟผ. เกี่ยวกับแหล่งถ่านหินเวียงแหง งาว สินปุน และกระบี่ เพื่อพิจารณาให้มีการนำมาใช้ประโยชน์ต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2544 สพช. ได้มีการประชุมหารือกับกรมทรัพยากรธรณี และ กฟผ. เกี่ยวกับแนวทางการพัฒนาแหล่งถ่านหินดังกล่าว โดย สพช. และ กฟผ. มีข้อเสนอให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 เพื่อคืนแหล่งถ่านหินวียงแหงและแหล่งสะบ้าย้อยให้ กฟผ. เข้าไปพัฒนาเพื่อนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยไม่ต้องมีการเปิดประมูล แต่ให้ กฟผ. คืนแหล่งงาว และแหล่งสินปุน ให้แก่กรมทรัพยากรธรณีเพื่อนำไปเปิดประมูลต่อไป
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ผู้แทนกรมทรัพยากรธรณี (กทธ.) ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า กทธ. เห็นชอบกับหลักการตามข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ แต่ทั้งนี้ ขอให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันจัดแผนการใช้ถ่านหินของแหล่งเวียงแหงและ สะบ้าย้อยให้มีความชัดเจนขึ้น
2.ผู้แทนจาก กฟผ. ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า กฟผ. จำเป็นต้องใช้ถ่านหินจากแหล่งเวียงแหงประมาณ ร้อยละ 10 มาผสมกับถ่านหินที่เหมืองแม่เมาะเพื่อช่วยลดมลภาวะที่เกิดขึ้น เนื่องจากถ่านหินที่แหล่งเวียงแหงมีคุณภาพดีกว่าที่เหมืองแม่เมาะ และขณะนี้กำลังดำเนินการขออนุมัติจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องซึ่งคาดว่าจะ สามารถนำถ่านหินจากแหล่งเวียงแหงมาใช้ได้ประมาณกลางปี 2548 ซึ่งจะใกล้เคียงกับช่วงที่สัญญาซื้อขายถ่านหินจากเอกชนที่นำมาใช้ผสมที่แม่ เมาะจะสิ้นสุดลงภายใน 3 - 5 ปีข้างหน้า
3.ประธานที่ประชุมฯ ได้สอบถามเกี่ยวกับลักษณะการลงทุนพัฒนาในแหล่งเวียงแหง และการเปลี่ยนเชื้อเพลิงอื่นสำหรับโรงไฟฟ้าแม่เมาะ รวมทั้งความคืบหน้าในการติดตั้งเครื่องจำกัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ที่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะ ซึ่งผู้แทน กฟผ. ได้ชี้แจงว่า การลงทุนเพื่อดำเนินการที่แหล่งเวียงแหงเป็นการลงทุนร่วมระหว่าง กฟผ. กับเอกชน ส่วนเครื่องผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะเป็นเครื่องที่ใช้ได้เฉพาะถ่านหิน เท่านั้น ไม่สามารถเปลี่ยนเป็น เชื้อเพลิงชนิดอื่นได้ โดยขณะนี้มีเครื่องผลิตไฟฟ้าจำนวนรวม 13 หน่วย และการติดตั้งเครื่องกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ได้ติดตั้งครบทุกหน่วยแล้ว ยกเว้นหน่วยที่ 1 - 3 ซึ่งได้ปิดดำเนินการแล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการยกเว้นการปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 เพื่อกันแหล่ง ถ่านหินเวียงแหงและแหล่งสะบ้าย้อยให้ กฟผ. เข้าไปพัฒนาเพื่อนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยไม่ต้องมีการเปิดประมูล แต่ให้ กฟผ. คืนแหล่งงาว และแหล่งสินปุน ให้แก่กรมทรัพยากรธรณีเพื่อนำไปเปิดประมูลต่อไป
2.เห็นชอบให้กรมทรัพยากรธรณี กระทรวงอุตสาหกรรม เร่งกำหนดหลักเกณฑ์ให้เอกชนเข้ามาเปิดประมูลการขออาชญาบัตรพิเศษสำรวจแร่ใน พื้นที่ที่สำรวจพบถ่านหินเบื้องต้นตามมาตรา 6 ทวิ แห่งพระราชบัญญัติแร่ พ.ศ. 2510
เรื่องที่ 9 ราคาจำหน่ายไฟฟ้าประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 ได้พิจารณาเรื่อง การจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้ราคาจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้ สปป.ลาว และที่จะจำหน่ายแก่ประเทศเพื่อนบ้านใน แต่ละจุดเป็นอัตราที่อยู่ในระดับเดียวกันกับอัตราที่จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ ไฟฟ้าในประเทศตามโครงสร้างประเภท ผู้ใช้ไฟฟ้าของ กฟภ. ทั้งนี้ให้ กฟภ. มีความยืดหยุ่นที่จะสามารถเจรจาและกำหนดรูปแบบราคาจำหน่ายไฟฟ้า ในลักษณะที่อาจแตกต่างจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าของประเทศไทยได้ภายใต้หลักการดัง กล่าว
2. กฟภ. ได้จำหน่ายไฟฟ้าให้กับประเทศเพื่อนบ้านเมื่อเดือนกรกฎาคม 2544 รวม 6.86 ล้านหน่วย มีมูลค่า 16.4 ล้านบาท โดยขายให้สหภาพพม่า จำนวน 1.83 ล้านหน่วย ณ จุดเขตชายแดนบริเวณจังหวัดเชียงราย ตาก และกาญจนบุรี ขายให้ สปป. ลาว จำนวน 0.79 ล้านหน่วย ณ จุดชายแดน ที่จังหวัดเชียงรายและเลย และขายให้กัมพูชา จำนวน 4.24 ล้านหน่วย ที่จุดชายแดนจังหวัดสระแก้ว ตราด และสุรินทร์
3. ต่อมาเมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและกัมพูชาได้ลงนามความตกลงในโครงการความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ระหว่างไทย - กัมพูชา เพื่อสนับสนุนการซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง 2 ประเทศ โดยไทย จะขายไฟฟ้าให้กับ 3 จังหวัดของกัมพูชา จำนวน 25 - 30 เมกะวัตต์ และให้ความร่วมมือในการวางแผนและก่อสร้างระบบสายส่งเชื่อมโยงกัน ตลอดจนให้ความช่วยเหลือด้านวิชาการและการฝึกอบรมแก่กัมพูชา
4. ในการประชุมคณะกรรมการความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศไทยกับ กัมพูชาฝ่ายไทยเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2544 ที่ประชุมได้มีมติในส่วนขององค์ประกอบค่าไฟฟ้าที่จะขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อให้ได้ราคาที่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง เนื่องจากอัตราค่าไฟฟ้าที่จำหน่ายให้ประเทศเพื่อนบ้านตามมติคณะ รัฐมนตรีดังกล่าวข้างต้นยังไม่ได้รวมเงินชดเชยรายได้จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ดังนั้น ที่ประชุมจึงมีมติ ให้บวกส่วนที่เป็นเงินชดเชยรายได้จาก กฟน. ซึ่งมีค่าเฉลี่ย 0.1459 บาท/หน่วย เข้าไปในอัตราค่าไฟฟ้าที่จะขายให้กัมพูชา ดังนั้นค่าไฟฟ้ารวมจึงเท่ากับ ค่าไฟฟ้าอัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) ขายให้ผู้ใช้ไฟประเภทกิจการขนาดใหญ่ รวมค่าชดเชยรายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ. (0.1459 บาท/หน่วย) บวกกับค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) และค่าภาษีมูลค่าเพิ่ม (0)
การพิจารณาของที่ประชุม
1.รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (นายสุรเกียรติ์ เสถียรไทย) มีความเห็นว่า หากพิจารณาในด้านการให้ความช่วยเหลือแก่ประเทศเพื่อนบ้านแล้ว การจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ สปป.ลาว สหภาพพม่าและ-กัมพูชาในอัตราเดียวกันกับที่จำหน่ายไฟฟ้าในประเทศจะเป็นการ ช่วยเหลือประเทศเพื่อนบ้านวิธีหนึ่ง เช่น เดียวกับการมอบเงินช่วยเหลือเพื่อสร้างถนนและสาธารณูปโภคต่างๆ
2.ประธานที่ประชุมฯ เห็นว่าในการสร้างความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้านควรแยกระหว่างการค้า กับความช่วยเหลือออกจากกันอย่างชัดเจน ในกรณีของการจำหน่ายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านน่าที่จะพิจารณาในด้านการค้า เนื่องจากราคาค่าไฟฟ้าที่จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านจะต้องสะท้อนถึงต้น ทุนตามที่เป็นจริง ซึ่งจะสร้างความเป็นธรรมให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ราคาจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศไทย ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ารวมกับค่าชดเชยรายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ.
2.ทั้งนี้ ให้ กฟภ. และ กฟผ. มีความยืดหยุ่นที่จะสามารถเจรจา และกำหนดรูปแบบราคาจำหน่ายไฟฟ้า ในลักษณะที่อาจแตกต่างจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าของประเทศไทยได้ภายใต้หลักการดัง กล่าว เช่น อาจกำหนดเป็นอัตราคงที่ (Flat Rate) เป็นต้น
เรื่องที่ 10 ข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2544 เห็นชอบ แนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ดังนี้ 1) ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว ครั้งละไม่เกิน 1 บาท/กิโลกรัม โดยให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาดำเนินการในช่วงเวลาที่ เหมาะสม 2) ให้กรมการค้าภายในรับไปดำเนินการเพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการปรับราคาขาย ปลีกก๊าซหุงต้ม และ 3) มอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานรับไปพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหา โครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในระยะยาว
2. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2544 เห็นชอบการปรับราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว ครั้งละไม่เกิน 1 บาท/กิโลกรัม และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(สพช.) เป็นผู้กำกับดูแลการเปลี่ยนแปลงราคาขายส่ง โดยความเห็นชอบของประธานกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน และให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อทำการศึกษาการแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาก๊าซ ปิโตรเลียมเหลวในระยะยาว
3. คณะทำงานศึกษาการแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในระยะยาว ได้จัดทำข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและหนี้สินกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในตลาดโลกในเดือนกันยายน 2544 ปรับตัวลดลงมาอยู่ในระดับ 224 $/ตัน ราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG อยู่ในระดับ 9.22 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ 2.78 บาท/กก. หรือ 430 ล้านบาท/เดือน แนวโน้มราคาก๊าซ LPG ในไตรมาส 3 ปี 2544 จะเคลื่อนไหวในระดับ 230 - 260 $/ตัน อัตราเงินชดเชยอยู่ในระดับ 3.30 - 4.50 บาท/กก. หรือ 508 - 690 ล้านบาท/เดือน กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันชนิดอื่น 882 ล้านบาท/เดือน และมีรายจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG ในระดับ 430 ล้านบาท/เดือน กองทุนฯ มีเงินไหลเข้าสุทธิ 452 ล้านบาท/เดือน ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ติดลบในระดับ 14,483 ล้านบาท
3.2 กพง". ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ให้เท่ากับราคาปิโตรมิน - 16 $/ตัน โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 สิงหาคม 2544 เป็นต้นมา คณะทำงานฯ จึงเสนอให้มีการกำหนดราคารับประกันระดับราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซ LPG ต่ำสุดในระดับ 200 $/ตัน โดยให้มีการพิจารณาเปลี่ยนแปลงตามราคาก๊าซธรรมชาติทุก 6 เดือน
3.3 ในการปรับราคาขายส่งและขายปลีกก๊าซ LPG คณะทำงานฯ ได้มอบหมายให้ สพช. ขอความเห็นจากประธาน กพง. เพื่อปรับขึ้นราคาขายส่งก๊าซ LPG ในระดับที่ทำให้ราคาขายปลีกรวมภาษีมูลค่าเพิ่มสูงขึ้นรวม 1 บาท/กก. และแจ้งให้กรมการค้าภายในทราบเพื่อดำเนินการออกประกาศเปลี่ยนแปลงราคาขาย ปลีกก๊าซหุงต้มให้สอดคล้องต่อไป เพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนกันยายนนี้
3.4 คณะทำงานฯ ได้เสนอให้ใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" หรือการปรับราคาโดยอัตโนมัติ เพื่อป้องกันปัญหาหนี้ใหม่ ที่อาจเกิดจากความผันผวนของราคาตลาดโลก ซึ่งคณะทำงานฯ เสนอทางเลือกการดำเนินการ ดังนี้ 1) ปรับราคาขายส่งและขายปลีกขึ้น 1 บาท/กก. ในเดือนกันยายน 2544 แล้วให้ดำเนินการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกโดยใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" 2) ให้ยกเลิกควบคุมราคาขายปลีก โดยใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" ทันที เมื่อราคาตลาดโลกปรับตัวขึ้น จึงค่อยปรับราคาขึ้น 3) ยังคงใช้ระบบควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG การปรับราคาขายส่งและขายปลีกตามมติ กพช. ให้ปรับขึ้นได้ครั้งละไม่เกิน 1 บาท/กก. ในช่วงเวลาที่เหมาะสม
3.5 ควรลดภาระรายจ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยลดการใช้ LPG และการให้ความ ช่วยเหลือผู้บริโภคและภาคอุตสาหกรรม การควบคุมการส่งออกก๊าซ LPG การลดรายจ่ายกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนงบปราบปรามน้ำมันเถื่อน ให้มีแผนการชำระหนี้ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในจำนวนที่แน่นอนในแต่ละเดือน ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นลงสู่ระดับต่ำสุด ภายในปี 2547 และควรแยกบัญชีรายรับ/รายจ่ายกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ออกจากน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นเมื่อฐานะกองทุนน้ำมันฯ เป็นบวก และชำระหนี้หมด
การพิจารณาของที่ประชุม
1.การแก้ปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยออกตั๋วสัญญาใช้เงินให้กับผู้ค้าก๊าซฯไม่สามารถทำได้เนื่องจากกองทุน น้ำมันฯ ไม่ใช่นิติบุคคล รัฐจึงต้องมีแผนชัดเจนในการชำระหนี้ โดยเฉพาะหนี้ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จำนวน 8,960 ล้านบาท หากรัฐไม่มีความชัดเจนจะเป็นอุปสรรคต่อการแปรรูปของ ปตท. ได้ โดยนักลงทุนไม่มีความมั่นใจ ซึ่งจะทำให้ราคาหุ้นและรายได้จากการแปรรูปของปตท. ลดลง
2.ในการแก้ปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐควรแยกประเด็นการช่วยเหลือ เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนออกมาจากระบบการค้าและราคา เพื่อมิให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาและระบบการค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ซึ่งจะมุ่งไปสู่ระบบการค้าสากลและเสรี และทำให้การช่วยเหลือประชาชนมีความชัดเจน นอกจากนี้ การใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวไม่มีความเหมาะสมกับภาวะ ปัจจุบัน เพราะจะส่งผลเสียต่อเศรษฐกิจมหภาคของประเทศ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบข้อเสนอการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและหนี้สินกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิงของคณะทำงานศึกษาการแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวในระยะยาว ตามข้อ 3
2.เห็นชอบการใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" และมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาทางเลือกการ ดำเนินการในการใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" หรือ การปรับราคาโดยอัตโนมัติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เห็นชอบแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เร่งรัดการจัดทำประเด็นนโยบายให้สอดคล้องกับระยะเวลาที่กำหนด และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งดำเนินการแปรรูป ปตท. ตามขั้นตอนการแปรสภาพรัฐวิสาหกิจของพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ซึ่งมีความคืบหน้าในการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี ดังนี้
1.1 การดำเนินการในประเด็นนโยบายที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย การเร่งการดำเนินการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและการจัดทำแผน การใช้หนี้เงินชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลว การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และการจัดทำแนวทางความร่วมมือระหว่างบริษัทบางจากฯและบริษัท ไทยออยล์ฯ และการถือหุ้นในบริษัท บางจากฯ ของ ปตท. ได้มีการ ดำเนินการเรียบร้อยแล้ว ยังคงเหลือการกำกับดูแลอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติในระยะสั้น ซึ่ง สพช. อยู่ระหว่างดำเนินการร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์ในการกำกับดูแลที่ ชัดเจนและโปร่งใส ซึ่งจะสามารถนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบได้ในการ ประชุมครั้งต่อไป ภายในเดือนกันยายน 2544 นี้
1.2 ความก้าวหน้าในการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย มีดังนี้
(1) หลังจากคณะกรรมการนโยบายทุนรัฐวิสาหกิจ (กนท.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2544 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแปรรูป ปตท. คณะกรรมการเตรียมการจัดตั้งบริษัทฯ ได้มีการประชุมเพื่อพิจารณารายละเอียดเกี่ยวกับ บมจ. ปตท. ที่จะจัดตั้งขึ้นโดยการเปลี่ยนทุนของ ปตท. เป็นหุ้นของ บมจ. ปตท. ได้แก่ การกำหนดกิจการ สิทธิ หน้าที่ความรับผิดชอบ สินทรัพย์ ทุนจดทะเบียน รวมทั้ง เรื่องพนักงาน โครงสร้างการบริหารงาน หนังสือบริคณห์สนธิ และข้อบังคับบริษัทซึ่งอยู่ระหว่างรอสรุปผลการรับฟังความคิดเห็นจากประชาชน และผู้เกี่ยวข้องจากคณะกรรมการจัดทำการรับฟังความคิดเห็นของประชาชนในการ แปลงสภาพ ปตท. เพื่อประกอบการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดตั้ง บมจ.ปตท. และนำเสนอ กนท. และ คณะรัฐมนตรีเพื่ออนุมัติการจัดตั้ง บมจ. ปตท. ในส่วนของการทำงาน คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ ปตท. มีหน้าที่กำกับดูแลการจัดโครงสร้างเงินทุนของบริษัทที่จะใช้ในการระดมทุน กำกับดูแลการประเมินทรัพย์สินของบริษัท และกำหนดแนวทางในการระดมเงินทุน ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินการ
(2) โดยที่ภาครัฐกำหนดให้ ปตท. ดำเนินการแปรรูปให้แล้วเสร็จภายในปี 2544 จึงมี ผลให้การดำเนินการในเรื่องเกี่ยวกับแผนการซื้อขายหุ้นต้องเร่งพิจารณา พร้อมกับการดำเนินการแปลงสภาพ ปตท. เป็นบริษัท ตามพระราชบัญญัติทุนฯ ซึ่งคาดว่าจะสามารถสรุปเรื่องทั้งหมดได้ พร้อมเสนอ กนท. และคณะรัฐมนตรีในวันที่ 20 และ 25 กันยายน 2544 ตามลำดับ ส่วนแผนและแนวทางการเสนอขายหุ้น ปตท. ควรนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่ออนุมัติภายในเดือนกันยายน 2544
2. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวของ ปตท. มีดังนี้
2.1 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตของกลุ่มผู้ใช้ต่างๆ คาดว่าจะมีประมาณ 2,444 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2545 และเพิ่มเป็น 3,914 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2559 โดยสามารถแยกกลุ่มผู้ใช้ได้เป็นดังนี้
(1) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ในกรณีมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) 15% ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของ กฟผ. ในปี 2545 อยู่ในระดับ 1,289 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะลดลงเล็กน้อยอยู่ในระดับ 900-1,166 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในช่วงปี 2556-2559 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP และ SPP) ความต้องการจะเพิ่มจากระดับ 648 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2545 เป็น 2,024 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2559
(2) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่ง ปริมาณการใช้ในอนาคตจะเพิ่มขึ้นจาก 190 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2545 เป็น 360 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2559
(3) ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในโรงแยกก๊าซฯ ปตท. มีแผนขยายโรงแยกก๊าซฯ ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเป็น 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2556
2.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติในครึ่งแรกของปี 2544 ที่ผ่านมา ปตท. ได้จัดหาก๊าซธรรมชาติจากสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติในแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างๆ ในประเทศประกอบด้วย แหล่งเอราวัณ ไพลิน บงกช ทานตะวัน/เบญจมาศ และน้ำพอง รวม 1,821 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากสหภาพพม่า ประกอบด้วย แหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนในปริมาณ 487 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และเพื่อให้การจัดหาเพียงพอกับความต้องการในอนาคต ปตท. จะจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งใหม่ 390 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2550 เป็นต้นไป
3. แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 มีดังนี้
3.1 จากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตของผู้ใช้ก๊าซฯ กลุ่มต่างๆ ที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง และการเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลในปัจจุบันไม่สามารถรองรับกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภายในประเทศ ภายในปี 2549 ได้ ประกอบกับเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อม ในการเปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติตามนโนบายของรัฐ โดยการเปิดให้มีการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สามได้ ปตท.จึงได้ทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ เพื่อให้แผนดังกล่าวมีความสมบูรณ์และ สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันมากยิ่งขึ้น โดยมีโครงการดังนี้
โครงการ กำหนดแล้วเสร็จ
1. โครงการติดตั้ง Compressor กาญจนบุรี พ.ศ. 2546
2. โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯรอบกรุงเทพฯและปริมณฑล พ.ศ. 2547
3. โครงการติดตั้ง Compressor ที่ราชบุรี พ.ศ. 2547
4. โครงการก่อสร้างแท่นผลิตแห่งใหม่(ERP2) พร้อมติดตั้ง Compressorและวางท่อส่งก๊าซฯ จาก ERP2 ไปยัง KP.475 พ.ศ. 2548
5. โครงการท่อส่งก๊าซฯ จาก KP. 475 ไปยัง ERP- บางประกง พ.ศ. 2548
6. โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย พ.ศ.2549/2552
7. โครงการท่อส่งก๊าซฯ จาก KP. 475 ไปยังจังหวัดราชบุรี พ.ศ. 2551
8. โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากท่อเส้นที่ 3 ไปอำเภอทับสะแก จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ พ.ศ. 2553
3.2 การดำเนินการตามแผนแม่บทดังกล่าวข้างต้น จะต้องมีการลงทุนในวงเงินรวม 93,060 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 45 บาท / เหรียญสหรัฐฯ) โดยจะมีการกระจายการลงทุนไปตามช่วงเวลาที่เหมาะสม และเงินลงทุนทั้งหมดจะเป็นส่วนของทุนที่มาจากรายได้ของ ปตท. และส่วนของเงินกู้ที่มาจากแหล่งเงินกู้ทั้งภายในและต่างประเทศในสัดส่วน 25:75
4. สพช. พร้อมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ กรมทรัพยากรธรณี การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ ปตท. ได้ร่วมกันพิจารณาแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 ปี พ.ศ. 2544-2554 แล้ว เห็นด้วยกับข้อเสนอของ ปตท. โดยมีข้อสังเกตว่า ถ้าหากโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว และโครงการ โรงไฟฟ้าถ่านหินมีความล่าช้าจากแผนเดิมก็จะทำให้ปริมาณความต้องการก๊าซฯ มีมากกว่าปริมาณการจัดหา แต่หากเศรษฐกิจไทยชะลอตัวกว่าที่คาดการณ์ไว้ ความต้องการก๊าซฯ อาจจะต่ำกว่าแผนฯ ดังนั้นจึงเห็นควรให้ ปตท. ติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิดเพื่อทบทวนและปรับปรุงแผนให้สอดคล้องกับ สถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งนี้เพื่อให้การจัดหาก๊าซฯ และการลงทุนในระบบท่อก๊าซฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากที่สุด
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ มีความเห็นว่าหลังการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยเป็นบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) แล้ว แม้รัฐฯ จะถือหุ้นในบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เกินกว่า 70% ในการค้ำประกันการ ลงทุนของบริษัท ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปบริหารการลงทุนเอง เพื่อเป็นตัวอย่างให้รัฐวิสาหกิจอื่นที่จะแปรรูปต่อไป สำหรับภาระหนี้สินที่องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพค้างชำระอยู่กับ ปตท. นั้น ควรที่จะมีการ แก้ไขโดยเร็วเพื่อไม่ให้กระทบกับฐานะทางการเงินของ ปตท. ก่อนที่จะมีการแปรรูปและการกำหนดมูลค่าหุ้นต่อไป
2.ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ได้ชี้แนะเกี่ยวกับขั้นตอนการนำเสนอและขออนุมัติโครงการ โดยเฉพาะโครงการที่ใช้เงินกู้ว่าไม่ควรนำเรื่องเสนอ สศช. แต่ควรเสนอกระทรวงการคลังโดยตรง เนื่องจาก ปตท. กำลังจะเปลี่ยนเป็นบริษัทเอกชนในเดือนพฤศจิกายนนี้ และจะช่วยลดขั้นตอนที่ไม่จำเป็นในระบบราชการให้น้อยลงด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 ตามที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยเสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนการก่อสร้างระบบท่อโดยมีโครงการที่จะอนุมัติใน ช่วงปี 2544-2554 จำนวน 8 โครงการ มีวงเงินลงทุนทั้งสิ้น 93,060 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 45 บาท/เหรียญสหรัฐฯ)
2.เห็นชอบให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามมติของที่ประชุมตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี พ.ศ. 2544-2554 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบาย อีกยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วงปี พ.ศ. 2544-2554 ดังนี้คือ
- โครงการ กำหนดแล้วเสร็จ
1.โครงการติดตั้ง Compressor กาญจนบุรี พ.ศ. 2546
2.โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯรอบกรุงเทพฯและปริมณฑล พ.ศ. 2547
3.โครงการติดตั้ง Compressor ที่ราชบุรี พ.ศ. 2547
4.โครงการก่อสร้างแท่นผลิตแห่งใหม่(ERP2) พร้อมติดตั้ง Compressorและวางท่อส่งก๊าซฯ จาก ERP2 ไปยัง KP.475 พ.ศ. 2548
5.โครงการท่อส่งก๊าซฯ จาก KP. 475 ไปยัง ERP- บางประกง พ.ศ. 2548
6.โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย พ.ศ.2549/2552
7.โครงการท่อส่งก๊าซฯ จาก KP. 475 ไปยังจังหวัดราชบุรี พ.ศ. 2551
8.โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากท่อเส้นที่ 3 ไปอำเภอทับสะแก จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ พ.ศ. 2553
3.เห็นชอบกับขั้นตอนการนำเสนอ และขออนุมัติโครงการ ดังนี้
3.1 ให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เสนอรายละเอียดของโครงการแต่ละโครงการที่จะดำเนินการในช่วงปี 2544-2554 ดังกล่าวข้างต้น ต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคม แห่งชาติ (สศช.) โดยให้ สศช. รับพิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ในแผนแม่บทฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ
3.2 ให้ ปตท. จัดทำและเสนอรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อมเพื่อขอความเห็นชอบไปยังสำนักนโยบาย และแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม พ.ศ. 2535
3.3 หากไม่มีประเด็นนโยบายที่สำคัญและเป็นโครงการที่กำหนด ให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการเองแล้วให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีและคณะกรรมนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ เพื่อทราบ
3.4 หากเป็นโครงการที่มีประเด็นนโยบายที่สำคัญให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา โดยผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
4.ให้กระทรวงการคลังรับไปจัดหาเงินกู้และค้ำประกันหนี้ให้แก่องค์กรขนส่ง มวลชนกรุงเทพ เพื่อชำระหนี้ค่าน้ำมันให้แก่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย โดยให้องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพและการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยทำความตกลงกับ กระทรวงการคลังถึงวิธีการจัดหาเงินกู้ดังกล่าว
เรื่องที่ 12 การแก้ไขปัญหาอุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำและถดถอยตั้งแต่ปี 2540 ได้ส่งผลกระทบต่ออุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันของประเทศ เนื่องจากกำลังการกลั่นของประเทศมีมากเกินความต้องการ และส่งผลให้โรงกลั่นทุกโรงประสบภาวะการขาดทุน โดยเฉพาะบริษัทบางจาก ปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ได้รับผลกระทบอย่างรุนแรงจาก สถานการณ์ดังกล่าว เนื่องจากสัดส่วนในการผลิตน้ำมันเตาซึ่งปกติมีราคาที่ต่ำกว่าราคาน้ำมันดิบ สูงมากถึงร้อยละ 32 ของน้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตได้ ค่าการกลั่นที่ได้รับจึงต่ำที่สุด ส่งผลให้บริษัทฯ ประสบปัญหาการ ขาดทุนมาโดยตลอดตั้งแต่ปี 2542 เป็นต้นมา นอกจากนั้น โรงกลั่นน้ำมันบางจากฯ มีภาระผูกพันในการจ่ายชำระคืนเงินกู้ในจำนวนที่สูง และบริษัทฯ มีความต้องการเงินทุนหรือเงินกู้ยืมโดยมีกระทรวงการคลังค้ำประกันเพิ่มขึ้น ทุกปี
2. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2544 รองนายกรัฐมนตรี (นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์) ได้เชิญประชุมหารือระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อร่วมกันพิจารณาแก้ไข ปัญหาของโรงกลั่นบางจากฯ ซึ่งที่ประชุมได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปดำเนินการประสานงานระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดรูปแบบและโครงสร้างความร่วมมือของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) บริษัท บางจากฯ และบริษัทไทยออยล์ฯ ทั้งในระยะสั้น ปานกลาง และระยะยาว โดยมีกำหนดระยะเวลาในการ ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน
3. ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 ได้เห็นชอบแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย โดยเห็นชอบประเด็นนโยบายที่เกี่ยวข้องกับการกำหนดแนวทางการแปรรูปในประเด็น การบริหารจัดการบริษัทในเครือในภาคธุรกิจการกลั่นของ ปตท. ในส่วนของบริษัทบางจากฯ นั้นควรจะต้องมีความชัดเจนในการร่วมมือกันแก้ไขปัญหาอุตสาหกรรมการกลั่น น้ำมันของประเทศ โดยเฉพาะประเด็นการร่วมมือกันระหว่าง บริษัทบางจากฯ กับบริษัทไทยออยล์ฯ ทั้งในระยะสั้นและระยะยาว ก่อนกำหนดการที่จะนำ ปตท. เข้าตลาดหลักทรัพย์ประเทศไทย ภายในเดือนพฤศจิกายน 2544 นี้
4. สพช. เป็นแกนกลางในการประชุมหารือร่วมกันระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาดังกล่าว โดยสรุปแนวทางได้ดังนี้
4.1 ในระยะสั้น บริษัทบางจากฯ และบริษัท ไทยออยล์ฯ จะร่วมมือกันในลักษณะ Technical Synergy ดังนี้คือ 1) การใช้เรือขนส่งน้ำมันดิบจากตะวันออกกลางร่วมกัน : โดยเริ่มดำเนินการประมาณกลางเดือนกันยายน 2544 ซึ่งจะได้ประโยชน์จากค่าขนส่งที่ลดลง 2) การนำน้ำมันเตาจากบางจากฯ ไปแปรรูปเป็นน้ำมันชนิดอื่นที่มีราคาสูงกว่า (Cracking) ที่ บริษัท ไทยออยล์ฯ : โดยจะเริ่มดำเนินการในเดือนตุลาคม 2544 3) การใช้ท่าเรือและคลังน้ำมันของบริษัท ไทยออยล์/ปตท. หรือคลังอื่นเป็นที่เก็บน้ำมันดิบแทนเรือเก็บน้ำมันดิบ Floating Storage Unit (FSU) 4) การนำแนฟทาจากบริษัทบางจากฯ ไปเข้าหน่วยเพิ่มคุณภาพที่บริษัทไทยออยล์ฯ และ 5) การทำ Operation Synergy : ทั้งสองบริษัทกำลังอยู่ระหว่างการศึกษาแผนงาน
4.2 ในระยะยาว จะต้องมีการร่วมมือกันอย่างจริงจังในระหว่าง 3 หน่วยงาน คือ บางจากฯ ไทยออยล์ฯ และ ปตท. โดยให้โรงกลั่นไทยออยล์ฯ เป็นโรงกลั่นหลักในการสนับสนุนภาคการตลาดของธุรกิจ น้ำมันของ ปตท. และให้การดำเนินธุรกิจน้ำมันของ ปตท. เป็นลักษณะครบวงจร (Integrated refinery & marketing) และ ปตท. จะต้องถอนตัวออกจากการเป็นผู้ถือหุ้นในบริษัทบางจากฯ ทั้งนี้เพื่อเป็นการหลีกเลี่ยงความขัดแย้งทางธุรกิจ และเพื่อส่งเสริมให้มีการแข่งขันในระดับการค้าปลีกอย่างสมบูรณ์มากยิ่งขึ้น โดยขายหุ้น ให้แก่ประชาชน/นักลงทุนหรือกระทรวงการคลัง เมื่อโอกาสเอื้ออำนวย
5. การปรับปรุงกฎเกณฑ์ของรัฐเพื่อลดต้นทุนของโรงกลั่นน้ำมัน กรมสรรพสามิตได้มีการปรับปรุงกฎหมาย โดยออกกฎกระทรวงตามมาตรา 101 ทวิ แห่งพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 แก้ไข เพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2543 ซึ่งขณะนี้กำลังอยู่ระหว่างการตรวจร่างของ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา นอกจากนั้นในปัจจุบันกฎหมายว่าด้วยภาษีศุลกากรและสรรพสามิตของประเทศไทยได้ จำกัดวัตถุดิบของโรงกลั่นน้ำมันไว้แค่น้ำมันดิบและคอนเดนเสทเท่านั้น โดยไม่ได้ครอบคลุมถึงผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ได้มาจากการกลั่นแยกน้ำมันดิบ ทุกชนิด ดังนั้นเพื่อเป็นการแก้ปัญหาดังกล่าวจึงควรมีการขยายขอบเขตของวัตถุดิบให้ ครอบคลุมถึง Feedstock และ Blend stock ได้หลายชนิด ซึ่งจะช่วยเสริมให้โรงกลั่นในประเทศสามารถลดต้นทุนจากราคาวัตถุดิบได้
6. การดำเนินการตามแนวทางในข้อ 4 ดังกล่าวข้างต้นจะสามารถทำให้โรงกลั่นบางจากฯ และ ไทยออยล์สามารถลดต้นทุนในการผลิตได้ประมาณ 900-1,100 ล้านบาทต่อปี ในขณะที่การปรับปรุงกฎเกณฑ์ของรัฐตามข้อ 5 จะทำให้โรงกลั่นต่างๆ สามารถลดต้นทุนในการผลิตได้จากการมีต้นทุนวัตถุดิบที่ต่ำลง และสามารถมีเงินทุนหมุนเวียนได้มากขึ้น โรงกลั่นจึงมีความคล่องตัวในการดำเนินธุรกิจ โดยไม่ได้ทำให้ประเทศต้องสูญเสียรายได้จากการจัดเก็บภาษีจากที่เป็นอยู่ใน ปัจจุบันแต่อย่างใด
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ประธานที่ประชุมฯ มีความเห็นดังต่อไปนี้
1.1 หากภายหลังดำเนินการแก้ไขปัญหาตามแนวทางทั้งหมดแล้ว ผลประกอบการของบริษัท บางจากฯ โดยดูสถานะของรายได้ก่อนหักภาษีและค่าเสื่อมราคา (EBITDA) ยังเป็นลบก็จำเป็นต้องหาแนวทางที่จะยุติปัญหาที่สั่งสมให้ได้ในทันที
1.2 ในการพิจารณาขยายประเภทวัตถุดิบที่นำเข้ามากลั่นโดยไม่ต้องเสียภาษีนั้น ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องในกระทรวงการคลังรับไปพิจารณาดำเนินการโดยให้ครอบ คลุมอุตสาหกรรม ทั้งหมด มิใช่เฉพาะแก้ปัญหาบริษัท บางจากฯ
1.3 การขายหุ้นบริษัท บางจากฯ ของ ปตท. ให้ ปตท. รับไปพิจารณาร่วมกับที่ปรึกษาการเงินถึงแนวทางที่จะไม่ทำให้เกิดผลกระทบต่อ การเแปรรูป ของ ปตท.
2.กรรมการผู้จัดการบริษัท บางจากฯ (นายณรงค์ บุณยสงวน) ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่า ปัจจุบันบริษัทมี EBITDA ติดลบประมาณ 900 ล้านบาท อย่างไรก็ตามแนวทางการแก้ไขปัญหาในระยะสั้นที่ได้นำเสนอนั้นจะทำให้ EBITDA ของบริษัทฯ ไม่ติดลบในปี 2545 และจะเป็นบวกในปี 2546 เป็นต้นไป และการร่วมมือกันในลักษณะ Technical Synergy นั้นจะทำให้เกิดประโยชน์ร่วมกันทั้งสองฝ่าย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางความร่วมมือกันระหว่างบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) กับ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด ในระยะสั้นในลักษณะ Technical Synergy ตามข้อ 4
2.เห็นชอบแนวทางในการกำหนดความสัมพันธ์ระหว่างการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) และบริษัท ไทยออยล์ จำกัด โดยให้ ปตท. ถอนตัวจากการเป็นผู้ถือหุ้น ในบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด โดยขายหุ้นให้แก่ประชาชน/นักลงทุน หรือ กระทรวงการคลังเมื่อโอกาส เอื้ออำนวย
3.เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตเร่งรัดการออกกฎกระทรวงตามมาตรา 101 ทวิ แห่งพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2543 ซึ่งกำลังดำเนินการอยู่ให้มีการบังคับใช้โดยเร็ว
4.มอบหมายให้ กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติร่วมกับโรงกลั่นน้ำมัน รับไปดำเนินการพิจารณาการขยายประเภทวัตถุดิบที่นำเข้ามากลั่นโดยไม่ต้องเสีย ภาษีให้มีขอบเขตครอบคลุมประเภทของวัตถุดิบกว้างขวางขึ้น
กพช. ครั้งที่ 86 - วันพุธที่ 26 กันยายน 2544
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2544 (ครั้งที่ 86)
วันพุธที่ 26 กันยายน พ.ศ. 2544 เวลา 10.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3.ความคืบหน้าในการจัดหาและการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง
4.แผนการระดมทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
5.การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ
นายพิทักษ์ อินทรวิทยนันท์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมให้ที่ประชุมทราบว่า ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เพื่อพิจารณามติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 4/2544 (ครั้งที่ 85) เรื่องแนวทางการพัฒนาแหล่งถ่านหินในประเทศ คณะรัฐมนตรีได้มีมติเปลี่ยนแปลงไปจากมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้ คือ
1.ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำรายงานการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ในการพัฒนาแหล่งถ่านหินเวียงแหง หากรายงานการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมได้รับการอนุมัติแล้ว จึงให้ กฟผ. เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อกันแหล่งเวียงแหงให้ กฟผ. เข้าไปพัฒนาเพื่อนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยไม่ต้องมีการเปิดประมูล
2.เห็นชอบให้มีการยกเว้นการปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 เพื่อกันแหล่งถ่านหินสะบ้าย้อยให้ กฟผ. เข้าไปพัฒนาเพื่อนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าโดยไม่ต้องมีการเปิดประมูล แต่ให้ กฟผ. คืนแหล่งงาว และแหล่งสินปุน ให้แก่กรมทรัพยากรธรณี กระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อนำไปเปิดประมูล ต่อไป
3.เห็นชอบให้กรมทรัพยากรธรณี กระทรวงอุตสาหกรรม เร่งกำหนดหลักเกณฑ์ให้เอกชนเข้ามาเปิดประมูลการขออาญาบัตรพิเศษสำรวจแร่ใน พื้นที่ที่สำรวจพบถ่านหินเบื้องต้นตามมาตรา 6 ทวิ แห่งพระราชบัญญัติแร่ พ.ศ. 2510 ยกเว้นแหล่งเวียงแหงที่ให้รอผลการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ หลังจากการก่อวินาศกรรมในสหรัฐอเมริกาได้ปรับตัวลดลง 6-8 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากตลาดน้ำมันเห็นว่าสถานการณ์อาจขยายตัว และจะส่งผลกระทบทำให้เกิดภาวะเศรษฐกิจ ถดถอยทั่วโลก ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันของโลกลดลง และกลุ่มโอเปคได้ประกาศว่าการลดปริมาณการผลิตในปีนี้เพียงพอแล้ว เนื่องจากได้ลดปริมาณการผลิตลงแล้ว 3.5 ล้านบาร์เรล/วัน และ ณ วันที่ 25 กันยายน 2544 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์อยู่ที่ระดับ 21.3 และ 22.1 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. สำหรับราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ น้ำมันเบนซินและดีเซลได้ปรับตัวลดลง 9 และ 6 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ซึ่งเป็นการปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบ น้ำมันเบนซินปรับตัวลดลงมากเนื่องจากไม่มีแรงซื้อ และความต้องการใช้ในภูมิภาคเอเซียยังไม่เพิ่มสูงขึ้นมาก ปริมาณสำรองอยู่ในระดับสูงทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปลดลงมากกว่าราคาน้ำมัน ดิบ ณ วันที่ 25 กันยายน 2544 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และออกเทน 91 ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตา อยู่ที่ระดับ 23.6, 22.5, 26.8, 26.2, และ 21.8 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยหลังจากวิกฤตการณ์ในสหรัฐอเมริกา น้ำมันเบนซิน ปรับตัวลดลงสุทธิ 30 สตางค์/ลิตร และน้ำมันดีเซลได้ลดลงมาเท่ากับก่อนวิกฤตการณ์ โดยที่ราคาน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95, ออกเทน 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 25 กันยายน 2544 อยู่ที่ระดับ 15.99, 14.99 และ 13.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ และค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 1.5 บาท/ลิตร ค่าการกลั่นอยู่ที่ 1.4 บาท/ลิตร (4.9 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล)
4. ในการเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองภายในประเทศเพื่อเตรียมพร้อมสำหรับภาวะวิกฤต คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.) ได้มีมติให้กรมทะเบียนการค้าปรับเพิ่มอัตราสำรองน้ำมันที่ผลิตในประเทศเพิ่ม ขึ้นจากร้อยละ 3 เป็นร้อยละ 5 และเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันนำเข้าจากร้อยละ 6 เป็นร้อยละ 10 โดยมี ผลบังคับใช้ภายใน 90 วัน และได้มอบหมายให้ สพช. และกรมทะเบียนการค้า เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารการส่งออก แต่เพื่อให้การเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองมีผลเร็วขึ้น นายกรัฐมนตรีได้ออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 5/2544 ให้มีการเก็บรักษาน้ำมันสำหรับป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงอัตรา ร้อยละ 2 สำหรับน้ำมันผลิตในประเทศ และร้อยละ 4 สำหรับน้ำมันนำเข้าโดยเริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 19 ตุลาคม 2544 เป็นต้นไป และกรมทะเบียนการค้าได้ออกประกาศปรับเพิ่มอัตราสำรองน้ำมันตามกฎหมายแล้ว โดยจะเริ่มมีผลบังคับใช้ประมาณปลายเดือนธันวาคม 2544
5. สพช. และกรมทะเบียนการค้าได้รายงานสถานการณ์ การจัดหา การผลิตและการส่งออกน้ำมันอยู่ในภาวะปกติ โดยที่ปริมาณน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปคงเหลือ ณ วันที่ 20 กันยายน 2544 อยู่ที่ระดับ 4,333 ล้านลิตรหรือ 41 วันของการใช้ และในเดือนกันยายน 2544 ปริมาณการส่งออกน้ำมันอยู่ในระดับปกติ โดยมีปริมาณการส่งออกน้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล และก๊าซหุงต้ม (LPG) ประมาณ 123 ล้านลิตร, 191 ล้านลิตร และ 44 ล้านกิโลกรัม ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ในการประชุมครั้งที่ 3/2544 (ครั้งที่ 32) เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2544 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ ไปดำเนินการจัดทำรายละเอียดในส่วนที่สามารถดำเนินการได้และในส่วนที่เป็น ปัญหาอุปสรรค และรายงานให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานทราบภายใน 1 เดือน
2. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้รายงานความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ ดังนี้
2.1 ราคาก๊าซธรรมชาติ
2.1.1 ปตท. อยู่ระหว่างศึกษาแนวทางในการปรับปรุงสูตรปรับราคาก๊าซฯ และได้ดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตก๊าซฯ ในอ่าวทุกราย เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่า Ft ซึ่งปตท. จะรายงานความคืบหน้าในการเจรจาให้ทราบต่อไป
2.1.2 ปตท. ดำเนินการตรึงราคาก๊าซฯ สำหรับคำนวณค่าดำเนินการในช่วงเดือนมิถุนายน - กันยายน 2544 ไว้ที่ราคา 122.15 บาท/ล้านบีทียู ส่งผลให้สามารถลดค่าดำเนินการได้ประมาณ 73 ล้านบาท >และ ปตท. จะกำหนดราคาก๊าซฯ สูงสุดสำหรับการคำนวณค่าดำเนินการไว้ที่ 123 บาท/ล้านบีทียู อย่างไรก็ตาม ปตท. ไม่สามารถปรับลดค่าดำเนินการสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กได้ เนื่องจาก ปตท. ต้องรับความเสี่ยงจากการขายก๊าซฯ ให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) สูงกว่าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) รวมทั้ง ปตท. ต้องรับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ของ SPP ทั้งหมดด้วย
2.1.3 ปตท. ไม่สามารถลดอัตราค่าผ่านท่อที่เรียกเก็บในปัจจุบันได้ และจากการหารือระหว่าง สพช. กับ ปตท. เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2544 ได้ข้อสรุปว่า อัตราผลตอบแทนการลงทุน (ROE) ของ การลงทุนใหม่ในระบบท่อควรอยู่ในระดับร้อยละ 16 สำหรับ ROE ของการลงทุนเดิมในระบบท่อให้คงอยู่ในระดับที่เท่ากับในปัจจุบันคือร้อยละ 18
2.1.4 ปตท. ได้แจ้งความคืบหน้าในการเจรจากับกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ แหล่งยาดานา และ เยตากุน เพื่อบรรเทาปัญหา Take or Pay ดังนี้
(1) แหล่งยาดานา ผู้ขายก๊าซฯ จะเตรียมความสามารถส่งก๊าซฯ ให้ได้สูงถึง 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยไม่มีการลงทุนเพิ่มเติม และให้ ปตท. สามารถเรียกรับก๊าซฯ ที่ได้จ่ายค่า Take or Pay ไปแล้ว (Make up) เป็นรายเดือน นอกจากนี้ ผู้ขายก๊าซฯ ได้ตกลงในหลักการชดเชยเงินบางส่วน (Rebate) จากปริมาณก๊าซฯ ที่ ปตท. จะเรียกรับ Make up ในช่วง 4 ปีข้างหน้า
(2) แหล่งเยตากุน ผู้ขายก๊าซฯ จะชะลอการผลิตก๊าซฯ ที่ 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในเดือนเมษายน 2547 ออกไป โดยจะทยอยการเพิ่มขึ้นของปริมาณก๊าซฯ แทน พร้อมทั้ง เสนอที่จะลดราคาก๊าซฯ ส่วนที่เกินกว่า 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นอกจากนี้ ได้ตกลงที่จะพิจารณาหลักการ Make up รายเดือน เช่นเดียวกับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งยาดานา สำหรับมาตรการในระยะสั้น ผู้ขายก๊าซฯ ได้เสนอส่วนลดราคาก๊าซฯ ร้อยละ 2.5 - 12.5 สำหรับปริมาณที่รับเกินกว่า 160 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในช่วงเดือนกันยายน 2544 - กุมภาพันธ์ 2545
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
2.2.1 กฟผ. ได้หารือกับบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแล้ว ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแจ้งว่าไม่สามารถเปลี่ยนแปลงวิธีการกำหนดค่าความพร้อมจ่าย พลังไฟฟ้า (AP) จากแบบ Front-End เป็นแบบเกลี่ยราคา (Levelized Price) ได้ เนื่องจากจะกระทบต่อความสามารถในการชำระคืนเงินกู้ และเป็นการผิดเงื่อนไขของสัญญาเงินกู้ ซึ่งผู้ให้กู้อาจบอกเลิกสัญญาและยึดทรัพย์สินของทางบริษัทฯ ได้ และจะส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นทางเศรษฐกิจ และการลงทุนอีกด้วย
2.2.2 ในประเด็นการทบทวนความเหมาะสมของการส่งผ่านผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนในโครง สร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน IPP และ SPP นั้น ขณะนี้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนยังไม่ได้ปรับปรุงโครงสร้างหนี้เพื่อลดภาระหนี้สกุล เงินเหรียญสหรัฐแต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนบางรายยินดีให้ความร่วมมือในการพิจารณาหาแนวทางในการลดผล กระทบอัตราแลกเปลี่ยนในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้า ทั้งนี้ ขอให้ กฟผ. กำหนดโครงสร้างราคาในการเจรจาที่ชัดเจน เพื่อให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรับไปพิจารณาในรายละเอียดเป็นรายๆ ไป
2.2.3 กฟผ. ได้ชี้แจงว่า อัตราผลตอบแทนการลงทุนของบริษัทผลิตไฟฟ้าในเครือของ กฟผ. ในอัตราร้อยละ 19-20 นั้น เป็นอัตราผลตอบแทน ณ ราคา Par ที่เหมาะสมแล้ว เพราะเมื่อมีการขายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ กฟผ. ก็ขายหุ้นได้ในราคาที่สูงกว่าราคา Par ซึ่งส่วนเกินมูลค่าหุ้น (Premium) ก็ทำให้ฐานะการเงินของการไฟฟ้าดีขึ้น และมีผลต่อการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าด้วย การทบทวนอัตราผลตอบแทนการลงทุน อาจส่งผลกระทบต่อผู้ถือหุ้นในปัจจุบัน และความมั่นใจของผู้ลงทุนอย่างรุนแรง ตลอดจนผลกระทบต่อนโยบายการแปรรูปรัฐวิสาหกิจในอนาคตได้
2.3 ประสิทธิภาพของการไฟฟ้า
2.3.1 กำหนดมาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) โดยคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ จะนำมาใช้ประกอบการพิจารณาปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ครั้งต่อไปในเดือนตุลาคม 2544 การกำหนดมาตรฐาน Heat Rate แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ในระยะสั้น กำหนด จากสถิติอัตราการใช้ความร้อนเฉลี่ยตามลักษณะของโรงไฟฟ้า (Heat Rate Curve) ตามกลุ่มเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ที่มีขนาดโรงไฟฟ้า ประเภทโรงไฟฟ้า และการใช้เชื้อเพลิงที่ใกล้เคียงกัน และในระยะยาว กำหนดมาตรฐาน Heat Rate เป็นรายโรงไฟฟ้า ในลักษณะเดียวกันกับที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน ซึ่ง กฟผ. อยู่ระหว่างดำเนินการ
2.3.2 กำหนดมาตรฐานค่าความสูญเสีย (Loss Rate) ที่ กฟผ. ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ควบคุมมลภาวะ และการบริหารงาน เท่ากับร้อยละ 4.92 และค่าความสูญเสียในระบบของ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. เท่ากับร้อยละ 2.49 4.1 และ 5.66 ตามลำดับ ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการกำกับสูตรฯ จะนำมาใช้ประกอบการพิจารณาปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ครั้งต่อไปในเดือนตุลาคม 2544
2.3.3 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ปรับลดการลงทุน ในปี 2544 - 2546 จากแผนเดิมประมาณร้อยละ 30 หรือประมาณ 55,594 ล้านบาท ทำให้ฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในปี 2545 - 2546 ดีกว่าที่ประมาณการไว้เดิม หากนำเงินลงทุนที่ลดลงในปี 2545 - 2546 ดังกล่าว ส่งคืนผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านราคาค่าไฟฟ้า จะสามารถลดค่าไฟฟ้าได้ 10,000 ล้านบาท/ปี หรือประมาณ 10 สตางค์/หน่วย แต่เมื่อพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าแล้ว โดยให้ภาคไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนด จะสามารถลดค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 7 สตางค์/หน่วย นอกจากนี้ หากการไฟฟ้าสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพ และปรับลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน จะทำให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินดีขึ้นอีก
2.4 อัตราเงินนำส่งรัฐ เงินช่วยเหลือค่าไฟฟ้า และโบนัสของการไฟฟ้า
2.4.1 กระทรวงการคลังเห็นด้วยกับข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษาฯ ว่าไม่ควรเรียกเก็บเงินนำส่งรัฐเพิ่มเติมจากที่กำหนดไว้เดิม กล่าวคือ เงินนำส่งรัฐในปี 2544 เท่ากับร้อยละ 40 และในปี 2545 - 2546 เท่ากับร้อยละ 35
2.4.2 กระทรวงการคลังเห็นว่า การนำเงินช่วยเหลือค่าไฟฟ้าปรับเข้าไปอยู่ในฐานเงินเดือน จะไม่ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าลดลง เนื่องจากจะทำให้ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เป็นส่วนควบของเงินเดือนสูงขึ้นตามไปด้วย และเนื่องจากเงินช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเป็นสวัสดิการอย่างหนึ่ง การเปลี่ยนแปลงแก้ไขหรือยกเลิกสวัสดิการดังกล่าว ต้องได้รับความยินยอมจากพนักงานด้วย ซึ่งไม่อยู่ในอำนาจของกระทรวงการคลังที่จะปรับปรุงเปลี่ยนแปลงสวัสดิการซึ่ง ถือเป็นสภาพการจ้างได้
2.4.3 การจ่ายเงินโบนัสของ กฟน. เป็นอัตราคงที่ 2 เท่าของเงินเดือนถือเป็นสภาพการจ้าง การแก้ไขเปลี่ยนแปลงต้องได้รับความยินยอมจากพนักงาน หากพนักงาน กฟน. ยินยอมเปลี่ยนแปลงอัตราการจ่ายโบนัสให้เป็นไปตามอัตราโบนัสตามการประเมินผล การดำเนินงานเช่นเดียวกับ กฟผ. และ กฟภ. กระทรวงการคลังไม่ขัดข้องที่จะใช้หลักเกณฑ์การคำนวณโบนัสเช่นเดียวกันทั้ง 3 การไฟฟ้า
2.5 แนวทางในการกำหนดค่า Ft
2.5.1 สำนักบริหารหนี้สาธารณะ มีความเห็นว่า ภายใต้สถานการณ์ปัจจุบันที่ดุลการชำระเงินระหว่างประเทศมีแนวโน้มที่จะขาด ดุลอย่างต่อเนื่อง เสถียรภาพของค่าเงินบาทยังไม่ดีพอ การให้อิสระในการบริหารหนี้และบริหารความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนของรัฐ วิสาหกิจยังคงมีข้อจำกัดในการดำเนินการ อย่างไรก็ตาม ในระหว่างนี้รัฐวิสาหกิจสามารถบริหารหนี้โดยการปรับโครงสร้างภาระหนี้ต่าง ประเทศ (Refinance) ในสกุลเดิมหรือสกุลเงินต่างประเทศอื่นๆ เพื่อลดต้นทุนของหนี้เงินกู้ที่มีอัตราดอกเบี้ยสูงได้ ทั้งนี้ ธนาคารแห่งประเทศไทย มีความเห็นเบื้องต้นเช่นเดียวกับสำนักบริหารหนี้สาธารณะ และอยู่ระหว่างการพิจารณาประเด็นความเห็นอื่นนอกเหนือจากความเห็นเบื้องต้น ดังกล่าว
2.5.2 สพช. ได้ทำการศึกษาความเป็นไปได้ในการปรับเปลี่ยนสูตร Ft ให้ง่ายขึ้นโดยใช้สมการถดถอยเชิงเส้น (Regression) เพื่อหาความสัมพันธ์ของค่า Ft กับปัจจัยที่มีผลกระทบต่อค่า Ft พบว่า ค่า Ft ไม่สามารถพยากรณ์ได้ด้วยสมการถดถอยอย่างง่าย สรุปการคำนวณค่า Ft ตามสูตรการปรับในปัจจุบันมีความเหมาะสมและชัดเจนกว่าซึ่งสามารถสะท้อนถึงการ เปลี่ยนแปลงของค่าเชื้อเพลิงและอัตราแลกเปลี่ยนที่เกิดขึ้น จริงได้มากกว่า
2.5.3 การเพิ่มผู้แทนผู้บริโภครายย่อยในคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่า ไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ มีข้อเสนอแนวทางการคัดเลือก 2 ทางเลือก คือ (1) สุ่มจากรายชื่อผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยทั่วประเทศ (2) ประธานกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน แต่งตั้งคณะกรรมการสรรหาเพื่อดำเนินการคัดเลือกผู้บริโภครายย่อย จากผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยประเภท 1.1 และ 1.2 ที่สมัครเข้ามาทั่วประเทศ โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องมีความรู้ ความเข้าใจ ในองค์ประกอบของสูตร Ft และโครงสร้างค่าไฟฟ้า และสามารถเข้าร่วมประชุมคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติได้
2.5.4 กฟผ. และ สพช. ได้จัดทำรายละเอียดวิธีการคำนวณค่า Ft รวมทั้งข้อมูลการกำหนดค่าไฟฟ้าฐาน และการปรับค่า Ft ในแต่ละครั้ง แสดงไว้ใน website ของทั้ง 2 หน่วยงาน และ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้จัดทำแผนและดำเนินการประชาสัมพันธ์เรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและค่า Ft โดยใช้สื่อที่แต่ละหน่วยงานมีอยู่ นอกจากนี้ กฟผ. ได้จัดทำสปอตโทรทัศน์ และสปอตวิทยุ เพื่อเผยแพร่ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับค่า Ft โดย สพช. จะเริ่มนำสปอตดังกล่าวออกอากาศได้ในวันที่ 24 กันยายน 2544
2.6 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฐาน
2.6.1 กฟผ. มีความเห็นว่า อัตราค่าไฟฟ้าที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) ในปัจจุบันมีความเหมาะสมกับสภาพกำลังการผลิตในปัจจุบัน ไม่ควรลดอัตราค่าพลังไฟฟ้าลงอีก หากมีการลดค่าพลังไฟฟ้าลงอีก ค่าไฟฟ้าที่ลดลงจะถูกส่งผ่านไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ รับภาระแทน
2.6.2 กฟน. ได้จัดเตรียมมิเตอร์ TOU ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยใน 2 ทางเลือก ได้แก่ การติดตั้งเครื่องวัดฯ TOU ซึ่งจะมีค่าใช้จ่ายประมาณ 17,000 บาท/เครื่อง และ การอ่านข้อมูลจากเครื่องวัดโดยอัตโนมัติ (AMR) ซึ่งเป็นการดัดแปลงเครื่องวัดฯ เดิมให้เป็น TOU ระบบนี้มีค่าใช้จ่ายแรกเข้า 800 บาท และค่าใช้จ่ายรายเดือนไม่เกิน 120 บาท/เดือน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าจะสามารถเลือกใช้ได้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2545 เป็นต้นไป
สำหรับ กฟภ. ได้จัดเตรียมมิเตอร์สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยแรงดันกลาง (22-33 เควี) ซึ่งพร้อมติดตั้งแล้วในขณะนี้ โดยมีค่าใช้จ่ายประมาณ 18,000 บาท สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย แรงดันต่ำ (ต่ำกว่า 22 เควี) อยู่ระหว่างการจัดซื้อ มิเตอร์ TOU ชนิด 1 สาย โดยมีค่าใช้จ่ายประมาณ 17,000 บาท คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จประมาณเดือนมกราคม 2545 เป็นต้นไป
3. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุมครั้งที่ 6/2544 (ครั้งที่ 35) เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2544 ได้พิจารณาเรื่องความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษา โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) แล้ว มีมติ ดังนี้
3.1 เห็นควรให้ ปตท. เร่งรัดการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซร่วมรับภาระอัตราแลกเปลี่ยนเพิ่มขึ้น และพิจารณาแนวทางให้ราคาก๊าซธรรมชาติมีเสถียรภาพมากขึ้น
3.2 เห็นชอบการกำหนดอัตราค่าดำเนินการสูงสุดในการจัดหาก๊าซฯ (โดยคำนวณบนราคาเนื้อก๊าซ 123 บาท/ล้านบีทียู) สำหรับ กฟผ. และ IPP เท่ากับ 2.1525 บาท/ล้านบีทียู และ SPP เท่ากับ 11.4759 บาท/ล้านบีทียู
3.3 เห็นชอบการกำหนดอัตราผลตอบแทนการลงทุน (ROE) กิจการท่อก๊าซสำหรับโครงการใหม่เท่ากับร้อยละ 16 (ภายใต้สมมติฐานต้นทุนทางการเงินของ ปตท. เท่ากับ 10.5%)
3.4 เห็นชอบให้ กฟผ. รับไปดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP และ SPP) เพื่อลดการส่งผ่านผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนต่อไป
3.5 เห็นชอบการกำหนดมาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) และการกำหนดมาตรฐานค่าความสูญเสีย (Loss Rate) รายละเอียดตามข้อ 2.3.1 และ 2.3.2
3.6 เห็นชอบให้ปรับลดค่าไฟฟ้าจากการปรับลดแผนการลงทุนจำนวน 7 สตางค์/หน่วย ตั้งแต่การปรับค่า Ft ในรอบต่อไป โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ รับไปดำเนินการ
3.7 เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินนำส่งรัฐ เงินช่วยเหลือค่าไฟฟ้า และโบนัสของการไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ที่มีอยู่ในปัจจุบัน
3.8 เห็นชอบให้มีการคำนวณค่า Ft ตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ดังเช่นในปัจจุบัน
3.9 เห็นชอบวิธีการสรรหาผู้แทนผู้บริโภครายย่อยในคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ โดยให้ประธานกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานแต่งตั้งคณะกรรมการสรรหา เพื่อกำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ และวิธีปฏิบัติ รวมทั้งดำเนินการสรรหา
3.10 รับทราบการดำเนินการประชาสัมพันธ์และการเปิดเผยข้อมูลในการพิจารณาปรับค่า Ft รายละเอียดตามข้อ 2.5.4
3.11 เห็นชอบให้คงอัตราค่าไฟฟ้าที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้เช่นในปัจจุบัน และรับทราบการดำเนินการจัดหามิเตอร์ของ กฟน. และ กฟภ. รายละเอียดตามข้อ 2.6.2 ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปพิจารณาแนวทางในการจัดหามิเตอร์ใน ประเทศที่มีราคาถูกกว่าระบบที่มีอยู่ในปัจจุบัน
3.12 มอบหมายให้กระทรวงการคลังหารือร่วมกับธนาคารแห่งประเทศไทยในการพิจารณาให้ การไฟฟ้ามีอิสระในการบริหารหนี้ต่างประเทศเพิ่มขึ้น ในกรณีที่เป็นการดำเนินการจากสภาพคล่องของการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความคืบหน้าในการจัดหาและการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการโครงการผลิตแอลกอฮอล์จากพืชเป็นเชื้อเพลิง ตามที่กระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อมเสนอ และให้กระทรวงอุตสาหกรรรมรับไปแต่งตั้งคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่ เกี่ยวข้อง ต่อมาคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติในการประชุมครั้งที่ 2/2544 เมื่อวันที่ 25 เมษายน 2544 และครั้งที่ 3/2544 เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2544 ได้มีการพิจารณากำหนดระยะเวลาในการยกเว้นภาษีสรรพสามิตและกองทุนฯ นโยบายการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง รวมทั้งแผนปฏิบัติการตามโครงการเอทานอลจากพืชเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงแล้วได้ มีหนังสือถึง สพช. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2544 โดย คณะกรรมการฯ ได้มีมติให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ดังนี้
1.1 เห็นควรให้มีการยกเว้นการเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตของเอทานอลหน้าโรงงาน (0.05 บาทต่อลิตร) และภาษีสรรพสามิตในส่วนของเอทานอลที่เติมในเนื้อน้ำมันตลอดไป
1.2 เห็นควรให้มีการลดหย่อนหรือยกเว้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันและกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ประมาณ 1 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 5 ปี หรือจนกว่าจะมีการยกเลิกการใช้สาร MTBE ในน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้เพื่อเป็นแรงจูงใจให้ผู้บริโภคหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
1.3 เห็นควรให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณากำหนดนโยบายที่ชัดเจน เกี่ยวกับการยกเลิกการใช้สาร MTBE ในน้ำมันเบนซินออกเทน 95 รวมทั้งผลักดันให้มีการใช้เอทานอลผสมในน้ำมันเบนซิน 91 สัดส่วนร้อยละ 10 ในทันทีที่โรงงานผลิตเอทานอลสามารถผลิตเอทานอลเข้าสู่ตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ได้อย่างเพียงพอ
2. คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติได้เสนอเรื่อง "นโยบายการตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง" มาเพื่อให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2544 โดยมีรายละเอียดคือ 1) การขออนุญาตตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ เอทานอลแห่งชาติก่อน ในทุกกรณี 2) ให้กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม พิจารณาปรับปรุงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการอนุญาตตั้งโรงงานผลิตและจำหน่าย เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับนโยบายตามข้อ 1) ต่อไป และเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2544 คณะรัฐมนตรีได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติรับผิดชอบ ร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงอุตสาหกรรม พิจารณากำหนดกรอบนโยบายเกี่ยวกับการส่งเสริม การจัดหา และการใช้พลังงานทดแทนอย่างมีประสิทธิภาพ โดยการใช้น้ำมันและแอลกอฮอล์จากพืชชนิดอื่นๆ ให้ชัดเจน เพื่อให้มีทิศทางเดียวกัน
3. ความคืบหน้าในการดำเนินการ เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2544 สพช. ได้จัดประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้เป็นไปตามมติคณะ รัฐมนตรี โดยที่ประชุมมีความเห็นร่วมกัน ดังนี้
3.1 การยกเลิกการใช้ MTBE ในรัฐแคลิฟอร์เนีย ประเทศสหรัฐอเมริกาไม่ใช่เพราะผลกระทบต่อภาวะแวดล้อมในอากาศ แต่เป็นผลกระทบจากการปนเปื้อนต่อคุณภาพน้ำใต้ดินซึ่งโอกาสที่จะเกิดขึ้นมี น้อยมาก
3.2 ผู้แทนจากสมาคมยานยนต์แห่งประเทศไทยได้ชี้แจงว่า ทางกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมขอให้มีการผ่อนผันข้อกำหนด คุณภาพน้ำมันในเรื่องของอุณหภูมิการกลั่นที่ 50% (T50) และค่าความดันไอน้ำ สมาคมยานยนต์ไม่แนะนำให้ใช้ เนื่องจากมีปัญหาต่อเครื่องยนต์โดยเฉพาะเครื่องยนต์แบบคาร์บูเรเตอร์
3.3 ที่ประชุมได้มอบหมายให้กรมทะเบียนการค้า กรมควบคุมมลพิษ สมาคมยานยนต์แห่งประเทศไทย บริษัทบางจากฯ และ สพช. ร่วมกันดำเนินการทดสอบผลกระทบจากการใช้เอทานอลผสมในน้ำมันเบนซิน โดยให้ สพช. เป็นแกนกลางในการประสานงาน บริษัท บางจากฯ เป็นผู้เตรียมวัตถุดิบ และให้กรมทะเบียนการค้า กรมควบคุมมลพิษ และสมาคมยานยนต์ แห่งประเทศไทย ประสานงานเพื่อดำเนินการทดสอบผลกระทบต่อเครื่องยนต์และผลกระทบต่อสิ่งแวด ล้อม เพื่อให้ได้รับการยอมรับจากกลุ่มยานยนต์ ก่อนที่จะนำไปใช้ได้ต่อไป
3.4 กลุ่มโรงกลั่นน้ำมันไม่เห็นด้วยกับกระทรวงอุตสาหกรรมที่ให้มีการนำเอทานอ ลผสมในน้ำมันเบนซินออกเทน 87 เพื่อให้เป็นเบนซินออกเทน 91 โดยเห็นว่าควรผสมเฉพาะน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ที่ประชุมจึงมอบหมายให้ไปจัดทำรายละเอียดต้นทุนจากการใช้เอทานอลผสมในน้ำมัน เบนซิน และผลกระทบต่อการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป เพื่อนำมาเปรียบเทียบถึงผลดี ผลเสีย ของการใช้เอทานอลผสมในน้ำมันเบนซิน
3.5 กระทรวงอุตสาหกรรมยังไม่มีรายละเอียดในเรื่องการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับ ราคาเอทานอล หรือกลไกราคาอื่นที่จะทำให้สามารถจำหน่ายแก๊สโซฮอล์ในราคาต่ำกว่าน้ำมัน เบนซิน 1 บาทต่อลิตรได้ตลอดเวลา
3.6 ในด้านการปรับปรุงองค์กรส่งเสริมให้นำพืชชนิดต่างๆ มาผลิตเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งในปัจจุบันและในอนาคตให้รวมเป็นองค์กรเดียว เพื่อให้เกิดความเป็นเอกภาพ ที่ประชุมเห็นว่าควรมีคณะกรรมการในระดับปฏิบัติเพียงคณะเดียว ซึ่งจะไม่ทำให้มีคณะกรรมการมีจำนวนกรรมการมากเกินไป โดยประธานคณะกรรมการใหม่ควรเป็นประธานร่วมระหว่างปลัดกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ และปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม และฝ่ายเลขานุการคือกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ กระทรวงอุตสาหกรรม และ สพช. ทั้งนี้ได้มอบหมายให้ สพช. ประสานกับกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อจัดตั้งคณะกรรมการดังกล่าวต่อไป นอกเหนือจากนั้นที่ประชุมเห็นควรให้มีการทบทวนระเบียบสำนักนายกฯ ที่กระทรวงอุตสาหกรรมได้จัดทำขึ้นเพื่อรองรับการทำงานของคณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติ โดยให้มีการปรับให้เข้ากับการมีคณะกรรมการระดับปฏิบัติคณะเดียวดังกล่าวข้าง ต้น
4. ในส่วนของการดำเนินการของคณะทำงานพิจารณากลั่นกรองการอนุญาตตั้งโรงงานผลิต เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ที่ประชุมเห็นว่ากระทรวงอุตสาหกรรมยังไม่ควรมีการตกลงผูกพันกับผู้ลงทุน เนื่องจากผู้ ลงทุนอาจจะยังไม่ยอมลงทุนเพราะยังไม่มีความชัดเจนจากภาครัฐโดยเฉพาะอย่าง ยิ่งกลุ่มยานยนต์และกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันยังไม่เห็นด้วยกับแนวทางของโครงการ อาจทำให้ไม่ร่วมมือในการผลิต จำหน่าย หรือประชาชนไม่กล้าใช้ และในทางกลับกันถ้าผู้ลงทุนตัดสินใจลงทุนแต่ภายหลังมีการเปลี่ยนแปลงนโยบาย ของรัฐ อาจเกิดปัญหากับผู้ลงทุนซึ่งลงทุนไปแล้ว จึงเห็นควรชะลอการดำเนินการให้ทราบผลชัดเจนก่อน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและมีมติมอบให้ปลัดกระทรวงอุตสาหกรรมในฐานะประธานคณะ กรรมการเอทานอลแห่งชาติประสานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำการทดสอบการใช้ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และหาข้อยุติเกี่ยวกับนโยบายการส่งเสริมการใช้เอทานอลเพื่อให้เป็นที่ยอมรับ ของทุกฝ่ายภายในระยะเวลา 1เดือน แล้วนำผลกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้งหนึ่ง
เรื่องที่ 4 แผนการระดมทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2542 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ เรื่องแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เป็นแกนกลางในการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเร่งรัดการจัดทำ ประเด็นนโยบายให้สอดคล้องกับระยะเวลาที่กำหนดไว้ กล่าวคือ สามารถระดมทุนจากตลาดหลักทรัพย์ฯ ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2544
2. คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชน ในการแปรสภาพ ปตท. ได้ดำเนินการจัดทำแผนการระดมทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บมจ.ปตท.) แล้วเสร็จ โดยได้กำหนดกลยุทธ์ที่จะนำเสนอ บมจ. ปตท. ต่อนักลงทุนในรูปแบบของ บริษัทที่มีธุรกิจก๊าซธรรมชาติครบวงจร มีการดำเนินการในธุรกิจน้ำมัน และการลงทุนในธุรกิจที่เกี่ยวเนื่องครบวงจร ทั้งนี้เนื่องจากเห็นว่าธุรกิจหลักที่สร้างผลกำไรให้กับ ปตท. อย่างแท้จริง คือธุรกิจก๊าซธรรมชาติ
3. จากประมาณการงบลงทุนคาดว่า บมจ. ปตท. จะมีการลงทุนในธุรกิจและโครงการต่างๆ รวมเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้นประมาณ 90,423 ล้านบาท ในช่วงปี 2544-2548 โดยประมาณร้อยละ 90 เป็นการลงทุนในโครงการของธุรกิจก๊าซธรรมชาติ อีกทั้งยังมีแผนการลงทุนในบริษัทในเครือ ทั้งในรูปของการลงทุนใหม่และการให้การสนับสนุนทางการเงินอีก 22,069 ล้านบาท ในช่วงปี 2544-2548 ดังนั้น บมจ.ปตท. มีความจำเป็นต้องระดมทุนจากการขายหุ้นเพิ่มทุนขั้นต่ำประมาณ 30,000 ล้านบาท
4. มูลค่าหุ้นเบื้องต้นของ บมจ.ปตท. ที่ได้จากการประเมินตามวิธีการประเมินมูลค่าหุ้นแบบแยกประเมินเป็นรายธุรกิจ (Sum of the Parts Valuation) คาดว่าจะอยู่ในช่วงประมาณ 72,206 ถึง 135,591 ล้านบาท (ราคาหุ้น 37.5-65.0 บาท/หุ้น) และการประเมินราคาได้ถูกจัดทำขึ้นก่อนเวลาที่จะทำการเสนอ ขายจริงมาก อีกทั้งเป็นการวิเคราะห์จากประมาณการทางการเงินภายใต้สถานการณ์ในปัจจุบัน ซึ่งอาจจะ แตกต่างจากสถานการณ์ ณ เวลาที่ทำการเสนอขายหุ้น
ดังนั้น ช่วงราคาจะสามารถกำหนดให้แคบลงได้ก่อนเริ่มทำการตลาดเต็มรูปแบบ ในช่วงการนำเสนอข้อมูลแก่นักลงทุนทั้งในและต่างประเทศ (Roadshow) ระหว่างเดือนตุลาคมถึงเดือนพฤศจิกายน 2544 โดย บมจ.ปตท. จะสามารถกำหนดช่วงราคาสุดท้าย ด้วยวิธีการประกวดราคาสะสม (Book Building)
5. เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการเงินทุนของ บมจ. ปตท. ที่ต้องการเงินทุนจากการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนจำนวนประมาณ 30,000 ล้านบาท สำหรับการชำระหนี้และเพื่อการลงทุนขยายงานโดยเฉพาะธุรกิจก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงโครงสร้างเงินทุนที่เหมาะสม และนโยบายการจ่ายเงินปันผลในอนาคต ปตท. จึงมีความจำเป็นที่จะต้องขอจำนวนหุ้นเพิ่มทุนไว้ที่จำนวนประมาณ 500 - 850 ล้านหุ้น (ซึ่งจะทำให้จำนวนหุ้น ทั้งหมดภายหลังการเสนอขายมีจำนวนประมาณ 2,500-2,850 ล้านหุ้น) ณ ระดับราคาที่แตกต่างกัน ซึ่งจะ ส่งผลถึงจำนวนหุ้นเพิ่มทุนที่จะทำการเสนอขาย ตลอดจนสัดส่วนการถือครองหุ้นของภาครัฐภายหลังการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุน
6. กระทรวงการคลัง (กค.) อาจเสนอขายหุ้นที่ถืออยู่ใน บมจ.ปตท. จำนวนไม่เกิน 100 ล้านหุ้น และขายหุ้น เพิ่มเติมด้วยวิธีการจัดสรรหุ้นเกินจำนวนโดยใช้ช่วงราคาเบื้องต้นที่ 37.50 - 65.00 บาทต่อหุ้น และให้สิทธิผู้จัดจำหน่ายหลักทรัพย์ซื้อหุ้นในจำนวนที่จัดสรรเกินจำนวน (Greenshoe) อีกจำนวนไม่เกินร้อยละ 15 ของจำนวนการเสนอขายหุ้นรวมก่อนการจัดสรรหุ้นเกินจำนวน ทั้งนี้เพื่อรักษาสัดส่วนการถือหุ้นใน บมจ. ปตท. ไว้ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 65 ซึ่งประมาณการมูลค่าการขายหุ้นรวมทั้งในส่วนของหุ้นเดิม และหุ้นเพิ่มทุนพบว่า ปตท. และ กค. จะมีรายได้รวมจากการขายหุ้นอยู่ในช่วงประมาณ 33,750-42,167 ล้านบาท โดยที่สัดส่วนการถือครองหุ้นของ กค. ภายหลังจากการขายหุ้นจะอยู่ระหว่างร้อยละ 62.10 - 76.57
7. สัดส่วนการเสนอขายหุ้นให้แก่นักลงทุนในประเทศและนักลงทุนต่างประเทศ จะเป็นร้อยละ 60 และ 40 ตามลำดับ และหากความต้องการของนักลงทุนในประเทศมีจำนวนมาก ปตท. และ กค. สามารถเพิ่มจำนวนหุ้นที่จะเสนอขายให้แก่นักลงทุนในประเทศได้อีกไม่เกินร้อย ละ 15 ของจำนวนหุ้นที่จะเสนอขายทั้งหมด (Claw-back Portion) นอกจากนั้น เพื่อให้พนักงาน ปตท. มีส่วนร่วมในการแปลงสภาพและความเป็นเจ้าของ บมจ. ปตท. จึงได้มีการให้สิทธิแก่พนักงาน ปตท. ในการซื้อหุ้นในราคา par ด้วย
8. ในการกำหนดสัดส่วนการเสนอขายหุ้นให้กับนักลงทุนแต่ละประเภทในเบื้องต้น โดยแบ่งเป็น นักลงทุนบุคคลธรรมดาในประเทศ นักลงทุนสถาบันในประเทศ และนักลงทุนสถาบันต่างประเทศ โดยการจำหน่ายหุ้นให้แก่นักลงทุนประเภทบุคคลธรรมดาในประเทศ จะทำการจัดจำหน่ายผ่านธนาคารพาณิชย์ที่ร่วมเป็นตัวแทนการจัดจำหน่ายที่มี สาขากระจายอยู่ทั่วประเทศ สำหรับการจัดจำหน่ายหุ้นให้กับนักลงทุนสถาบันทั้งในและต่างประเทศ จะใช้วิธีการประกวดราคาแบบสะสม (Book Building) หลังจากการนำเสนอข้อมูลของผู้บริหาร (Management Roadshow) และจะทำการจำหน่ายผ่านเครือข่ายของกลุ่มที่ปรึกษาทางการเงิน ต่างประเทศตามกฎการเสนอขายหุ้นแบบ Private Placement
กำหนดการจำหน่ายหุ้น มีดังนี้
การทำการสำรวจตลาดเบื้องต้น 15 -26 ตุลาคม 2544
การกำหนดช่วงราคาหุ้นที่เสนอขาย 26 ตุลาคม 2544
การนำเสนอข้อมูลต่อนักลงทุนทั้งในและต่างประเทศ 29 ตุลาคม-16 พฤศจิกายน 2544
กำหนดการจองซื้อของนักลงทุนบุคคลธรรมดาในประเทศ 12-16 พฤศจิกายน 2544
การกำหนดราคาหุ้นที่เสนอขาย 16 พฤศจิกายน 2544
กำหนดชำระราคาของนักลงทุนประเภทสถาบัน 19 พฤศจิกายน 2544
หุ้น บมจ.ปตท. ทำการซื้อขายใน ตลท. 3 ธันวาคม 2544
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการของแนวทางและแผนการระดมทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บมจ. ปตท.) ตามข้อ 2. ของเอกสารประกอบวาระ 4.1
2.รับทราบผลการประเมินมูลค่าหุ้น บมจ.ปตท. ในเบื้องต้น ตามข้อ 2 ของเอกสารประกอบวาระ 4.1 ทั้งนี้ มูลค่าหุ้นดังกล่าวจะเปลี่ยนแปลงไปหากมีการปรับเปลี่ยนสมมติฐาน และเมื่อมีการสำรวจความต้องการของนักลงทุนก่อนการเสนอขายหุ้น ทั้งนี้การกำหนดช่วงราคาสุดท้ายให้อยู่ในดุลยพินิจของคณะกรรมการ> ดำเนินการระดมทุนฯ จากภาคเอกชนในการแปรสภาพการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
3.อนุมัติการเพิ่มทุนจดทะเบียนของ บมจ.ปตท. จำนวน 850 ล้านหุ้น หรือคิดเป็นมูลค่าทุน จดทะเบียน 8,500 ล้านบาท ทั้งนี้ เพื่อให้ บมจ.ปตท. สามารถระดมเงินทุนในจำนวนที่ต้องการได้ในกรณีที่ราคาหุ้นที่เสนอขายอยู่ใน ระดับต่ำ โดยคาดว่าการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนจะอยู่ในช่วงระหว่าง 500-850 ล้านหุ้น อย่างไรก็ตาม การตัดสินใจในการเสนอขายหุ้นขึ้นอยู่กับการอนุมัติขั้นสุดท้าย จากคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ โดยหากราคาที่เสนอขายหุ้นมีราคาสูง จำนวนหุ้นเพิ่มทุนที่เสนอขายก็จะมีจำนวนน้อยกว่าจำนวน ที่ขออนุมัติไว้
4.ให้มีการขายหุ้นเดิมของ บมจ.ปตท. ที่ กระทรวงการคลัง (กค.) ถืออยู่ ควบคู่ไปกับการขายหุ้น เพิ่มทุนของ บมจ.ปตท. ในครั้งนี้ ในจำนวนไม่เกิน 100 ล้านหุ้น และให้เป็นสิทธิของ กค. ที่จะเสนอขายหุ้นโดยวิธีการจัดสรรหุ้นเกินจำนวนโดยวิธี Greenshoe เพิ่มเติม และหากตลาดฯ ไม่สามารถรองรับการเสนอขายหุ้นได้ทั้งจำนวน ให้พิจารณาให้ความสำคัญแก่การเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนของ บมจ.ปตท. ก่อนเป็นประการแรก ทั้งนี้ ให้ผู้จัดจำหน่ายและประกันการจำหน่ายที่ ปตท. แต่งตั้งในการจัดจำหน่ายและประกันการจำหน่ายหุ้นเพิ่มทุนของ บมจ. ปตท. เป็นผู้จัดจำหน่ายและประกันการจำหน่ายหุ้น บมจ. ปตท. ที่ กค. จะเสนอขายในคราวเดียวกันนี้ ภายใต้เงื่อนไขที่ผู้จัดจำหน่ายและประกันการจำหน่ายและ ปตท. ได้ตกลงกันแล้ว และให้ กค. ร่วม รับผิดชอบค่าธรรมเนียมการจัดจำหน่ายและประกันการจำหน่าย ตลอดจนค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องตามสัดส่วนของจำนวนเงินที่ กค. และ บมจ. ปตท. ได้รับจากการขายหุ้น
5.เห็นชอบให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ สามารถพิจารณาแตกมูลค่าหุ้นที่ตราไว้ (Par Split) ของ บมจ.ปตท. ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
6.อนุมัติแนวทางการจัดสรรหุ้นให้แก่พนักงานตามโครงการการให้พนักงานมีส่วน ร่วมในความเป็นเจ้าของ ตามข้อ 2.4.4 ของเอกสารประกอบวาระ 4.1 โดยให้ภาระภาษีเงินได้บุคคลธรรมดาของพนักงานที่เกิดจากการได้รับจัดสรรหุ้น คำนวณจากส่วนต่างระหว่างมูลค่าหุ้นทางบัญชี (Book Value) ตามงบการเงินที่ได้รับการตรวจสอบล่าสุด (ณ 31 ธันวาคม 2543) กับราคาหุ้นที่พนักงานได้รับ อีกทั้งกำหนดให้การคำนวณภาษีดังกล่าวเป็นอันสิ้นสุด และไม่มีการคำนวณภาษีย้อนหลังเมื่อมีการกำหนดราคาเสนอขายหุ้นในภายหลัง
7.เห็นชอบให้ ปตท. และ กค. รวมแผนการทำ Greenshoe & Stabilization เข้าเป็นส่วนหนึ่ง ของแผนการแปรรูปและระดมทุนของ บมจ.ปตท. ในครั้งนี้
8.ให้ขออนุมัติคณะรัฐมนตรีให้มอบหมายให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เป็นผู้มีอำนาจในการตัดสินใจในเรื่องราคาและจำนวนการเสนอขาย เพื่อให้การกำหนดราคาขั้นสุดท้ายเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพทั้งนี้ คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ และคณะกรรมการ ปตท. (หรือผู้แทน) จะจัดให้มีการประชุมเพื่อการตัดสินใจร่วมกันทันทีที่การทำ Roadshow เสนอขายหุ้นแล้วเสร็จ
9.เห็นชอบให้ บมจ.ปตท. และ กค. ไม่ต้องนำสัญญา และ/หรือ ข้อตกลงต่างๆ ดังกล่าวเสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อพิจารณาก่อนการลงนามสัญญา และ/หรือ ข้อตกลง
10.เห็นควรให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ สามารถพิจารณาอนุมัติการปรับเปลี่ยนแนวทางและรายละเอียดแผนการระดมทุนของ บมจ.ปตท. ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาวะตลาดทุน ณ ช่วงเวลาการเสนอขาย
เรื่องที่ 5 การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล ที่กำหนดให้มีการกำกับดูแลโดย กพช.และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ดังนี้
1) การพิจารณาอนุมัติการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และแผนการลงทุนระยะยาว ของระบบท่อก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ก่อนการประกาศใช้
2) การพิจารณาอนุมัติสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิต
3) การเปลี่ยนแปลงหลักการของนโยบายการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ หลักการในการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อ และค่าการตลาด (ค่าจัดหา/จำหน่าย)
4) การกำกับดูแลการปรับอัตราค่าผ่านท่อ โดยเริ่มตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นไป
เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2544 ในการประชุมคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ครั้งที่ 6/2544 ที่ประชุมรับทราบความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการศึกษา โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ ในประเด็นราคาก๊าซธรรมชาติ ที่ประชุมได้เสนอให้มีการทบทวนอัตรา ผลตอบแทนการลงทุนในกิจการค่าผ่านท่อ ซึ่งมีข้อสรุปว่าอัตราผลตอบแทนการลงทุน (ROE) ของการลงทุน ใหม่ในระบบท่อควรอยู่ในระดับร้อยละ 16 ภายใต้สมมติฐานทางการเงินร้อยละ 10.5 ส่วนอัตราค่าผ่านท่อ ในปัจจุบันคำนวณจากการลงทุนในระบบท่อปัจจุบันให้อยู่ในระดับเดิม
2. ราคาก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ในปัจจุบัน
2.1 ราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับผู้ใช้ก๊าซฯ ได้กำหนดไว้ ดังนี้ 1) ราคาก๊าซ ธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPPs) ประกอบด้วย ราคาก๊าซมีค่าเท่ากับผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติกับค่าตอบแทนใน การจัดหาและจำหน่าย (1.75% ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ แต่ต้องไม่สูงกว่า 2.1525 บาท/ล้านบีทียู) กับค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ 2) ราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) ประกอบด้วย ราคาก๊าซมีราคาเท่ากับ ผลรวมของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติกับค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่าย (9.33% ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ แต่ต้องไม่สูงกว่า 11.4759 บาท/ล้านบีทียู) กับค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ 3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่ภาคอุตสาหกรรม ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซธรรมชาติเข้าไปทดแทน
2.2 อัตราค่าบริการแบ่งเป็น 3 พื้นที่ ดังนี้ คือ พื้นที่ 1 : ระบบท่อก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ระยอง พื้นที่ 2 : ระบบท่อก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่งที่ขนอม และพื้นที่ 3 : ระบบท่อก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง
2.3 อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติคำนวณตามค่าความร้อน ประกอบด้วย ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) คำนวณจากค่าใช้จ่ายในการให้บริการคงที่ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติคิดตาม ปริมาณก๊าซที่ตกลงในสัญญา มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู และค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge) คำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปรของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ คิดตามปริมาณก๊าซที่มีการรับส่งจริง มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
2.4 หลักเกณฑ์ในการคำนวณค่าบริการส่วนที่เป็นค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ ที่สำคัญๆ มีดังนี้ 1) ผลตอบแทนการลงทุน (Return on Equity : ROE) ร้อยละ 18 ณ อัตราแลกเปลี่ยนในระดับ 25 บาท/เหรียญสหรัฐฯ และ 2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการที่คงที่และค่าบำรุงรักษาท่อก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3 ของ เงินลงทุนโครงการ โดยกำหนดให้คงที่ไม่มี escalation ขณะเดียวกันได้มีข้อกำหนดเกี่ยวกับเงินกู้โครงการ ให้สัดส่วนหนี้สินต่อส่วนของเจ้าของ (Debt to Equity) เท่ากับ 75:25 และอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาวเท่ากับ >ร้อยละ 10.5 ต่อปี รวมทั้ง ให้คิดค่าเสื่อมราคา แบบวิธีเส้นตรงตามจำนวนอายุระบบท่อและปริมาณสำรองก๊าซฯ
2.5 กำหนดให้ปรับเปลี่ยนอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นระยะ (Periodic Adjustment) ให้มีการทบทวนการคำนวณค่าผ่านท่อทุกระยะเวลา 5 ปี และ/หรือ ในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงการลงทุน ในระบบ Main System และการปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) โดยการปรับอัตราค่าบริการผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ดังกล่าว ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแล/ดำเนินการของ สพช.
3. หลังจากที่ได้กำหนดให้มีการกำกับดูแลระบบการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตรา ค่าผ่านท่อโดย กพช./สพช. เริ่มตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ได้มีการพิจารณาเพื่อปรับอัตราค่าผ่านท่อมาเป็นระยะๆ ดังนี้
3.1 การปรับอัตราค่าผ่านท่อในส่วนของต้นทุนคงที่ในปี 2542 ได้มีการปรับปรุงข้อมูลมูลค่า การลงทุนการปรับปริมาณรับส่งก๊าซฯ ปี 2539-2541 ตามจริง เพื่อให้รายได้ค่าผ่านท่อของปีที่ผ่านมาในแบบจำลอง (Model) เป็นตัวเลขตามจริงด้วย และมีการปรับเพิ่มเงินลงทุนโครงการท่อเบญจมาศ (Roll-in)
3.2 การปรับอัตราค่าผ่านท่อในปี 2544 เห็นสมควรให้มีการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อรวมในพื้นที่ 3 (Zone 3) ใหม่ โดยรวมเงินลงทุนโครงการท่อส่งก๊าซฯ บ้านอิต่อง-ราชบุรี และราชบุรี-วังน้อย เข้าไปด้วย
3.3 อัตราค่าผ่านท่อส่วนที่เป็นต้นทุนผันแปร (Commodity Charge) ในปีสัญญา 2539 มีอัตราเท่ากับ 0.2261 บาทต่อล้านบีทียู และได้มีการปรับเพิ่มในปี 2541 เป็น 0.2698 บาทต่อล้านบีทียู
4. สพช. ได้จัดทำร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ในการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะต่อไปเป็นการชั่วคราว ทั้งนี้ประกาศดังกล่าวให้คงหลักเกณฑ์เดิมในการกำหนดราคาก๊าซและอัตราค่า บริการส่งก๊าซ และเพิ่มเติมข้อกำหนดในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซ สำหรับการบริการส่งก๊าซตามแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้
4.1 ข้อกำหนดของระบบท่อตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 ใช้การคำนวณเช่นเดียวกับระบบท่อส่งก๊าซในปัจจุบัน ยกเว้น 1) กำหนดผลตอบแทนการลงทุน (ROE) ร้อยละ 16 ณ อัตราแลกเปลี่ยนในระดับ 45 บาท/เหรียญสหรัฐ โดยความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนให้เป็นความรับผิดชอบของผู้ให้บริการระบบ ท่อส่งก๊าซ 2) ให้ท่อมีอายุการใช้งาน 40 ปี และ 3) ข้อกำหนดเกี่ยวกับเงินกู้ของโครงการให้ สัดส่วนหนี้สินต่อส่วนของเจ้าของเท่ากับ 75 : 25 อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาวเท่ากับร้อยละ 10.5 ต่อปี และการชำระคืนเงินกู้ให้เป็นไปตามที่จะตกลงกับ สพช.
4.2 สพช. มีอำนาจกำหนดเส้นทางของราคาค่าบริการ (Price Path) ในการปรับค่าใช้จ่ายจากการลงทุนเพิ่มเติมหรือการปรับแผนการลงทุนใหม่
4.3 เนื่องจากได้มีการทบทวนอัตราค่าบริการส่งก๊าซครั้งล่าสุด เมื่อต้นปี 2544 ดังนั้นหากไม่มีการปรับเปลี่ยนการลงทุน อัตราค่าบริการส่งก๊าซในปัจจุบันจะมีผลบังคับในช่วงปี พ.ศ. 2544-2548
4.4 กำหนดให้ผู้ให้บริการระบบส่งก๊าซ คำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซ ตามหลักเกณฑ์ของประกาศฉบับนี้ แล้วนำเสนอ สพช. พร้อมรายละเอียดการคำนวณเพื่อขอความเห็นชอบและเมื่อได้รับความ เห็นชอบแล้วให้ประกาศใช้ได้ โดยให้ผู้ให้บริการระบบส่งก๊าซประกาศค่าบริการส่งก๊าซ เพื่อให้ผู้ใช้บริการทราบโดยทั่วกัน
4.5 ในกรณีที่ สพช. หรือผู้ให้บริการระบบท่อส่งก๊าซ เห็นว่าอัตราค่าบริการที่ให้ความเห็นชอบ ไปแล้วไม่เหมาะสมจากการเปลี่ยนแปลงตามข้อกำหนด สพช. หรือผู้ใช้บริการท่อส่งก๊าซมีสิทธิในการให้/ขอ ทบทวนอัตราค่าบริการส่งก๊าซ นอกจากนี้ในส่วนของค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซให้มีสิทธิ์ทบทวนได้ เช่นกัน
4.6 ให้ผู้จัดหาก๊าซและผู้ให้บริการระบบส่งก๊าซ จัดส่งข้อมูลที่เกี่ยวข้องในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซ ให้แก่ สพช. ตามหลักเกณฑ์และระยะเวลาตามที่ สพช. กำหนดและให้ผู้จัดหาก๊าซและผู้ให้บริการเปิดเผยข้อมูลเกี่ยวกับราคาก๊าซและ ค่าบริการส่งก๊าซตามหลักเกณฑ์ที่ สพช. กำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางในการดำเนินการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะต่อไป ตามข้อ 4
2.ให้ความเห็นชอบในหลักการร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ฉบับที่ 1 พ.ศ. 2544 เรื่องหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ดังรายละเอียดตามเอกสารแนบ 4.2.1 โดยมอบหมายให้ สพช. และ ปตท. รับไปปรับปรุงถ้อยคำให้มีความชัดเจนแล้วนำเสนอประธานคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ ลงนามต่อไป