![คณะกรรมการและอนุกรรมการ](/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2530)
Children categories
คณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนฯ (คำสั่ง4)
คำสั่งคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ที่ 4 /2558
เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
คณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนฯ (องค์ประกอบ)
คณะกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน
กพช. ครั้งที่ 136 - วันพุธที่ 27 เมษายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2554 (ครั้งที่ 136)
วันพุธที่ 27 เมษายน 2554 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
1.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย
2.การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010
3.การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
5.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
6.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
7.แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
8.การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
9.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
10.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
11.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
13.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้ตรวจราชการกระทรวง รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายบุญส่ง เกิดกลาง) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 เห็นชอบแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทย โดยมีนโยบายการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน โดยให้ปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้า เพื่อให้การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้มีรายได้น้อยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 รับทราบมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554-2558 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่าและมีการให้บริการอย่างมี ประสิทธิภาพ
2.2 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ออกให้เห็นอย่างชัดเจนและโปร่งใส สามารถตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ
2.4 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้าจะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบ ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเห็นควรให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างต่อ เนื่อง
2.5 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถขยายการดำเนินงานได้อย่างเพียงพอในอนาคตซึ่งอัตราผล ตอบแทนทางการเงินจะอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าโดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและจำ เป็นต่อการดำเนินการของสินทรัพย์ของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลง ทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา
2.6 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เห็นควรให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อรักษามาตรฐาน คุณภาพบริการและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทยโดยกำหนดให้มีบทปรับการ ลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มี ประสิทธิภาพ (Claw Back)
3. กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้สอดคล้องกับนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญดังนี้
3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใช้หลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในแต่ละช่วงเวลา โดยแบ่งต้นทุนของกิจการไฟฟ้าตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งแบ่งออกเป็น 5 ประเภท ได้แก่ ประเภทผลิตไฟฟ้า (Generation: G) ประเภทระบบส่งไฟฟ้า (Transmission: T) ประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution: D) ประเภทจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) และประเภทควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) รวมถึงภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
3.2 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า
3.2.1 ต้นทุนของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation: G) มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ครอบคลุมต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด ซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในของโรงไฟฟ้า กฟผ. (EGAT's Internal PPAs) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าเอกชน และต้นทุนการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งต้นทุนดังกล่าวประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Availability Payment) เป็นต้นคุนคงที่และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) เป็นต้นทุนผันแปร และค่าบริการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (Ancillary Service)
3.2.2 ต้นทุนของกิจการระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Transmission Charge and Distribution Charge) ครอบคลุมค่าใช้จ่ายหลักประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้าของการใช้ระบบส่งและระบบจำหน่าย (Transmission Use of System: TUOS) และ (Distribution Use of System: DUOS) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบส่งและระบบจำหน่าย และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อไฟฟ้า
3.2.3 ต้นทุนของกิจการผู้ดูแลระบบและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (System Operator and Single Buyer: SO&SB) ครอบคลุมต้นทุนการดำเนินงาน ต้นทุนในการให้บริการลูกค้าและบริหารงาน ค่าเสื่อมราคาสินทรัพย์และผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม
3.2.4 ต้นทุนของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) ประกอบด้วยต้นทุนการติดตั้งมิเตอร์ การจดหน่วย การออกใบแจ้งหนี้และการเรียกเก็บ (Meter, Reading, Billingand Collection: MRBC)
3.3 ภาระเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า แบ่งเป็น
1) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ในการให้บริการดังนี้
เพื่อให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรีซึ่งหมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป ธุรกิจขนาดเล็ก และการใช้เครื่องสูบน้ำเพื่อการเกษตรเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง เป็นการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการไฟฟ้าที่ ห่างไกล หรือในพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ซึ่งมีต้นทุนสูง โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาคเป็นการชดเชยและ อุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการเพื่อส่งเสริมนโยบายใน การกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า
2) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(2) เพื่อชดเชยให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งต้องจ่ายค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบ อนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า สั่งให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าอย่างไม่เป็นธรรมและเลือกปฏิบัติอย่างไม่เป็นธรรม โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า
3) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(3) เพื่อพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
4) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) Feed in Tariffการศึกษาวิจัยเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทน โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
5) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย
3.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ที่มีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้
3.5 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
1) ครอบคลุมต้นทุนค่าบริการของกิจการผลิต ต้นทุนค่าบริการระบบส่ง ต้นทุนค่าบริการของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว ต้นทุนค่าบริการระบบจำหน่าย และต้นทุนในการดำเนินงานของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า
2) สะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลาและลักษณะการใช้ไฟฟ้าเพื่อส่งสัญญาณให้มีการใช้ ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีการกำหนดเป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) และมีการกำหนดอัตราค่าบริการรายเดือน
3) อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับปี 2554-2555 จะไม่สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน
4) แบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า
5) กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และมีความแตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ยกเว้นการจำหน่ายไฟฟ้าตามเกาะต่างๆ กำหนดให้เป็นอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจ โดยคิดจากต้นทุนส่วนเพิ่มจากเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง เฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้นจากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ
6) ยกเลิกการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร
7) กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าขึ้นมาใหม่ เรียกว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการ ที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้อง การสูงสุดได้ ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate)ที่มีวัตถุประสงค์ในการหยุดใช้ไฟฟ้าในช่วงวิกฤตคล้ายคลึงกันนั้น จะยังคงประกาศใช้ต่อไปจนกว่าอัตรา Demand Response Rate จะศึกษาแล้วเสร็จและประกาศใช้ต่อไป
3.6 การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุม โดยให้ปรับปรุงค่า Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนผันแปร
3.7 การดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ตามประเภทของกิจการ ดังนี้
1) กิจการผลิตไฟฟ้า: กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return On Invested Capital: ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ภายใต้การใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพตามประเภทของเทคโนโลยี
2) กิจการระบบส่งไฟฟ้า ระบบจำหน่ายไฟฟ้า และประเภทจำหน่ายไฟฟ้า:
กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ในแต่ละกิจการ โดยคำนึงถึงการให้บริการตามมาตรฐานทั้งทางด้านวิชาการและวิศวกรรม และมาตรฐานคุณภาพการให้บริการตามที่ กกพ. กำหนดกำกับให้ผู้ได้รับใบอนุญาตลงทุนตามแผนการลงทุนที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าและให้มีการนำส่งคืนเงินที่ไม่ได้ดำเนินงานเป็นไปตาม แผนที่กำหนดไว้ (Claw Back) พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินที่คำนวณจากอัตราดอกเบี้ยในระดับอย่าง น้อยเท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย มาปรับลดให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยจะพิจารณาให้ความเป็นธรรมกับผู้รับใบอนุญาต ทั้งนี้ ให้รวมการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนการลงทุนตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป
3) กิจการควบคุมระบบไฟฟ้าต้องสั่งจ่ายไฟฟ้าอย่างเป็นธรรม โดยจะต้องสั่งการเดินโรงไฟฟ้าที่มีความพร้อมอยู่ในระบบขณะนั้น โดยเริ่มจากโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุดไปเป็นลำดับ (Merit Order)
ทั้งนี้ ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อมูลทางบัญชีเพื่อกำกับดูแลโครงสร้างค่าไฟฟ้า และการเปิดเผยข้อมูล (Regulatory Accounting and Information Disclosure: RAID) ส่งให้ กกพ. ใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาต ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
3.8 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้ประกาศใช้เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558)โดยบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ตามข้อ 3 ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 (ครั้งที่ 135) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554
2. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558) โดยให้มีการประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้มีการทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
3. เห็นชอบการกำหนดประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า แบ่งเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า
4. เห็นชอบให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550ซึ่งได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร
5. เห็นชอบให้ กกพ. พิจารณาปรับลดค่าไฟฟ้าจากการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้าในปี 2551-2553พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินในอัตราที่เหมาะสมอย่างน้อย เท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย รวมทั้งนำผลตอบแทนการลงทุน (ROIC) ของการไฟฟ้าที่สูงกว่าหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ มาปรับลดค่าไฟฟ้าด้วย
ทั้งนี้ที่ประชุมขอให้ กกพ. รับความเห็นของที่ประชุมไปพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) ซึ่งได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Plant: NPP) ทั้งหมด 5 โรง ขนาดโรงละ 1,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563, 2564, 2567, 2568 และ 2571 ตามลำดับ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณีไม่มีการดำเนินการจัดหา ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์เพื่อเป็นแนวทางในกรณีที่ PDP 2010 (แผนหลัก) ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย
2. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 มีมติรับทราบ PDP 2010 กรณีแผนสำรอง โดยจัดทำเป็น 2 กรณี คือ (1) แผนสำรองที่ 1 : กรณีเลื่อนแผนการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 2 ปี (2) แผนสำรองที่ 2 : กรณีไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน (ปี 2554 - 2562) โดยเร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ และเร่งดำเนินการ (1) โครงการโรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 800 เมกะวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและ ความร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) ประเภทสัญญา Firm เพิ่มขึ้น 1,500 เมกะวัตต์ (รวม 3,500 เมกะวัตต์) เพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น เพิ่มความคุ้มค่าในการลงทุนให้กับโครงข่ายท่อส่งก๊าซในปัจจุบันและโครงการ ขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration
4. สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) ได้จัดทำรายงานผลการประเมินตนเอง (Self-Evaluation Report: SER) ตามข้อกำหนดทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (International Atomic Energy Agency: IAEA) รวม 19 ประเด็น เมื่อสิ้นสุดการดำเนินงานในระยะที่ 1 (2551 - 2553) เพื่อประกอบการตัดสินใจในการดำเนินการระยะที่ 2 และได้จัดส่ง SER ต่อ IAEA เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2553 และได้รับการประเมินจากผู้เชี่ยวชาญ IAEA จำนวน 2 ครั้ง ในวันที่ 12 - 16 กรกฎาคม 2553 และวันที่ 13 - 18 ธันวาคม 2553 จากการประเมินทั้ง 2 ครั้ง ผู้เชี่ยวชาญ IAEA ได้ให้ข้อเสนอแนะว่าประเทศไทยควรปรับปรุงอย่างจริงจัง 3 ประเด็น ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 1 นโยบายประเทศ ( National Position) (2) ประเด็นที่ 2 ความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และ (3) ประเด็นที่ 10 การพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) สำหรับเรื่องกฎหมายและข้อผูกพันระหว่างประเทศ ประเทศไทยต้องลงนามเพื่อเข้าร่วมเป็นภาคีในอนุสัญญาที่สำคัญสำหรับการดำเนิน โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จำนวน 5 ฉบับ
5. วันที่ 11 มีนาคม 2554 เกิดเหตุการณ์แผ่นดินไหวขนาด 9.0 ริกเตอร์ และเกิดคลื่นสึนามิตามมาทางชายฝั่งตะวันออกของประเทศญี่ปุ่น ส่งผลให้อาคารคลุมเตาปฏิกรณ์ส่วนบนเกิดการระเบิดและไฟไหม้โรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ ฟูกุชิมา ไดอิชิ (Fukushima Daiichi) หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ เนื่องด้วยเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฉุกเฉินและระบบระบายความร้อนไม่ทำงานสาเหตุจาก ได้รับความเสียหายจากคลื่นสึนามิ ซึ่งภายหลังการระเบิดได้เกิดการฟุ้งกระจายของสารกัมตภาพรังสีสู่ภายนอก รัฐบาลญี่ปุ่นประกาศเหตุฉุกเฉินทางนิวเคลียร์ และให้ผู้คนที่อยู่โดยรอบโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi ในระยะ 20 กิโลเมตร อพยพ ออกนอกพื้นที่
6. วันที่ 12 เมษายน 2554 Nuclear and Industrial Safety Agency (NISA) ของประเทศญี่ปุ่นได้ยื่นขอยกระดับมาตราการระหว่างประเทศว่าด้วยเหตุการณ์ทาง นิวเคลียร์ (International Nuclear and Radiological Event Scale; INES) ที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi เป็นระดับ 7 ต่อ IAEA โดยรวมอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi หน่วยที่ 1, 2 และ 3 เป็นเหตุการณ์เดียว และสำหรับโรงไฟฟ้าหน่วยที่ 4 ยังถูกจัดไว้ในระดับ 3 ตั้งแต่วันที่ 18 มีนาคม 2554 เป็นต้นมา ปัจจุบันบริษัท Tokyo Electric Power (TEPCO) อยู่ระหว่างดำเนินการระบายความร้อน และการเชื่อมต่อไฟฟ้าจากสายส่งไฟฟ้าภายนอกเข้าสู่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และได้ออกประกาศว่ามีแผนการจะหล่อเย็นเตาปฏิกรณ์ทั้งหมด และควบคุมการแพร่กระจายของสารกัมมันตภาพรังสีทั้งหมดให้สำเร็จภายใน 6 - 9 เดือน
7 จากเหตุการณ์อุบัติเหตุของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima Daiichi หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ ประเทศญี่ปุ่น ส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นและการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศ ไทย รวมทั้งท่าทีของรัฐบาลในหลายประเทศต้องการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใน แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) เพื่อให้มีการทบทวนในมาตรการความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และการเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ เช่น ด้านกฎหมาย (Legislative Framework) ด้านการกำกับดูแล (Regulatory Framework) และด้านการมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Involvement) รวมทั้งการมีแผนรองรับเพิ่มเติมดังบทเรียนที่เกิดขึ้นในประเทศญี่ปุ่น ดังนี้
(1) ควรให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป อีก 3 ปี จากแผนเดิมโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงแรก (NPP#1) จะเข้าระบบในปี 2563 เป็นปี 2566 รวมทั้งโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงอื่นๆ ที่ตามมา ซึ่งการเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปนั้นจะมีการเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเข้ามาทดแทน ตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 รายละเอียด ดังนี้
เปรียบเทียบกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์กรณีปรับเลื่อนออกไป 3 ปีกับแผน PDP 2010 (แผนหลัก)
ปี | 2563 | 2564 | 2565 | 2566 | 2567 | 2568 | 2569 | 2570 | 2571 | 2572 | 2573 |
PDP2010 (2553-2573) | NPP#1 | NPP#2 | NPP#3 | NPP#4 | NPP#5 | ||||||
CC#1 | CC#2-6 | CC#7 | CC#8-9 | CC#10 | CC#11-12 | CC#13 | |||||
แผนปรับเลื่อน NPP 3ปี | <-- เลื่อนออกไป 3 ปี --> | NPP#1 | NPP#2 | NPP#3 | NPP#4 | ||||||
CC#1 | CC#2-3 | CC#4-7 | CC#8-9 | CC#10-11 | CC#12-13 | CC#14 | CC#15 |
หมายเหตุ : NPP#1 = โรงไฟฟ้านิวเคลียร์หน่วยที่ 1
CC#1 = โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมหน่วยที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติ
ทั้งนี้ การปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปีนั้น จะทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวมทั้งสิ้น 4 โรง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงที่ 5 (NPP#5) จะอยู่นอกกรอบแผน PDP 2010 ซึ่งมีระยะ 20 ปี (2553 - 2573)
(2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงาน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ควรพิจารณาปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้น ฐานเพื่อรองรับให้เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี
2. มอบหมายให้สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) รับไปดำเนินการศึกษาวิเคราะห์เพื่อปรับปรุงการเตรียมความพร้อม และสร้างความรู้ความเข้าใจให้ประชาชนอย่างต่อเนื่องในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อ ไป
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการพิจารณาต่อไป และต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับราคาขาย ปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร ไปจนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ หากฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิเหลือวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถัน ไม่เกินร้อยละ 0.035 โดยน้ำหนักจากอัตราภาษี 5.310 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิล
เอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 5.040 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จากการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตส่งผลให้ภาษีเทศบาลลดลง 0.5305 บาท/ลิตร จาก 0.5310 เป็น 0.0005 บาท/ลิตร (คิดร้อยละ 10 ของภาษีสรรพสามิต) ทำให้ภาษีลดลงทั้งสิ้น 5.8355 บาท/ลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 ถึง 30 กันยายน 2554
3. เพื่อเป็นการลดภาระกองทุนน้ำมันฯ กบง. จึงได้ปรับลดเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ลง 5.8355 บาท/ลิตร เท่ากับภาษีที่ลดลง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ 29.99 บาท/ลิตร มีผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องดีขึ้นจากติดลบ 381 ล้านบาท/วัน เป็นติดลบ 56 ล้านบาท/วัน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีฐานะสุทธิ 3,841 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ หากต้องตรึงราคาน้ำมันดีเซลไว้ไม่เกิน 30 บาท/ลิตร ถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จะส่งผลกระทบต่อกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 บาท/เหรียญสหรัฐฯ)
กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 125 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 20,000 ล้านบาท
กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 120 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 11,000 ล้านบาท
กรณีที่ 3 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 115 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 2,000 ล้านบาท
กรณีที่ 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 110 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเป็นบวก ประมาณ 6,700 ล้านบาท
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาเพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องทางการเงินมากขึ้น 2 แนวทาง คือ ขออนุมัติงบกลาง ประจำปีงบประมาณ 2554 ให้กับกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน ประมาณ 20,000 ล้านบาท หรือ ขออนุมัติให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีสภาพ คล่องที่จะไปชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง อนุมัติในหลักการให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท เพื่อใช้เสริมสภาพคล่องทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบ เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และราคาก๊าซ NGV ต่อไปจนถึงมิถุนายน 2554 และให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงมิถุนายน 2554
2. สถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 510 พันตัน/เดือน แยกเป็นภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 41 ภาคขนส่งร้อยละ 13 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 12 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 34 โดยมีการนำเข้าประมาณ 114 พันตัน/เดือน โดยราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2554 อยู่ที่ 881 เหรียญสหรัฐ/ตัน และคาดว่าในช่วงเดือนพฤษภาคม-ธันวาคม 2554 ราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยอยู่ที่ 794 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทั้งนี้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 18 เมษายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,105 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 43,042 ล้านบาท
3. สถานการณ์การใช้ก๊าซ NGV ณ สิ้นเดือนมีนาคม 2554 มีปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 6,395 ตัน/วัน โดยมีสถานีบริการ NGV จำนวน 438 แห่ง กระจายทั่วประเทศในภูมิภาคต่างๆ ครอบคลุม 52 จังหวัด มีจำนวนรถที่ใช้ NGV 246,066 คัน โดยปัจจุบัน กบง. ได้มีการชดเชยภาระขาดทุน 2 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมประมาณ 4,184 ล้านบาท (มีนาคม 2553-มีนาคม 2554) ทั้งนี้ หากราคาขายปลีก NGV ยังเป็นเช่นปัจจุบัน คาดว่าตั้งแต่เดือนเมษายนถึงธันวาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 3,817 ล้านบาท
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 3,841 ล้านบาท
5. เพื่อให้การดำเนินงานมีความต่อเนื่องตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน เริ่มตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. รวมทั้งให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
2. เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก.
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
4. มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 ( 920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 ( 615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ
2. การเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว จะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ได้ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) และที่ กฟผ. ได้ลงนามสัญญาไปแล้วเป็นต้นแบบ ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ดังกล่าวแล้ว
3. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ ได้แก่ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้นดังนี้ GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) Ratch (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการฯ นี้ ตั้งอยู่ตอนกลางของลำน้ำงึม ในแขวงไชสมบูน ลักษณะเขื่อน เป็นเขื่อนหินทิ้งดาดคอนกรีต โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 2,128 ล้านหน่วย โดยแบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy 151 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 48 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่ง ฝั่ง สปป. ลาว 500 kV ความยาว 99 กิโลเมตร จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้านาบง (สฟ.นาบง) และระบบส่ง 500 kV ความยาว 27 กิโลเมตร จาก สฟ.นาบง มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV ความยาว 80 กิโลเมตร จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 ไปยังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งฝั่งลาว
4. สรุปสาระสำคัญในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โครงการน้ำงึม 3 ได้ดังนี้
4.1 คู่สัญญา คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC : ในร่างสัญญาฯ เรียกว่า Generator)
4.2 อายุสัญญา 27 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา
4.3 Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง วันที่ 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือนนับจากวันลงนามสัญญาฯ (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
4.4 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม นอกเหนือจากส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง และส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
4.5 อัตราค่าไฟฟ้า (ณ ชายแดน) และการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhระหว่าง Unit Operation Period = 1.827 บาท/kWh
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy = 3.582 US¢ + 1.218 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.436 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34บาท/ดอลล่าสหรัฐ)Secondary Energy = 1.462 บาท/kWhExcess Energy = 1.340 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
4.6 Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
4.7 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่อนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ
4.8 สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 กับผู้พัฒนาโครงการต่อไปเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือเงื่อนไขสำคัญก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 6 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ โดยยังสามารถรับซื้อไฟฟ้าตามกรอบ MOU ได้อีก 1,087 เมกะวัตต์
2. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (Tariff MOU) เคยผ่านความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 และ 29 พฤษภาคม 2550 ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 ต่อมาในการประชุม กพช. วันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 และการประชุม ครม. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ได้ให้ความเห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ โครงการหงสาลิกไนต์ และโครงการน้ำอูด้วย รวมทั้งหมด 3 โครงการ ด้วยเหตุผลต้นทุนการก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้นจนผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถ พัฒนาโครงการต่อไปได้ภายใต้ข้อตกลงเดิม
3. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี้ยบ 1 จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด และคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับประเทศ เพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2554 ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้ว
4. ผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Kanasai Electric Power จำกัด (45%) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเงี้ยบ เมืองปากซัน ในแขวงบอลิคำไช สปป. ลาว ลักษณะเขื่อน เป็นชนิด Roller Compacted Concrete (RCC) โครงการมีกำลังการผลิตติดตั้ง 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทยที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี แยกเป็น Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 41 ล้านหน่วยต่อปี โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งฝั่ง สปป. ลาว 230 kV จากโครงการถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 130 กม. และระบบส่ง 500 kV จาก สฟ. นาบง ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 27 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV จากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 โดยมีข้อเสนอกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date :SCOD) 31 มกราคม 2561
5. สรุปสาระสำคัญของร่าง Tariff MOU
ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้จัดทำขึ้นโดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ที่คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศ เพื่อนบ้าน ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Storage ซึ่งมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่เคยลงนามแล้ว สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้ดังนี้
5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Kansai Electric Power และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (รวมเรียกว่า Sponsors)
5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป. ลาว
5.3 Sponsors และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
5.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้
กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช.Sponsors จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาลสปป. ลาวทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดยMOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
5.6 โครงการมีกำลังผลิต 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และวันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ในส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
5.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็นดังนี้
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhUnit Operation Period = 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง CODตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy (PE) = 3.9484 US¢/kWh + 1.2240 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.4480 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท/ดอลลาร์สหรัฐ)Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาท/kWhExcess Energy (EE) = 1.3464 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
5.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
5.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อ (1) มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
5.11 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 26.9 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
5.12 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
5.13 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้
Scheduled Financial Close Date (SFCD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือ[วันที่ 31 มกราคม 2556 ]Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับ และส่งพลังงานไฟฟ้า) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง[วันที่ 31 ตุลาคม 2560] หรือ[57] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCDScheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 31 มกราคม 2561 หรือ[60] เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCDหากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
5.14 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
วันลงนามสัญญาฯ : 5.72 Million USDวัน Financial Close Date : 14.36 Million USDวัน Commercial Operation Date (COD) : 12.84 Million USDวันครบรอบ COD 14 ปี : 4.32 Million USD
5.15 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำ เงี้ยบ 1 ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 7 แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เห็นชอบเรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำโครงสร้างภาษีรถยนต์และแนวทางการ จัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติดตั้งเครื่องยนต์ใช้ก๊าซหุงต้มเป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง โดยประสานกับกระทรวงคมนาคมและกระทรวงพลังงาน
2. กระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ได้ประชุมหารือในประเด็นแนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติด ตั้งเครื่องยนต์ LPG เป็นเชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) หากภาครัฐมีนโยบายขึ้นภาษีป้ายทะเบียนของรถยนต์ LPG เพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง ภาษีป้ายทะเบียนประจำปีของรถยนต์ LPG ควรสูงกว่าภาษีของรถยนต์น้ำมันเชื้อเพลิงทั่วไป ประมาณ 37,133 บาท/ปี และจำเป็นต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ คือ พระราชบัญญัติรถยนต์ และพระราชบัญญัติการขนส่งทางบก
3. ข้อเสนอของกระทรวงอุตสาหกรรม การกำหนดราคา LPG ที่แตกต่างกัน จะทำให้เกิดปัญหาการลักลอบและภาครัฐจะต้องแบกรับภาระในเรื่องต้นทุนการ บริหารจัดการและการตรวจสอบ ดังนั้น ภาครัฐควรมีการเตรียมความพร้อมที่จะใช้นโยบายการลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบในระยะยาว โดยไม่ให้มีความแตกต่างระหว่าง LPG ที่ใช้ในภาคครัวเรือน และภาคขนส่งกับภาคอุตสาหกรรม นอกจากนั้นหากภาครัฐใช้นโยบายลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบแล้ว ราคา LPG ที่สูงขึ้นย่อมส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพรวมของภาคครัวเรือน ดังนั้น ภาครัฐจึงควรออกมาตรการเพื่อลดค่าใช้จ่ายของภาคครัวเรือนให้สามารถชดเชยกับ ราคาก๊าซหุงต้มที่สูงขึ้น
4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ (1) ตามสถิติรถจดทะเบียนของกรมขนส่งทางบก พบว่าขณะนี้มีรถยนต์ที่ติดตั้ง LPG ประมาณ 702,703 คัน แยกเป็นรถยนต์นั่งส่วนบุคคลร้อยละ 80 รถบรรทุกส่วนบุคคลร้อยละ 10 แท็กซี่ ร้อยละ 6 รถยนต์รับจ้างสี่ล้อเล็ก รถรับจ้างสามล้อ รถยนต์บริการธุรกิจ/ทัศนาจร ร้อยละ 3 และรถโดยสารและรถบรรทุก ร้อยละ 1 (2) การจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนประจำปี ในอัตรา 37,133 บาทต่อปี จะส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ค่าครองชีพของผู้มีรายได้น้อยอย่างมาก ดังนั้น การกำหนดอัตราภาษีป้ายฯ ควรจะต้องมีการศึกษารายละเอียดแยกตามประเภทรถยนต์ที่จดทะเบียน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้มีรายได้ต่ำ โดยการกำหนดอัตราภาษีที่สูงควรมุ่งเน้นเฉพาะกลุ่มรถยนต์นั่งส่วนบุคคลเท่า นั้น และ (3) หากมีการปรับอัตราภาษีป้ายประจำปีของรถยนต์กลุ่มที่ใช้เชื้อเพลิง LPG ในอัตราที่สูงควรมีการส่งสัญญาณให้เจ้าของรถยนต์ทราบล่วงหน้าเพื่อให้มีเวลา ตัดสินใจได้ทัน อย่างไรก็ตามจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ซึ่งใช้เวลาประมาณ 2 - 3 ปี อาจไม่ทันการณ์ จะส่งผลทำให้มีปริมาณรถที่ติดตั้ง LPG เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ควรมีมาตรการระยะสั้นรองรับ
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงคมนาคมและกระทรวงการคลังเร่งพิจารณาดำเนินการในการปรับ อัตราภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่ติดตั้งอุปกรณ์การใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิง ให้มีการแยกตามประเภทรถยนต์โดยมุ่งเน้นรถยนต์นั่งส่วนบุคคล และคำนึงถึงผลกระทบต่อรถยนต์โดยสารสาธารณะ และนำเสนอผลการดำเนินการต่อ กพช. เพื่อพิจารณาโดยเร็วต่อไป
เรื่องที่ 8 การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 และเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG โดยเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับ LPG ของคลังนำเข้า และขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจาย LPG ของคลังภูมิภาค โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และ ปตท. รับไปดำเนินการศึกษาและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้าก๊าซ LPG ในอนาคต เช่น ท่าเรือ คลัง และระบบขนส่ง เป็นต้น
2. หากรัฐบาลมีนโยบายควบคุมราคา LPG ในประเทศต่อไป คาดว่าในปี 2554-2560 การใช้ LPG ภาคครัวเรือน ขนส่ง และอุตสาหกรรม จะมีอัตราขยายตัวร้อยละ 8, 9 และ 6 ตามลำดับ แต่หากมีการลอยตัวราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป อัตราการขยายตัวของการใช้ในแต่ละสาขาจะลดลงเหลือเพียงร้อยละ 5, 3 และ 4 ตามลำดับ
3. ปัญหาคลังนำเข้าและศูนย์รวมการจ่าย LPG โดยคลังนำเข้าปตท. (เขาบ่อยา) สามารถรองรับก๊าซได้ 132,000 ตัน/เดือน และคลังลอยน้ำ (FSU) รองรับก๊าซได้ 40,000 ตัน/เดือนรวม 172,000 ตัน/เดือน แต่จากความต้องการใช้ก๊าซ LPG ขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นไป ปริมาณนำเข้าจะเกินกว่าขีดความสามารถของระบบคลังและท่าเรือนำเข้าของ ปตท. อีกทั้ง คลังบ้านโรงโป๊ะมีกำลังการจ่าย 146,000 ตัน/เดือน โดยความต้องการ LPG ในประเทศจะสูงกว่ากำลังการจ่ายของคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะตั้งแต่ปลายปี 2554
4. ปัจจุบัน ปตท. มีคลังภูมิภาคกระจายอยู่ทั่วประเทศ จำนวน 6 แห่ง ซึ่งมีกำลังการจ่ายสูงสุดของแต่ละคลังแยกเป็นคลังก๊าซบางจาก 69,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซขอนแก่น 36,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซนครสวรรค์ 19,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซลำปาง 26,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซสงขลา 24,000 ตัน/เดือน และคลังก๊าซสุราษฎร์ธานี 26,000 ตัน/เดือน ซึ่งขีดความสามารถในการรับจ่ายของคลังภูมิภาคเหล่านี้ไม่สามารถรองรับปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภูมิภาคที่ขยายตัวสูงขึ้นมากในปัจจุบัน โดยต้องมีการขนส่งจากคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะกระจายไปยังภูมิภาคโดยตรง
5. เนื่องจากคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ข้อ 10 กำหนดว่าในกรณีที่คณะกรรมการ (กบง.) กำหนดให้มีการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราช อาณาจักร ให้ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานทำหน้าที่สั่งจ่ายเงินจากกองทุนชด เชยให้แก่ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักรในอัตรา ที่คณะกรรมการประกาศกำหนด จึงทำให้ปัจจุบันผู้มีสิทธิขอรับการชดเชยการนำเข้า และชดเชยค่าขนส่งจากคลังชลบุรีไปจำหน่ายยังคลังภูมิภาค มีเพียง ปตท. รายเดียวเท่านั้น ส่วนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้าไม่สามารถขอรับการชดเชยได้เนื่องจากมิได้ เป็นผู้ผลิต
6. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะสั้น ดังนี้
(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน
(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค ให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่ายใน ภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. ซึ่งจะเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน แบ่งเป็นการขนส่ง ไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน
7. สำหรับแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาว ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทาง ดังนี้
(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน
(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน
(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค
(4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา โดยมี 2 ทางเลือก ดังนี้ ทางเลือกที่ 1 เปลี่ยนการใช้ท่อขนส่งก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) จากโรงแยกก๊าซฯ มายังคลังก๊าซเขาบ่อยา เป็นขนส่ง LPG แทน และให้การขนส่ง NGL ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซฯ ผ่านท่อไปยังท่าเรือของ PTT TANK ที่ระยอง โดยต้องก่อสร้างถังเก็บ NGL เพิ่มเติม ซึ่งจะทำให้กำลังการขนส่ง LPG เพิ่มขึ้น 32,000 ตัน/เดือน และทางเลือกที่ 2 ขนส่งก๊าซ LPG โดยใช้ท่าเรือที่มีอยู่ในมาบตาพุด ซึ่งต้องมีการลงทุนสร้างถังบรรจุก๊าซ LPG และวางท่อส่ง LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปยังท่าเรือ เพื่อให้มีกำลังการขนส่งก๊าซ LPG เพิ่ม 32,000 ตัน/เดือน ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอทางเลือกที่ 1 เนื่องจากใช้เวลาในการดำเนินการน้อยกว่า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าและการจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้
ระยะสั้น
(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน
(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่าย ในภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน โดยแบ่งเป็นการขนส่งไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ร่วมกันดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG ต่อไป
ระยะยาว
มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้
(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน
(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน
(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค โดยมีรายละเอียดการขยายระบบคลังภูมิภาคต่างๆ ดังนี้
คลังภูมิภาค | แผนการขยาย (ปี 2554-2560) |
คลังก๊าซบางจาก | สร้างคลังใหม่รองรับความต้องการในอนาคต คาดว่าใช้เวลาประมาณ 4-5 ปี |
คลังก๊าซขอนแก่น | เพิ่มถังบรรจุก๊าซ LPG ขนาด 1,000 ตัน จำนวน 1 ถัง และช่องจ่ายทางรถยนต์อีก 4 ช่อง |
คลังก๊าซนครสวรรค์ | เพิ่มช่องจ่ายทางรถยนต์อีก 2 ช่อง |
คลังก๊าซลำปาง | - |
คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี | เพิ่มถังบรรจุก๊าซ LPG ขนาด 1,000 ตัน จำนวน 1 ถัง |
คลังก๊าซสงขลา | เพิ่ม Loading Arm ที่ท่าเรืออีก 1 ท่า เพื่อเพิ่มความสามารถในการรับก๊าซ LPG ทางเรือ |
(4 ) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา
เรื่องที่ 9 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ.2554 - 2573)
1.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.2 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2533 จนถึง ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน
1.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย
1.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 หรือลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 หรือประมาณ 30,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) จากภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และภาคอาคารธุรกิจและบ้านอยู่อาศัยเป็นจำนวน 13,300 ktoe 11,300 ktoe และ 5,400 ktoe ตามลำดับ
2. ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 6 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมของผู้ใช้และผู้ประกอบการและทิศทางตลาด (3) การให้ภาคเอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง
3. กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน และ 16 มาตรการ ดังนี้ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน จำนวน 4 มาตรการ (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 มาตรการ (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม จำนวน 3 มาตรการ (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม จำนวน 2 มาตรการ และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน จำนวน 2 มาตรการ
4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ก่อให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายสะสมจนถึงปี 2573 รวมประมาณ 289,300 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 14,500 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 968 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 48 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสม ประมาณ 5.4 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 271,700 ล้านบาทต่อปี
5. กรอบงบประมาณตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ในช่วง 5 ปีแรก (พ.ศ. 2554-2558) คาดว่าจะต้องใช้เงินสนับสนุนจากภาครัฐประมาณ 29,500 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 5,900 ล้านบาทต่อปี โดยแยกเป็นประเภทค่าใช้จ่ายตามภาคเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม จำนวน 11,000 ล้านบาท (2) ภาคขนส่ง จำนวน 9,500 ล้านบาท (3) ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย จำนวน 5,000 ล้านบาท และ (4) ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ จำนวน 4,000 ล้านบาท
ทั้งนี้ ในการนำแผนไปสู่การปฏิบัติการที่เป็นรูปธรรม ควรจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงานขึ้นเพื่อกำหนดแผนปฏิบัติการต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการ จัดทำแผนปฏิบัติการของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) และผลักดันไปสู่การปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 10 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยออกคำสั่งที่ 4/2549 ลงวันที่ 28 ธันวาคม 2549 แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (คณะกรรมการฯ) โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน
2. คณะกรรมการฯได้เข้าร่วมกิจกรรมขององค์การพลังงานโลก ได้แก่ (1) การเข้าร่วมการประชุม WEC Executive Assembly การประชุม WEC Energy Congress และการประชุม Youth Symposium (2) การเข้าร่วมเป็นคณะกรรมการด้านแผนงาน (Programme Committee) และคณะทำงานในเครือข่ายของผู้เชี่ยวชาญ (Knowledge Network) สาขา Energy Efficiency-Policies, Innovative Financing Mechanisms และ Village Inventory นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 24-26 มีนาคม 2554 คณะกรรมการฯ ได้เป็นเจ้าภาพจัดการประชุม WEC Asia Regional Conference and Meeting ณ ไบเทค กรุงเทพฯ ในหัวข้อ Green Energy: Global Challenges, Regional Opportunities
3. ในการประชุมคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทย เพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับการดำเนินงานของกระทรวงพลังงาน โดยให้เพิ่มสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ และให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ และผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และให้นำเสนอในที่ประชุม กพช. พิจารณา
4. พพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ และเพิ่มผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก เพื่อให้การประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการ จัดหาและการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพและการลดผลกระทบต่อสิ่ง แวดล้อม พร้อมทั้งให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ โดยมีคณะกรรมการรวม 25 คน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยตามราย ละเอียดร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ ../2554 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
เรื่องที่ 11 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
กุมภาพันธ์ 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.24 และ 89.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.72 และ 0.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากผู้นำการประท้วงในลิเบียข่มขู่ที่จะหยุดส่งออกน้ำมันดิบหากรัฐบาลไม่หยุด ปราบปรามการชุมนุม ล่าสุดบริษัทน้ำมันต่างชาติ อาทิ เยอรมัน อิตาลี และฝรั่งเศสหยุดดำเนินการผลิตน้ำมันดิบรวม 300,000 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่เส้นทางการเดินเรือขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโก ของสหรัฐฯ ปิดเนื่องจากมีหมอกปกคลุมหนาแน่นทำให้เรือไม่สามารถสัญจรได้ ส่วนเดือนมีนาคม 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 108.71 และ 102.99 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 8.47 และ 13.42 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่อปัญหาเหตุการณ์ความไม่สงบที่ลุกลามในกลุ่มประเทศอาหรับ อีกทั้งความกังวลต่อสถานการณ์ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในญี่ปุ่นที่เกิดการ ระเบิดขึ้นและมีกัมมันตภาพรังสีรั่วไหล และในช่วงวันที่1 - 21 เมษายน 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 115.29 และ 108.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.59 และ 5.98 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสถานการณ์ความไม่สงบทางการเมืองที่ยืดเยื้อและรุนแรงในลิเบีย รวมถึงการต่อสู้ระหว่างอิสราเอลและปาเลสไตน์ยังเป็นแรงขับเคลื่อน อีกทั้งความไม่แน่นอนของเสถียรภาพทางการเงินของยุโรปที่เผชิญความเสี่ยงจาก ปัญหาหนี้สาธารณะของกรีซและปัญหาหนี้เสียของสเปนที่จำเป็นต้องใช้เงินจำนวน มากในการแก้ไข
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูป
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปได้ปรับตัวขึ้นลงตามราคาน้ำมันดิบ โดยราคาเบนซิน 95, 92 และดีเซล กุมภาพันธ์ 2554 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.84 , 109.63 และ 117.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.46 , 5.28 และ 9.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากโรงกลั่นในภูมิภาคต่างๆ มีแผนปิดซ่อมบำรุง ขณะที่กรมศุลกากรของจีนรายงานปริมาณการส่งออกดีเซล เดือนมกราคม 2554 อยู่ที่ระดับ 700,000 บาร์เรล สำหรับเดือนมีนาคม 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 120.97, 118.87 และ 130.41 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.13, 9.25 และ 12.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเรือขนส่งน้ำมันเบนซินให้บริษัท Libyan National Oil Company ถูกโจรสลัดจี้ส่งผลให้อุปทานน้ำมันเบนซินในลิเบียขาดแคลน ประกอบกับอุปสงค์น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจากความต้องการของญี่ปุ่นเพื่อใช้ใน การผลิตไฟฟ้าจากการได้รับผลกระทบภัยพิบัติสึนามิ และในช่วงวันที่ 1 - 21 เมษายน 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 128.47, 126.39 และ 137.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.50 , 7.52 และ 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จาก Arbitrage น้ำมันเบนซินจากเอเชียไปภูมิภาคตะวันตกเปิด นอกจากนี้ญี่ปุ่นมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซล 0.001%S ปริมาณประมาณ 630,000 บาร์เรล ในเดือนเมษายน 2554 เพื่อทดแทนโรงกลั่นที่หยุดดำเนินการจากแผ่นดินไหว
3. ราคาขายปลีก
ราคาเฉลี่ยขายปลีกเดือนกุมภาพันธ์ 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 4.00 บาท/ลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 มาอยู่ที่ระดับ 4.05 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 45.74, 41.24, 36.84, 33.44, 21.72, 34.34, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ เดือนมีนาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 5.10 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ระดับ 47.64, 42.34, 37.44, 34.04, 22.12, 34.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ และวันที่ 1 - 22 เมษายน 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 0.1645 บาท/ลิตร จากการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 48.44, 43.44, 38.44, 35.04, 22.72, 35.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคา LPG ตลาดโลก เดือนกุมภาพันธ์ 2554 ปรับตัวลดลง 113 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 816 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับเดือนมีนาคม 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 20เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 836 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ส่วนในเดือนเมษายน 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 45 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 881 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน จากรัฐบาลญี่ปุ่นตัดสินใจใช้ก๊าซ LPG ที่สำรองตามกฎหมายออกมาใช้เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG จากเหตุภัยสึนามิ และญี่ปุ่นมีความต้องการใช้ก๊าซ LPG อีกเป็นจำนวนมากเพื่อใช้ทำความอบอุ่น นอกจากนั้นแอลจีเรียได้กำหนดราคา โพรเพนส่งมอบเดือนเมษายนที่ 925 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และบิวเทนที่ 935 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับราคาก๊าซ LPG ในประเทศรัฐได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ที่ระดับ 10.1523 บาท/กิโลกรัม และกำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - เมษายน 2554 ได้มีการนำเข้ารวมทั้งสิ้น 3,105,357 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 43,042 ล้านบาท
5. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการ จำนวน 19 ราย กำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 15 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.46 ล้านลิตร/วัน ราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และเมษายน 2554 อยู่ที่ 26.73 , 26.87 และ 23.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 14 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.29 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.54 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศ เฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และ 1 - 24 เมษายน 2554 อยู่ที่ 61.24 , 43.11 และ 35.82 บาท/ลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชยค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเบื้องต้นสุทธิ 3,841 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
1. สรุปสาระสำคัญ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และ เทคโนโลยีได้ร่วมกัน ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือเพื่อส่งเสริมการวิจัย พัฒนา และนำเทคโนโลยีมาใช้เพื่อการพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นไปตามแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) ต่อมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วม มือการพัฒนาพลังงานทดแทนด้วยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (คณะกรรมการฯ) มาทำหน้าที่กำหนดสาขาพลังงานเป้าหมายที่จะใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และนวัตกรรม (วทน.) พัฒนา จัดทำแผนปฏิบัติการ และติดตามประเมินผล ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้จัดประชุมพิจารณาการใช้ วทน. สนับสนุนการพัฒนาในสาขาการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซล ปี 2555 - 2559 เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2554 และมีมติ (1) เห็นชอบแนวทาง แผนงาน/โครงการ และงบประมาณภายใต้แผนปฏิบัติการการใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและนวัตกรรม (วทน.) สนับสนุนการพัฒนาในสาขาไบโอดีเซลและเอทานอลปี 2555-2559 (2) มอบหมายกระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีนำเสนอแผนปฏิบัติ การฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบก่อนประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามแผนปฏิบัติการทำความตกลงในราย ละเอียดกับสำนักงบประมาณและดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติ ต่อไป
2. สาระสำคัญแผนปฏิบัติการ
2.1 ทิศทางการพัฒนา การกำหนดทิศทางการพัฒนาจะสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (REDP) 15 ปี (พ.ศ. 2551-2565) ของกระทรวงพลังงาน โดยกำหนดใช้ วทน. สนับสนุนการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซลตลอด value chain เพื่อให้การผลิตเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดในแผน REDP 15 ปี คือ เอทานอล 9 ล้านลิตร/วัน และไบโอดีเซล 4.5 ล้านลิตร/วัน ในปี 2565 และเพื่อให้การผลิตไม่กระทบกับพืชอาหารจะส่งเสริมการวิจัยพัฒนาพืชที่ไม่ใช่ พืชอาหารเพื่อผลิตเป็นพลังงาน (non food for fuel) ไปพร้อมกัน
2.2 แผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการ รวม 42 โครงการ ดำเนินการโดย 9 หน่วยงาน 3 กระทรวง ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี
สาขาการผลิต | จำนวนโครงการ | วงเงิน (ล้านบาท) | หน่วยงาน | |||||
2555 | 2556 | 2557 | 2558 | 2559 | รวม | |||
เอทานอล* | 27 | 385 | 454 | 328 | 300 | 97 | 1,564 | วท.(พว./สนช./มว./วว.)กษ.(กวก.)พน. (พพ./ธพ. |
ไบโอดีเซล | 15 | 117 | 166 | 186 | 128 | 47 | 644 | วท.(พว./สซ./สทน.)กษ.(กวก.)พน. (พพ./ธพ.) |
รวม | 42 | 502 | 619 | 514 | 428 | 144 | 2,208 |
หมายเหตุ : โครงการในส่วนกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ระหว่างพิจารณาจัดส่งเพิ่มเติม
แหล่งเงิน | จำนวนโครงการ | เงินลงทุน(ล้านบาท) | |||||
2555 | 2556 | 2557 | 2558 | 2559 | รวม | ||
1. งบประมาณแผ่นดิน | |||||||
1.1 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ | 7 | 95 | 96 | 87 | 84 | 0 | 362 |
1.2 กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี | 23 | 368 | 406 | 303 | 294 | 144 | 1,516 |
1.3 กระทรวงพลังงาน | 11 | 29 | 107 | 124 | 50 | 0 | 310 |
2. กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน | 1 | 10 | 10 | 0 | 0 | 0 | 20 |
3. ผู้ประกอบการ | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A |
รวม | 42 | 502 | 619 | 514 | 428 | 144 | 2,208 |
2.3 ผลดำเนินการในปี 2555 และการกำหนดดำเนินการในอนาคต
ผลดำเนินการในปี 2555 | กำหนดดำเนินการในอนาคต | |
1.เอทานอล | พัฒนาพันธุ์และเพิ่มผลผลิตให้เหมาะสมกับแต่ละพื้นที่ ศึกษาเซลลูโลสผลิตเอทานอลพัฒนาเทคโนโลยีการแปรรูปขั้นต้น เน้นแป้งมัน และพัฒนาระบบโลจิสติกส์พัฒนาไบโอพลาสติกและเอทานอลครบ วงจร โดย (1) พัฒนาโรงงานต้นแบบเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและลดต้นทุนการผลิต (2) วิจัยสายพันธุ์ยีสต์และเอนไซม์ที่จะใช้ในกระบวนการหมักและย่อยแป้งเป็น น้ำตาล พัฒนาอุตสาหกรรมต่อเนื่อง (3) ผลกระทบ GSH และพัฒนา model ประเมินผลกระทบ | พัฒนาพื้นที่ปลูกและพัฒนาพันธุ์ เน้นทนโรค/ศัตรูพืช และเพิ่มผลผลิตต่อเนื่องเพื่อให้ได้ผลผลิตตามกรอบ REDP 15 ปี ซึ่งจะส่งผลให้การใช้ผลผลิตในภาคพลังงานไม่กระทบบริโภควิจัยพัฒนาส่วนปลายน้ำเพิ่มเติม ได้แก่ การวิจัยเพื่อสร้างความเชื่อมั่นกลุ่มยานยนต์ ศึกษาดีโซฮอล์แก้ Balancing โรงกลั่นครบวงจรตั้งแต่ผลิต-ทดสอบเครื่องยนต์ |
2.ไบโอดีเซล | ปรับปรุงพันธุ์ปาล์มเพื่อเพิ่มผลผลิต และพัฒนาพันธุ์ทนแล้งสำหรับอีสานการพัฒนาปลายน้ำ มีการพัฒนาเพิ่มประสิทธิภาพกระบวนการผลิตไบโอดีเซล (B100) โดยศึกษาเทคโนโลยีการผลิตไบโอดีเซลเพื่อมุ่งลดต้นทุนการผลิตในโรงงาน ผลิตไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์ พัฒนาไบโอแก๊สจากน้ำเสียและวัสดุเหลือทิ้ง และส่งเสริมวิจัยพัฒนาเพื่อสร้างความเชื่อมั่นกลุ่มยานยนต์ ได้แก่ วิจัยการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อรองรับ B10 | พัฒนาแบบจำลองวิเคราะห์พื้นที่และเพื่อปรับพื้นที่ที่มีศักยภาพการผลิตต่ำมาเป็นผลิตปาล์มน้ำมันพัฒนากระบวนการผลิตต้นน้ำเพิ่มจำนวนมาก พัฒนาพันธุ์ เพาะปลูกเก็บเกี่ยว พยากรณ์ผลผลิตและเฝ้าระวังการระบาดของโรค เทคโนโลยีการผลิต การใช้ประโยชน์จากวัสดุเหลือทิ้งและพัฒนาระบบบริหารจัดการน้ำ/ระบบชลประทานพัฒนาการสกัด CPO และการบริหารจัดการขนส่ง เพื่อเพิ่ม % น้ำมันต่อทะลาย และเทคโนโลยีการ แปรรูปผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวข้อง |
2.4 ผลประโยชน์ที่จะได้รับ
(1) เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้นและเกิดรายได้เพิ่มขึ้นทั้งหมดในระบบเศรษฐกิจ 134,331 ล้านบาท
(2) สร้างความมั่นคงด้านการจัดหาพลังงานของประเทศ และสามารถลดการใช้หรือการนำเข้าน้ำมันคิดเป็นเงินสะสมปี 2555-2559 เป็นเงิน 198,073 ล้านบาท ในปี 2559
(3) ราคาผลผลิตมีเสถียรภาพ มีตลาดพลังงานเชื้อเพลิงรองรับ ส่งผลให้เกษตรกรมีชีวิตความเป็นอยู่ดีขึ้น
(4) ลดปัญหาการปลดปล่อยมลพิษออกสู่สิ่งแวดล้อม และหากการใช้น้ำมันแก็สโซฮอลเป็นไป ตามเป้าหมายที่กำหนดจะช่วยลดโลกร้อนโดยลด CO2 emission ได้ถึง 16.97 ล้านตัน ในปี 2559
3. การดำเนินการของคณะกรรมการฯ ในอนาคต คณะกรรมการฯ จะประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำความตกลงในรายละเอียดกับสำนักงบประมาณและ ดำเนินการตามแผนปฏิบัติการฯ ให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด และสรุปผลรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553
สรุปสาระสำคัญ
ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับ แต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งสาระสำคัญผลการดำเนินงานของกองทุนฯ สรุปได้ดังนี้
1. แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2553 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 110 ล้านบาท โดยคงงบประมาณในปีงบประมาณ 2553 เป็นจำนวนเงิน 30 ล้านบาท และเพิ่มวงเงินในปีงบประมาณ 2554-2555 เป็นจำนวนเงินปีละ 40 ล้านบาท โดยให้คงเงินสำรองไว้ ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติตามแผน
2. การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 ในปีงบประมาณ 2553 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 23,575,105.00 บาท ดังนี้
(หน่วย : บาท)
หมวดรายจ่าย | จำนวนเงิน (บาท) |
1. การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 0.00 |
2. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ | 0.00 |
3. เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 18,512,405.00 |
4. การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา | 4,395,700.00 |
5. การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 127,000.00 |
6. ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 540,000.00 |
รวม | 23,575,105.00 |
ทั้งนี้ การอนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2553 ในหมวดต่างๆ 4 หมวด รวมเป็นเงิน 23,575,105.00 บาท มีการเบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,572,045.94 บาท ผูกพันไปปี 2554 เป็นจำนวนเงิน 8,702,034.80 บาท
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 ประกอบด้วย (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ 437,980,828.37 บาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ -3,337,211.64 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 3/2553 (ครั้งที่ 132) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 เรื่องการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ดังนี้ (1) เห็นชอบ ให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมตามหลักการและตาม ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการ ในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และกลุ่มบริษัทเชฟรอน
2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการกำหนดระยะเวลาในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ฯ ในการประชุมคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ครั้งที่ 1/2554 (ครั้งที่ 6) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 และที่ประชุมได้มีมติกำหนดระยะเวลาในร่างแก้ไขสัญญาฯ ให้บริษัท สตาร์ฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนภาย ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 รวมทั้งได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ได้มอบหมายให้ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยประสานกับบริษัท สตาร์ฯ และ บมจ. ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการดำเนินงานและกรอบระยะเวลาที่สามารถดำเนินการเสนอขายหุ้นที่ออก ใหม่ต่อประชาชนในครั้งแรก (Initial Public Offering : IPO) ได้ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 เพื่อเป็นแนวทางในเบื้องต้น และกำหนดให้มีการประชุมคณะกรรมการฯ ทุกไตรมาสเพื่อติดตามการดำเนินงานของ บริษัท สตาร์ฯ ให้เป็นไปตามแผน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 135 - วันพุธที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2554 (ครั้งที่ 135)
วันพุธที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 215 - 216 ชั้น 2 อาคารรัฐสภา 2
1.นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558
2.การทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG)
3.นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
5.งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ 2554 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
6.ผลการดำเนินงานของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 12 ผลิตภัณฑ์
8.ผลการดำเนินงานที่สำคัญของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
10.โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และแนวทางการกำกับการดำเนินงานตามแผน การลงทุนของการไฟฟ้า โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป ต่อมา พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลบังคับใช้ในเดือนธันวาคม 2550 ได้กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่า บริการของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภทภายใต้นโยบายและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ประกอบกับหลักเกณฑ์ทางการเงินที่ใช้สำหรับการพิจารณากำหนดโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้าที่ใช้ในปัจจุบัน เป็นหลักเกณฑ์ทางการเงินที่ใช้สำหรับการพิจารณากำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ในปี 2549 - 2551 ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศใหม่ เพื่อให้สอดคล้องสภาวะเศรษฐกิจและสังคมที่เปลี่ยนแปลง
2. นโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558
2.1 วัตถุประสงค์ เพื่อกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยให้สะท้อนถึงต้นทุน ในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วง เวลาในแต่ละวัน และให้การใช้ไฟฟ้ามีประสิทธิภาพ เหมาะสมกับสภาวะเศรษฐกิจและสังคม โดยคำนึงถึงการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
2.2 หลักการทั่วไป
2.2.1 อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่าและ มีการให้บริการอย่างมีประสิทธิภาพ
2.2.2 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2.2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ออกให้เห็นอย่างชัดเจนและโปร่งใส สามารถตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ
2.2.4 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้าจะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบ ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเห็นควรให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างต่อ เนื่อง
2.2.5 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถขยายการดำเนินงานได้อย่างเพียงพอในอนาคตซึ่งอัตราผล ตอบแทนทางการเงินจะอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าโดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและจำ เป็นต่อการดำเนินการของสินทรัพย์ของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลง ทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อ ส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา
2.2.6 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เห็นควรให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อรักษามาตรฐาน คุณภาพบริการและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย โดยกำหนดให้มีบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสม ที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความ จำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Crawl Back)
2.3 โครงสร้างอัตราขายส่ง (Wholesale tariffs)
2.3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. ควรกำหนดเป็นโครงสร้างเดียวกัน ซึ่งประกอบด้วย ค่าผลิตไฟฟ้า และค่ากิจการระบบส่ง โดยค่าไฟฟ้าจะแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้ไฟฟ้า (Time of Usage-TOU)
2.3.2 กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายส่งสำหรับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งและผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่เหมาะสมสอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน
2.3.3 กำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในลักษณะที่ต้องติดตามตรวจ สอบตามหน่วยจำหน่ายที่เกิดขึ้นจริง (Output Base) [u1] โดยผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 (1) ของ พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
2.4.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก จะประกอบด้วยค่าไฟฟ้าฐาน (G, T, D, R) ควรมีการทบทวนทุก 2 ปี เพื่อสะท้อนค่าใช้จ่ายในการลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มี ประสิทธิภาพ และค่าไฟฟ้าตามสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลาและลักษณะการใช้ ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภทให้มากที่สุด เพื่อส่งสัญญาณในการใช้พลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ทั้งนี้ บ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยดังกล่าวจะได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าจากผู้ใช้ ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฐานมีลักษณะเป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) และมีการกำหนดอัตราค่าบริการรายเดือน ทั้งนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้
2.4.2 อัตราค่าไฟฟ้าควรเป็นอัตราที่มีการทบทวนหรือปรับปรุงอย่างสม่ำเสมอ โดยพิจารณาตามองค์ประกอบของต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งจะทำให้อัตราค่าไฟฟ้าต่อหน่วยไม่ผันผวนเกินสมควร รวมทั้งการบริหารจัดการต้นทุนให้มีประสิทธิภาพ ตลอดจนลดการอุดหนุนระหว่างกลุ่มให้น้อยลงเท่าที่จะทำได้
2.4.3 กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากิจการขนาดกลาง ขนาดใหญ่ และกิจการเฉพาะอย่าง เพื่อให้สะท้อนถึงภาระการลงทุน ในการปรับปรุงค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบด้วย
2.4.4 อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรสะท้อนความมั่นคง ความถี่ของแรงดันไฟฟ้า ตามลักษณะความต้องการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทต่างๆ เช่น โรงพยาบาล โรงงานอุตสาหกรรม เป็นต้น ทั้งนี้ ควรมีการกำหนดคำนิยามของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกแต่ละประเภทให้มีความชัดเจน ตลอดจนมีกลไกในการทบทวนการรับภาระค่าไฟฟ้าระหว่างกลุ่มที่เกิดขึ้น การพิจารณาบทปรับกรณีใช้ไฟฟ้าผิดวัตถุประสงค์ เช่น การใช้ไฟฟ้าเพื่อความปลอดภัยสาธารณะ การสูบน้ำเพื่อการเกษตร เป็นต้น
2.4.5 กำหนดให้มีการคำนวณอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะและอัตราค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าระบบเติมเงินเพื่อสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของการดำเนิน โครงการของการไฟฟ้า
2.5 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2.5.1 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ โดยใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนถึงการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของ การไฟฟ้าอย่างแท้จริง มีความโปร่งใส เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า
2.5.2 ค่า Ft ควรประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าฐานที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงผลกระทบจากนโยบายของรัฐ เช่น ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นต้น
2.5.3 ค่า Ft ควรมีการเปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน เพื่อมิให้เป็นภาระต่อการไฟฟ้า และเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องรับภาระความผันผวนของค่าไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลง บ่อยเกินไป ดังนั้น จึงควรพิจารณาใช้ค่าถัวเฉลี่ย 4 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558 ตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG)
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติในเรื่องการปรับ กลุ่มสำหรับการคำนวณราคาก๊าซเฉลี่ย (POOL) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ สนพ. ไปทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งจัดทำร่างประกาศ กพช. ที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 กพช. ได้มีมติให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติและ หลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติและหลักเกณฑ์การ กำหนดราคา NGV โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ ธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และได้มอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่ง ก๊าซธรรมชาติต่อไป
2. สนพ. ได้จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2551 กำหนดหลักเกณฑ์ราคาก๊าซและอัตราค่าบริการส่งก๊าซ สรุปได้ดังนี้
2.1 กำหนดให้การซื้อขายก๊าซแบ่งเป็น 2 ลักษณะ คือ (1) สัญญาที่มีความแน่นอน (Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซที่มีการตกลงปริมาณซื้อขายก๊าซที่ชัดเจน โดยผู้ใช้ก๊าซของสัญญาประเภทนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นได้โดยง่าย และ (2) สัญญาที่ไม่แน่นอน (Non-Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซที่ปริมาณการซื้อขายก๊าซสามารถเปลี่ยนแปลงได้ โดยผู้ใช้ก๊าซของสัญญาประเภทนี้มีทางเลือกในการใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซ ได้
2.2 การกำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่ไม่แน่นอน ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน
2.3 การกำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่มีความแน่นอน (Firm) ให้ใช้สูตรการคำนวณ ดังต่อไปนี้
P = [(1+ M) × WH] + T
โดย
P หมายถึง ราคาก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
M หมายถึง ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ
WH หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซที่ส่งเข้าระบบส่งก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
T หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
2.4 ตัวแปรที่ใช้ในการกำหนดราคาก๊าซมีรายละเอียด ดังนี้
(1) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ (WH) หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อ ก๊าซที่ผู้จัดหาก๊าซรับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขายซึ่งมีหน่วยเป็นบาทต่อ ล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม (POOL) คือ กลุ่มที่ 1 เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซของ ปตท. ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย และ กลุ่มที่ 2 เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน
(2) ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ (M) กำหนดตามประเภทผู้ใช้ก๊าซ โดยคิดเป็นอัตราร้อยละของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ
(3) ค่าบริการส่งก๊าซ (T) คือค่าบริการในการส่งก๊าซผ่านระบบท่อส่งก๊าซที่เรียกเก็บโดยผู้ให้บริการ
3. เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน มีความชัดเจน โปร่งใส เป็นธรรม และสร้างความเสมอภาคให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ รายต่าง ๆ และสอดคล้องกับประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 และคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2550 ซึ่งได้กำหนดให้มีการพิจารณาทบทวน ทุก 5 ปี รวมทั้งให้เป็นไปตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยมาตรา 65 กำหนดให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์อัตราค่าบริการของผู้ได้รับใบอนุญาต ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบให้มีการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) ตามข้อเสนอ ดังนี้
3.1 เห็นชอบการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ ที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้
1) Gulf Gas : เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทย
2) Pool Gas : เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่ กฟผ. IPP SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต
ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน
3.2 เห็นชอบให้มีการแก้ไของค์ประกอบในสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอัตราผลตอบแทนการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (M) เป็น อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ (S) โดยอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) แยกเป็น 2 ส่วน ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ กำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S1 และ (2)ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯ ให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ กำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S2
ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ธรรมชาติ (S) ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3.3 ให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. นั้น เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป ดังนี้
1.1 เห็นชอบให้มีการกำหนดราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยรายกลุ่ม ดังนี้
ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ ที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้
(1) Gulf Gas : เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทย
(2) Pool Gas : เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต
ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน
1.2 เห็นชอบให้มีการแก้ไของค์ประกอบในสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอัตราผลตอบแทนการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (M) เป็น อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) โดยอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) แยกเป็น 2 ส่วน ดังนี้
(1) ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ กำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S1
(2) ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ผู้จัดหาก๊าซฯและผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯและผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ เช่นการเปลี่ยนแปลงเทคโนโลยีของผู้ใช้ก๊าซฯที่ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติ ต่างจากคุณภาพก๊าซฯที่ได้รับจากผู้ผลิต การเปลี่ยนแปลงแผนการรับก๊าซฯ และการบำรุงรักษาที่ไม่สอดคล้องกับการทำงานของผู้ผลิต ความเสี่ยงในการรับก๊าซเนื่องจากโครงการของผู้ใช้ก๊าซไม่แล้วเสร็จตามแผน เป็นต้น โดยกำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S2
ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ธรรมชาติ (S) ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
1.3 ให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. นั้น เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน
1.4 เห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจำแนกตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
(1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซ โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
Pโรงแยกก๊าซฯ = Gulf Gas + S + TdZone 1 + Tc
(2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
Pกฟผ. = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc
(3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช โดยมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซ ดังนี้
Pขนอม = Pool Gas + S + TdZone 2 + Tc
(4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา โดยมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซ ดังนี้
Pจะนะ = Pool Gas + S + TariffTTM + TdZone 4 + Tc
(5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
Pน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน ) + S + TdZone 5 + Tc
(6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
PIPP = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc
(7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
PSPP = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc
โดย
Gulf Gas หมายถึง ก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย
Pool Gas หมายถึง ก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต
S หมายถึง อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู ซึ่งประกอบด้วย
- S1 คือ ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติรวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ
- S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่างผู้จัดหาก๊าซฯและผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯและผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ
(ทั้งนี้ค่า S อาจมีอัตราที่แตกต่างกันไปตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ)
Td หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ตามที่ กพช. กำหนด มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
- Zone 1 คือ ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ระยอง
- Zone 2 คือ ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ขนอม
- Zone 3 คือ ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่ง
- Zone 4 คือ ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ
- Zone 5 คือ ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่น้ำพอง
Tc หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
TariffTTM หมายถึง ค่าบริการส่งก๊าซของระบบท่อในทะเลของบริษัททรานส์ไทย -มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด หรือ TTM (Thailand) ที่ TTM เรียกเก็บจาก ปตท. เพื่อขนส่งก๊าซจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย (JDA) มาขึ้นฝั่งที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการศึกษาต้นทุนก๊าซมีเทน (C1) ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) แล้วนำกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 3 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551 ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG โดยให้คงราคา ณ โรงกลั่นที่ 332.75 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ไว้จนถึงกรกฎาคม 2551
2. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบให้ตรึงราคาก๊าซ LPG ต่อไปอีกหลายครั้งจนกระทั่งล่าสุด ครม. เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบเรื่อง การขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน โดยให้ตรึงราคาก๊าซ LPG จนถึง 28 กุมภาพันธ์ 2554 และ ครม. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบเรื่อง การจัดหาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเพื่อทดแทนการนำเข้า โดยกำหนดราคา LPG โรงกลั่นเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก โดยร้อยละ 24 เป็นราคาควบคุมที่ 333 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอีกร้อยละ 76 เป็นราคาตลาดโลก (CP)
3. ครม. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดราคาจำหน่าย NGV โดยกำหนดเงื่อนไขตามราคาน้ำมันและกำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาทต่อกิโลกรัม
4. กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซ ธรรมชาติและหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV และ ให้กำหนดราคา NGV ที่ระดับราคา 8.50 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2550-2551 และทยอยปรับราคาในปีต่อไป
5. ครม. ได้มีมติเห็นชอบให้ตรึงราคาก๊าซ NGV อีกหลายครั้งจนกระทั่งล่าสุดเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2553 เห็นชอบให้ตรึงราคาขายปลีก NGV และให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคา NGV ในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงสิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2554
6. การใช้ก๊าซ LPG ภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรมขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ที่รัฐควบคุมมีราคาต่ำกว่าเชื้อเพลิงอื่นมาก และมีผลให้ต้องมีการนำเข้า LPG เพิ่มสูงขึ้นเป็นลำดับ ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องชดเชยราคาการนำเข้าก๊าซ LPG สะสมถึงสิ้นปี 2553 รวม 36,135 ล้านบาท หากไม่มีการปรับราคาขายปลีกของก๊าซ LPG และหากความต้องการใช้ยังคงขยายตัวอย่างต่อเนื่อง คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระเงินชดเชยสะสมเพิ่มขึ้นสูงกว่า 2 แสนล้านบาทในปี 2558
7. ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม-กุมภาพันธ์ 2554 อยู่ที่ระดับ 929 และ 816 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และคาดว่าในช่วงเดือนมีนาคม- ธันวาคม 2554 เฉลี่ยอยู่ที่ 794 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน สำหรับปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 8 กุมภาพันธ์ 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 2,853 พันตัน คิดเป็นเงินชดเชยประมาณ 38,354 ล้านบาท
8. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2554 มีเงินสดสุทธิ 35,430 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 12,581 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 22,849 ล้านบาท ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องสุทธิติดลบประมาณวันละ 194 ล้านบาท หรือ 5,831 ล้านบาทต่อเดือน และจากนโยบายตรึงราคาขายปลีกดีเซลไว้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร จนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 ประเมินว่าจะทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ คงเหลือสุทธิ 9,657 ล้านบาท
9. ปี 2554 การผลิตก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันอยู่ที่ระดับ 127 พันตันต่อเดือน จำหน่ายให้กลุ่ม ปิโตรเคมี 44 พันตันต่อเดือน เหลือจำหน่ายเพื่อเป็นเชื้อเพลิง 80 พันตันต่อเดือน ในขณะที่โรงแยกก๊าซหน่วยที่ 1-6 ผลิตก๊าซ LPG เฉลี่ยที่ระดับ 308 พันตันต่อเดือน จำหน่ายให้กลุ่มปิโตรเคมี 149 พันตันต่อเดือน เหลือจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง 159 พันตันต่อเดือน โดยที่ก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศสามารถจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงได้ประมาณ 239 พันตันต่อเดือน และคาดว่าการใช้ก๊าซ LPG เพื่อเป็นเชื้อเพลิงในปี 2554 จะอยู่ที่ระดับ 341 พันตันต่อเดือน ทำให้ต้องมีการนำเข้าก๊าซ LPG ในระดับ 102 พันตันต่อเดือน
10. ปี 2554 คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ มีภาระทั้งสิ้น 2,809 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นภาระชดเชย LPG นำเข้า 1,566 ล้านบาทต่อเดือน ภาระชดเชย LPG โรงกลั่น 839 ล้านบาทต่อเดือน และภาระชดเชย NGV 404 ล้านบาทต่อเดือน
11. มติ ครม. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 รัฐบาลได้มีมาตรการการตรึงราคา LPG สำหรับภาคครัวเรือนและภาคขนส่งและให้ความสำคัญกับการใช้ LPG เพื่อการหุงต้ม เป็นอันดับแรกและทยอยปรับราคา LPG ในภาคอุตสาหกรรมและขนส่งเข้าสู่ราคาตลาด และเปลี่ยนจากการเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการใช้น้ำมันเบนซิน มาเป็นการใช้เงินค่าภาคหลวงของสัมปทานปิโตรเลียมแทน
12. สนพ. ได้ศึกษาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปี 2553 เท่ากับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปี 2554 ประมาณ 469 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ขณะที่ต้นทุนราคา NGV ซึ่งเมื่อนำมารวมกับค่าการตลาดและภาษีมูลค่าเพิ่ม ทำให้ราคาขายปลีก NGV เป็น 15.46 บาทต่อกิโลกรัม (ไม่รวมภาษี อบจ.)
13. หลักการกำหนดราคาก๊าซ LPG สำหรับผู้ผลิต ประกอบด้วย (1) ราคา ณ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่แท้จริง และ (2) ราคา ณ โรงกลั่นสำหรับโรงกลั่นต่างๆ ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น ที่สะท้อนราคาตลาดโลก
14. หลักการกำหนดราคาขายปลีก LPG ประกอบด้วย (1) ครัวเรือน : กำหนดราคาขายปลีกอิงกับราคา ณ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปรับทุกไตรมาส (2) อุตสาหกรรม : กำหนดราคาขายปลีกอิงราคา ณ โรงกลั่นปรับทุกเดือน และ (3) ขนส่ง : กำหนดราคาขายปลีกอิงราคา ณ โรงกลั่นปรับทุกเดือน
15. หลักการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ประกอบด้วย (1) ให้มีการปรับต้นทุนเฉพาะส่วนราคาต้นทุน เนื้อก๊าซฯ ทุก 3 เดือน (รายไตรมาส) และ (2) ให้มีการทบทวนค่าใช้จ่ายดำเนินการปีละ 1 ครั้ง
16. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประกอบด้วย
- -
(1) ภาคครัวเรือน : ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG จนถึงปี 2555 และทยอยปรับราคาให้สะท้อนต้นทุนก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ มกราคม 2556 เป็นต้นไป
- -
(2) ภาคอุตสาหกรรม : เพื่อให้ผู้ประกอบการมีเวลาปรับตัว เห็นควรให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม- มิถุนายน 2554) หลังจากนั้นให้ทยอยปรับราคาก๊าซ LPG เริ่มตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป
- -
(3) ภาคขนส่ง : เมื่อมีการเปลี่ยนแท็กซี่ LPG เป็น NGV จำนวน 20,000 คัน ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนมิถุนายน 2554 ดังนั้นเห็นควรให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 4 เดือน (มี.ค. - มิ.ย. 54) หลังจากนั้นให้ทยอยปรับราคาก๊าซ LPG ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป
17. แนวทางการปรับราคา ณ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เมื่อมีการทยอยปรับราคาขายปลีกตามข้อ 16 แล้ว เห็นควรให้มีการทยอยปรับราคา ณ โรงแยกก๊าซฯ โดยให้ กบง. รับไปกำหนดในรายละเอียดและนำเสนอ กพช. ต่อไป
18. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV เห็นควรให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาทต่อกก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาทต่อกก. ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม- มิถุนายน 2554) หลังจากนั้นให้ทยอยปรับราคาขายปลีกให้สะท้อนต้นทุนก๊าซ NGV
19. ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีภาระในการชดเชยก๊าซ LPG และ NGV ทั้งสิ้น 2,809 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็น ชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าประมาณ 1,566 ล้านบาทต่อเดือน ชดเชย LPG ณ โรงกลั่นประมาณ 839 ล้านบาทต่อเดือน และชดเชย NGV 404 ล้านบาทต่อเดือน (ชดเชยโรงแยกตามราคาต้นทุน ปตท.รับภาระอยู่ 557 ล้านบาทต่อเดือน) ซึ่งหากตั้งแต่เดือนกรกฎมาคม 2554 มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง ไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้ง พร้อมลดการชดเชย NGV ไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 3 ครั้ง จะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันในปี 2554 ลดลงจาก 2,809 ล้านบาทต่อเดือน เหลือ 2,568 ล้านบาทต่อเดือน และในปี 2555 จะลดลงจาก 2,732 ล้านบาทต่อเดือน เหลือ 1,481 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับแหล่งเงินที่นำมาใช้ชดเชยในปีงบประมาณ 2554 ให้กองทุนน้ำมันฯ รับภาระต่อไป ส่วนในปีงบประมาณ 2555 (ตุลาคม 2554 - กันยายน 2555) คาดว่าจะมีภาระประมาณ 20,000 ล้านบาท มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) รับไปขอจัดสรรงบประมาณจากงบประมาณปกติปี 2555 ต่อไป
20. ปัญหาการใช้ก๊าซ LPG ผิดประเภท คือนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือนไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรมและรถยนต์ และการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG สามารถแก้ไขได้ ดังนี้ (1) ขั้นเตรียมการช่วงก่อนเริ่มปรับราคา คือ สำรวจ และรวบรวมข้อมูล สำหรับจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบ และติดตามตรวจสอบ ออกประกาศกระทรวงฯ กำหนดให้โรงงานอุตสาหกรรมที่ใช้ LPG ตั้งถังได้ไม่เกิน 500 กิโลกรัม หากเกินต้องใช้ถังเก็บและจ่าย (BULK) รวมทั้งออกประกาศกรมธุรกิจพลังงานเพื่อกำกับการขนส่ง LPG (2) การดำเนินการภายหลังปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรมและขนส่ง โดยแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ในการกำหนดปริมาณการใช้และการจำหน่าย LPG (3) ผู้ฝ่าฝืนมีโทษตาม พรก. แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2516 จำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือ ทั้งจำทั้งปรับ
21. มาตรการส่งเสริมและช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ ประกอบด้วย (1) มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) (2) มาตรการช่วยเหลือและบรรเทาผลกระทบกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิค ในการจัดหาเชื้อเพลิงทางเลือกอื่น การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรให้เหมาะสมกับเชื้อเพลิงทางเลือกและมาตรการส่ง เสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม - มิถุนายน 2554)
2. เห็นชอบให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม - มิถุนายน 2554)
3. เห็นชอบยกเลิกการกำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.34 บาทต่อกิโลกรัม
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำมาตรการและแนวทาง ช่วยเหลือกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิค และกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ ในกรณีที่รัฐมีนโยบายให้ทยอยปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม และให้นำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป
5. มอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำโครงสร้างภาษีรถยนต์และแนวทางการจัด เก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติดตั้งเครื่องยนต์ใช้ก๊าซหุงต้มเป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 5 งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ 2554 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เรื่องที่ 7 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 12 ผลิตภัณฑ์
เรื่องที่ 8 ผลการดำเนินงานที่สำคัญของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
มติของที่ประชุม
มติที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ปัญหาน้ำมันปาล์มดิบขาดแคลน
สรุปสาระสำคัญ
1. ประธานฯ ได้ขอให้กระทรวงพลังงานรายงานความก้าวหน้าการร่วมกันดำเนินการแก้ไขปัญหาการ ขาดแคลนน้ำมันปาล์มดิบในส่วนที่นำมาใช้ผลิตน้ำมันพืชในประเด็นเรื่องการจัด หาน้ำมันปาล์มดิบและราคา
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ได้ชี้แจงว่า กระทรวงพลังงานได้สอบถามปริมาณสำรองน้ำมันปาล์มดิบจากผู้ประกอบการผลิต B100 และผู้ค้ามาตรา 7 ซึ่งทั้งสองแหล่งมีปริมาณ น้ำมันปาล์มดิบสำรอง จำนวน 7,700 ตัน และโรงงานสกัดน้ำมันปาล์มดิบมีปริมาณน้ำมันปาล์มดิบสำรอง จำนวน 10,000 ตัน กระทรวงพลังงานจะให้ยืมน้ำมันปาล์มดิบจากแหล่งดังกล่าวจำนวนรวม 15,000 ตัน ซึ่งคาดว่า สามารถนำไปผลิตเป็นน้ำมันพืชใช้ได้ประมาณ 10 วัน สำหรับในส่วนของราคา คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ ได้มีมติให้ชดเชยการนำเข้ากิโลกรัมละ 5 บาท และชดเชยให้โรงกลั่นน้ำมันกิโลกรัมละ 9.50 บาท โดยจะขอให้รัฐบาลจัดงบประมาณสนับสนุนเพื่อให้ราคาขายของน้ำมันพืชทั้งในรูป แบบขวด ถุง ปี๊บ ราคาเท่ากัน
มติของที่ประชุม
มติที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
1. ประธานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่าได้รับการร้องเรียนจากผู้ประกอบการโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในด้านความโปร่งใสและความเป็นธรรมในการ อนุมัติโครงการและพิจารณาขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ภายหลังจากที่มีการปรับลด Adder ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 8 บาทต่อหน่วย เหลือ 6.5 บาทต่อหน่วย รวมถึงการปฏิบัติตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้า
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) และปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงว่ากระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี โดยกำหนดเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์ไว้ 500 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมีโครงการที่ตอบรับซื้อและลงนามในสัญญาแล้ว 2,200 เมกะวัตต์ โดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้พิจารณาแล้วว่า หากรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวทั้งหมดจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) 22 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งในข้อเสนอการปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ประมาณการว่า จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft เฉลี่ยทุกประเภทเชื้อเพลิงประมาณ 8 สตางค์ต่อหน่วย ภายในปี 2565 ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งได้รับการแต่งตั้งจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อยู่ระหว่างพิจารณาดำเนินการคัดกรองโครงการที่มีความต้องการพัฒนาโครงการ จริง ไม่ได้เป็นโครงการยื่นข้อเสนอไว้แต่ไม่ได้ดำเนินการ และได้ชะลอโครงการที่ยังไม่ลงนามและตอบรับซื้อไฟฟ้าไว้ก่อน เพื่อพิจารณาปรับปรุงอัตราสนับสนุนให้เหมาะสมกับต้นทุนในปัจจุบันที่ลดลง และทำให้ผลตอบแทนของผู้ประกอบการเพิ่มขึ้น โดยคณะกรรมการบริหารฯ จะเป็นผู้ดูแลข้อกฎหมายและการบริหารจัดการให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย ทั้งนี้ ตั้งแต่ช่วงเดือนตุลาคม 2553 ที่ผ่านมากระทรวงพลังงานยังไม่ได้มีการรับซื้อและลงนามในโครงการฯ ใดๆ เพิ่มเติม มีเพียง การพิจารณาคัดกรองโครงการในอดีตที่มีความล่าช้าก่อน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน จัดทำรายละเอียดโครงการ ลำดับการยื่นข้อเสนอ ขั้นตอนการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า การลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า อัตราส่วนเพิ่มที่ได้รับข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง และสถานภาพปัจจุบันของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ เสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 134 - วันศุกร์ที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2554 (ครั้งที่ 134)
วันศุกร์ที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 219 อาคารรัฐสภา 2
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันแพง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการพิจารณาต่อไป
2. ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2553 ถึง 5 กุมภาพันธ์ 2554 กบง. ได้มีการปรับอัตราเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวม 6 ครั้ง โดยน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาได้รับการชดเชยสะสมไปแล้ว 3.15 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ได้รับการชดเชยสะสมไปแล้ว 3.05 บาทต่อลิตร และกองทุนน้ำมันฯ ได้จ่ายชดเชยเพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2553 ถึงวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 ไปแล้วประมาณ 4,629 ล้านบาท คงเหลือเงิน 371 ล้านบาท จะสามารถใช้ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลได้อีกประมาณ 2 วัน (ถึงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2554)
3. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2554 มีเงินสดในบัญชี 35,275 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 11,895 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 11,618 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 277 ล้านบาท ดังนั้นกองทุนน้ำมันฯ จึงมีฐานะสุทธิ 23,380 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวม 75.7 ล้านบาทต่อวัน แบ่งเป็นรายรับจากน้ำมันเบนซิน 58.4 ล้านบาทต่อวัน น้ำมันแก๊สโซฮอล 16.7 ล้านบาทต่อวัน และน้ำมันเตา 0.6 ล้านบาทต่อวัน ในส่วนรายจ่ายกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายรวม 243.1 ล้านบาทต่อวัน แบ่งเป็นเงินชดเชยน้ำมันดีเซล 162.3 ล้านบาทต่อวัน ชดเชย LPG 61.7 ล้านบาทต่อวัน ชดเชย NGV 11.6 ล้านบาทต่อวัน และอื่นๆ 7.5 ล้านบาทต่อวัน รวมรายรับ - รายจ่ายสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ติดลบ 167.4 ล้านบาทต่อวัน หรือติดลบ 5,022 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวในระดับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยน้ำมันดิบดูไบเพิ่มขึ้นจาก 89.04 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในเดือนธันวาคม 2553 มาอยู่ที่ 96.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2554 น้ำมันเบนซิน 95 ปรับจาก 102.08 อยู่ที่ระดับ 108.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลจาก 102.61 อยู่ที่ระดับ 114.49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยแนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 95 - 97 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ระดับประมาณ 110 - 114 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากยังเป็นช่วงฤดูหนาวและสถานการณ์การประท้วงในอียิปต์ ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ในประเทศอยู่ที่ระดับ 39.74 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ระดับ 35.44 บาทต่อลิตร ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันคงราคาอยู่ที่ระดับ 29.99 บาทต่อลิตร ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และ บี5 อยู่ที่ 0.9449 บาทต่อลิตร และ 0.8153 บาทต่อลิตร ตามลำดับจากค่าการตลาดที่อยู่ในระดับต่ำอาจทำให้ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขาย ปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วขึ้นอีก จะส่งผลให้ราคาขายปลีกเกิน 30.00 บาทต่อลิตร
5. เพื่อเป็นการรักษาระดับราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตามนโยบายของรัฐบาล ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกในการบริหารราคาน้ำมันเพื่อไม่ให้กระทบต่อ ค่าขนส่งและราคาสินค้า โดยหากราคาน้ำมันยังอยู่ในระดับนี้จะใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาน้ำมันดีเซลวันละ 170 ล้านบาท ถ้าจะชดเชยให้ถึงสิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2554 จะต้องใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยประมาณ 2,550 ล้านบาท อย่างไรก็ตามถ้าราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับเพิ่มขึ้น 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มขึ้น 1 บาทต่อลิตร ถ้าหากจะรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลในระดับไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร จะต้องปรับเพิ่มการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลเพิ่มอีก 1 บาทต่อลิตร จะใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาน้ำมันดีเซลวันละ 225 ล้านบาท ถ้าจะชดเชยให้ถึงสิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2554 จะต้องใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยประมาณ 3,375 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานไปดำเนินการปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภท เมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 3 เป็น ร้อยละ 2 ไปจนถึงสิ้นเดือนมีนาคม 2554
2. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมัน ดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ไปจนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ หากฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิเหลือวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 133 - วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม 2553
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2553 (ครั้งที่ 133)
วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม 2553 เวลา 08.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ชั้น 5 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันแพง
2.การจัดหาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเพื่อทดแทนการนำเข้า
3.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี
4.สถานการณ์พลังงานปี 2553 และแนวโน้มปี 2554
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันแพง
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันได้ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยน้ำมันดิบดูไบเพิ่มขึ้นจาก 83.65 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ในเดือนพฤศจิกายน มาอยู่ที่ 90.66 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2553 น้ำมันเบนซิน 95 จาก 93.21 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 103.84 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล และน้ำมันดีเซลจาก 96.54 อยู่ที่ระดับ 104.18 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล โดยแนวโน้มราคาน้ำมันตลาดโลก ในเดือนมกราคม และกุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งเป็นช่วงฤดูหนาว แนวโน้มราคาน้ำมันยังคงอยู่ในระดับสูง โดยราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับประมาณ 90 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ระดับประมาณ 105 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล
2. จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับเพิ่มขึ้นตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2553 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในประเทศได้ปรับตัวสูงตาม ส่งผลให้มีการปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล 2 ครั้ง เป็นเงิน 1.50 บาท/ลิตร โดยเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2553 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 30.29 บาท/ลิตร และต่อมาได้มีการปรับราคาขายปลีกลงอีก 2 ครั้ง เป็นเงิน 0.60 บาท/ลิตร ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2553 ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ระดับ 33.84 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี3 อยู่ที่ 29.69 บาท/ลิตร ค่าการตลาดอยู่ที่ 1.1293 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 อยู่ที่ 29.09 บาท/ลิตร ค่าการตลาดอยู่ที่ 1.0237 บาท/ลิตร (ซึ่งค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ที่ระดับ 1.50 บาท/ลิตร) ดังนั้นในช่วงปลายปีถึงต้นปี 2554 ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันดีเซลอาจจะมีแนวโน้มสูงขึ้น ซึ่งจะทำให้มีการปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลสสูงขึ้นเกิน 30 บาท/ลิตร ได้
3. การดำเนินการแก้ไขปัญหาที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการชั่วคราวก่อน โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2553 มีมติเห็นชอบปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลง 0.50 บาท/ลิตร จาก 0.65 บาท/ลิตร เป็น 0.15 บาท/ลิตร โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 9 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป ทำให้ผู้ค้าน้ำมันปรับลดราคาขายปลีกลง 0.30 บาท/ลิตร โดยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี3 ลดลง อยู่ที่ 29.99 บาท/ลิตร การดำเนินการดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินไหลออกเพิ่มขึ้นจาก 89 ล้านบาท/เดือน เป็น 537 ล้านบาท/เดือน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2553 มีเงินสดในบัญชี 36,709 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 8,169 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 7,865 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 304 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 28,540 ล้านบาท
4. ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2553 ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ร่วมหารือในการแก้ไขปัญหาดังกล่าว โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังได้ให้ความเห็นว่าในช่วงนี้ยังคงให้มีการ จัดเก็บภาษีในอัตราเดิมต่อไปก่อน จึงยังไม่ปรับลดภาษี แต่ถ้าหากราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับเพิ่มสูงขึ้นมากกว่านี้ กระทรวงการคลังก็อาจจะพิจารณาปรับลดภาษีเพื่อแก้ไขปัญหาได้ โดยในเบื้องต้นขอให้กระทรวงพลังงานใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกในการบริหารราคาน้ำมันไปก่อน
5. กบง. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมัน ดีเซลหมุนเร็ว บี3 ลง 0.50 บาท/ลิตร จาก 0.15 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.35 บาท/ลิตร และปรับลดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ลง 0.50 บาท/ลิตร จากชดเชย 0.50 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 1.00 บาท/ลิตร และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะ กรรมการบริหารนโยบายพลังงานโดยมีผลตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2553 เป็นต้นมา ซึ่งทำให้ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกลง 0.30 บาท/ลิตร โดยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี3 ลดลง อยู่ที่ 29.69 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ลดลง อยู่ที่ 29.09 บาท/ลิตร จากการดำเนินการดังกล่าว กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบประมาณ 40.5 ล้านบาท/วัน หรือ 1,257 ล้านบาท/เดือน
6. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันดีเซลในเดือนธันวาคม 2553 แนวโน้มถึงเดือนมีนาคม 2554 คาดว่าน้ำมันดิบจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 88 - 92 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล และ 102 - 105 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ แต่ราคาน้ำมันอาจมีการผันผวนมากกว่านี้ได้ ดังนั้นเพื่อเป็นการรักษาระดับราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร จึงควรใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกในการบริหารราคาน้ำมันเพื่อไม่ให้กระทบต่อค่าขนส่งและราคาสินค้า เป็นการชั่วคราว โดยกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง ติดลบ 1,257 ล้านบาท/เดือน หากราคาน้ำมันยังอยู่ในระดับนี้จนถึงประมาณเดือนมีนาคม 2554 จะต้องใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาน้ำมันเป็นการชั่วคราวได้ประมาณ 3 - 4 เดือน
อย่างไรก็ตาม ถ้าราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับเพิ่มขึ้น 5 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มขึ้น 1 บาท/ลิตร ถ้าหากจะรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลในระดับไม่เกิน 30 บาท/ลิตร จะต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันดีเซลลงอีก 1 บาท/ลิตร ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง ติดลบ 2,697 ล้านบาท/เดือน ถ้าใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาน้ำมันประมาณ 5,000 ล้านบาท สามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ มารักษาระดับราคาชั่วคราวได้ประมาณ 2 เดือน แต่ถ้าราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับเพิ่มขึ้น 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มขึ้น 2 บาท/ลิตร ดังนั้นหากจะรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลในระดับไม่เกิน 30 บาท/ลิตร จะต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันดีเซลลงอีก 2 บาท/ลิตร ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง ติดลบ 4,136 ล้านบาท/เดือน ถ้าใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาน้ำมันประมาณ 5,000 ล้านบาท สามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ มารักษาระดับราคาชั่วคราวได้ประมาณ 1 เดือน
7. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอความเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมาย คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติในการพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การจัดหาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเพื่อทดแทนการนำเข้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ดังนี้
1.1 เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 มีมติเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในส่วนของมาตรการราคา ดังนี้
-ให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นที่ประกอบด้วยต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40
-ให้จัดสรรปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศ ให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก ส่วนก๊าซ LPG ที่เหลือจัดสรรให้กับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรในลำดับแรก ไม่เพียงพอให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ
-กำหนดส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม
1.2 เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 มีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยเห็นควรให้ชะลอการปรับราคาก๊าซ LPG ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ออกไปก่อน
1.3 เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2552 มีมติเห็นชอบตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) โดยกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นที่ระดับ 333 เหรียญสหรัฐ/ตัน
1.4 เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 มีมติเห็นชอบขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อไปอีก 6 เดือน (กันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554)
2. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว
2.1 ในช่วง 9 เดือนแรกของปี 2553 ปริมาณการจัดหาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 484 พันตัน/เดือน โดยเป็นการจัดหาในประเทศที่ระดับ 358 พันตัน/เดือน และมีความต้องการใช้ก๊าซ LPG เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 483 พันตัน/เดือน ทำให้ต้องมีการนำเข้าเฉลี่ยอยู่ในระดับ 127 พันตัน/เดือน
2.2 ปี 2553 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 583-921 เหรียญสหรัฐ/ตัน เฉลี่ยอยู่ที่ 711 เหรียญสหรัฐ/ตัน สำหรับในปี 2554 คาดว่าราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบจะเคลื่อนไหวอยู่ในช่วง 80-90 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ดังนั้นคาดว่าราคาก๊าซ LPG จะเคลื่อนไหวอยู่ระหว่าง 635 - 890 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเฉลี่ย 762 เหรียญสหรัฐ/ตัน
2.3 ตั้งแต่เดือน เมษายน 2551 - 12 ธันวาคม 2553 มีการนำเข้าก๊าซ LPG ทั้งสิ้น 2,716 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG คิดเป็นเงินประมาณ 35,764 ล้านบาท สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2553 มีเงินสดสุทธิ 36,709 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 8,169 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 7,865 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 304 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 28,540 ล้านบาท
2.4 ปี 2554 คาดว่าโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 6 จะเริ่มดำเนินการผลิตจะส่งผลให้การผลิตเพิ่มขึ้นประมาณ 96,000 ตัน/เดือน แต่จะจำหน่ายให้ปิโตรเคมี ซึ่งเป็นไปตามสัญญาในการสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 6 จึงเหลือมาจำหน่ายให้ภาคครัวเรือน/ขนส่ง/อุตสาหกรรม ไตรมาส 1- 2 ที่ระดับ 60,000 ตัน/เดือน และ ไตรมาส 3-4 อยู่ที่ระดับ 30,000 ตัน/เดือน เนื่องจากความต้องการใช้ในส่วนปิโตรเคมีได้เพิ่มขึ้น จึงมีความจำเป็นต้องนำเข้าเฉลี่ย 123 พันตัน/เดือน อย่างไรก็ตาม เมื่อวันที่ 14 ตุลาคม 2553 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งความจำเป็นในการที่จะต้องหยุดใช้งานถังโพรเพนเหลวและบิวเทนเหลวจำนวน 2 ถัง ขนาดความจุถังละ 10,000 ตัน ที่ใช้ในการนำเข้า LPG เนื่องจากได้พบความผิดปกติเกิดขึ้นกับถังโพรเพนเหลว จากการตรวจพบน้ำแข็งเกาะบริเวณส่วนล่างของผนังถังเหล็ก และพบรอยร้าวของผิวฐานคอนกรีตที่รองรับถัง ทำให้ถังก๊าซของ ปตท. ไม่สามารถรองรับการนำเข้า LPG ได้ อีกทั้งในช่วงมกราคม - มิถุนายน 2554 ปตท.มีแผนซ่อมท่อส่งก๊าซ LPG จากเรือขึ้นถังเก็บ และหากต้องหยุดซ่อมทั้งคลังและท่อส่งก๊าซ LPG ท่าเรือจะสามารถรองรับเรือได้เพียง 3 ลำ/เดือน ทำให้ต้องเพิ่มคลังลอยน้ำจำนวน 2 ลำ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวอาจจะเกิดปัญหาเกี่ยวกับการจัดหาเรือให้เพียงพอใน การรองรับการขนถ่ายก๊าซ LPG และทำให้มีค่าใช้จ่ายในการใช้เรือเป็นคลังลอยน้ำลำละ 30,000 เหรียญสหรัฐ/วัน คาดว่าจะมีค่าใช้จ่าย 52 ล้านบาท/เดือน
3. แนวทางในการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG
เนื่องจากปริมาณการผลิต LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน เฉลี่ยเดือนสิงหาคม - ตุลาคม 2553 อยู่ที่ระดับ 142,847 ตัน/เดือน จำหน่ายให้ครัวเรือน/ขนส่ง/อุตสาหกรรม 34,069 ตัน/เดือน จำหน่ายให้ปิโตรเคมี 70,724 ตัน/เดือน และใช้ในกระบวนการกลั่น (Own Used) 37,253 ตัน/เดือน ดังนั้นเพื่อให้ปริมาณก๊าซ LPG เพียงพอกับความต้องการใช้ รัฐต้องเพิ่มแรงจูงใจให้โรงกลั่นน้ำมันนำก๊าซ LPG ในส่วนที่ใช้เองในโรงกลั่น (Own Used) มาขายให้กับประชาชน โดยรัฐจะต้องให้ราคาก๊าซ LPG สูงกว่าราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ทดแทน LPG เช่นราคาก๊าซธรรมชาติ หรือราคาน้ำมันเตา และในส่วนก๊าซ LPG ที่ขายให้ปิโตรเคมี รัฐจะต้องให้ราคาที่เท่ากับหรือสูงกว่าราคาที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมี เพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้ผู้ผลิตนำมาจำหน่ายให้แก่ภาคประชาชน โดยปริมาณการจำหน่ายในส่วนนี้ควรกำหนดราคา ณ โรงกลั่นอ้างอิงกับราคาในตลาดโลกคือราคา ปิโตรมิน (CP)
หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น
LPGWT = | (333 x Q1) + (CP x Q2) |
(Q1 + Q2) |
โดยที่
LPGWT คือ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นของโรงกลั่น ($/Ton) ราคาเป็นรายเดือน
CP คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทน 60 ต่อ 40 ($/Ton) ราคาเป็นรายเดือน
Q1 คือ ปริมาณที่จำหน่ายให้กับภาคครัวเรือน/ขนส่ง/อุตสาหกรรม กำหนดให้คงที่ 34,069 ตัน/เดือน
Q2 คือ ปริมาณที่จำหน่ายให้กับปิโตรเคมีและ Own Used กำหนดให้คงที่ 107,977 ตัน/เดือน
หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น
X = | ( LPGWT - 333 ) x Ex |
1,000 |
โดยที่
X คือ อัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น (บาท/กก.)
Ex คือ อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไปประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย
จากการดำเนินการเพิ่มแรงจูงใจให้โรงกลั่นน้ำมันในการเพิ่มปริมาณการ จำหน่ายก๊าซ LPG ให้กับภาคครัวเรือน/ขนส่ง/อุตสาหกรรม โดยคาดว่าจะเพิ่มจากระดับปัจจุบัน 34,000 ตัน/เดือน เพิ่มขึ้นอีกเฉลี่ยประมาณ 53,000 ตัน/เดือน รวมเป็น 87,000 ตัน/เดือนจะทำให้การนำเข้าก๊าซ LPG ปี 2554 ลดลง 638,000 ตัน/ปี จาก 1,476,000 ตัน/ปี เป็น 838,000 ตัน/ปี
4. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากแนวทางในการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG มีดังนี้
4.1 กองทุนน้ำมันจะสามารถลดภาระได้ 1,547 ล้านบาท/ปี จากภาระเดิม 21,118 ล้านบาท/ปี ลดลงเหลือ 19,571 ล้านบาท/ปี
4.2 ประเทศชาติ สามารถเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาก๊าซ LPG และลดการสูญเสียเงินตราต่างประเทศจากการนำเข้า LPG
4.3 ประชาชน (ภาคครัวเรือน/ขนส่ง/อุตสาหกรรม) มีก๊าซ LPG อย่างพอเพียง
4.4 โรงกลั่นน้ำมัน สามารถจำหน่ายก๊าซ LPG ในราคาที่สะท้อนต้นทุนมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางในการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ด้านการจัดหา โดยเพิ่มแรงจูงใจให้โรงกลั่นน้ำมันนำก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และใช้ในกระบวนการกลั่น (Own Used) มาจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงให้กับประชาชนและเพิ่มการผลิตก๊าซ LPG ให้มากขึ้นกว่าปัจจุบัน ดังนี้
หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น
LPGWT = | (333 x Q1) + (CP x Q2) |
(Q1 + Q2) |
โดยที่
LPGWT คือ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นของโรงกลั่น ($/Ton) ราคาเป็นรายเดือน
CP คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทน 60 ต่อ 40 ($/Ton) ราคาเป็นรายเดือน
Q1 คือ ปริมาณที่จำหน่ายให้กับภาคครัวเรือน/ขนส่ง/อุตสาหกรรม กำหนดให้คงที่ 34,069 ตัน/เดือน
Q2 คือ ปริมาณที่จำหน่ายให้กับปิโตรเคมีและ Own Used กำหนดให้คงที่ 107,977 ตัน/เดือน
หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น
X = | ( LPGWT - 333 ) x Ex |
1,000 |
โดยที่
X คือ อัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น (บาท/กก.)
Ex คือ อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไปประกาศ โดยธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังในเดือนที่ผ่านมา โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการพิจารณาในรายละเอียดต่อไป
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการศึกษาจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LPG ในอนาคต เช่น ท่าเรือ คลัง และระบบขนส่ง เป็นต้น
เรื่องที่ 3 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 หรือหลังจากนั้น โดยปัจจุบัน มี 3 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเทิน 2 (ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 2 (ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์) โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (ขนาดกำลังผลิต 1,653 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมีนาคม 2554 มีนาคม 2555 และปี 2558 ตามลำดับ
2 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการไซยะบุรี ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการไซยะบุรี ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ซึ่ง กพช. และ ครม. ได้ให้ความเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีเมื่อ วันที่ 12 และ 23 มีนาคม 2553 ตามลำดับ โดย กฟผ. และบริษัท ช. การช่าง จำกัด มหาชน (บริษัทฯ ) ได้ลงนาม Tariff MOU ดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2553
3 กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับผู้พัฒนาโครงการ บริษัท Xayaburi Power Company Limited (XPCL) ภายใต้กรอบ Tariff MOU โดยใช้ร่าง PPA ของโครงการน้ำงึม 3 ที่ได้มีการลงนามย่อกำกับไว้ (Initial) เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. เมื่อวันที่ 18 และ 30 ตุลาคม 2550 ตามลำดับ เป็นพื้นฐานในการจัดทำร่างสัญญาฯ ของโครงการไซยะบุรี โดยมีการปรับปรุงเงื่อนไขบางประการให้สะท้อนลักษณะของโครงการฯ ซึ่งเป็นเขื่อนประเภท Run-of-River และสอดคล้องกับความต้องการของระบบไฟฟ้า กฟผ. รวมทั้ง ผนวกข้อความที่ได้แก้ไขตามความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ในสัญญาฯ โครงการหงสาลิกไนต์ไว้ด้วย โดยทั้งสองฝ่ายได้มีการลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่างสัญญาฯ ดังกล่าวเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2553 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2553 ได้ให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีแล้ว
4 ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท Xayaburi Power Company Limited (XPCL) ซึ่งเป็นบริษัท จดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้น ประกอบด้วย บริษัท ช. การช่าง จำกัด (มหาชน) (95%) และ P.T. Construction & Irrigation Co., Ltd. (5%) โครงการนี้ตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิด Run-of-River ประกอบด้วย ทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าคอนกรีตเสริมเหล็ก โดยมีกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมด 1,285 เมกะวัตต์ (7 x 175 + 1 x 60 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 7,370 ล้านหน่วย จำหน่ายให้ กฟผ. (จากหน่วยผลิตไฟฟ้า 7 x 175 เมกะวัตต์) ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-สปป. ลาว 1,220 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 6,929 ล้านหน่วย/ปี ระบบส่งไฟฟ้าในฝั่ง สปป. ลาว ระบบส่ง 500 kV จากโครงการฯ มายังจุดส่งมอบขายแดนไทย-สปป. ลาว ระยะทาง 220 กม. เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ส่วนฝั่งไทย ระบบส่ง 500 kV จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงเลย 2 ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 52 กม. เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของโครงการฯ สัญญาอายุ 29 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยมีกำหนด SCOD 90 เดือน นับจาก กฟผ. เริ่มมีหน้าที่ก่อสร้าง สายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Comencement Date : ECOCD) หรือวันที่ 1 มกราคม 2562 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นก่อน
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา
-การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ Xayaburi Power Company Limited (XPCL : ในร่างสัญญาฯ เรียกว่า Generator)
5.2 อายุสัญญา
-อายุสัญญานับจากวันลงนามสัญญา และต่อเนื่องไปอีก 29 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD)
-กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา
5.3 กำหนดวันจัดหาเงินกู้
-Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ หรือภายในวันที่ 1 กรกฎาคม 2554 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 4,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
5.4 การพัฒนาโครงการและระบบส่ง
-กฟผ. เริ่มมีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) ณ วันที่ช้ากว่าระหว่าง SFCD และ Financial Close Date (FCD) โดยจะต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 73 เดือนนับจาก ECOCD
-Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการและก่อสร้างสายส่งฝั่งลาวให้แล้วเสร็จทันกำหนด SCOD ภายใน 90 เดือนนับจาก ECOCD
-หากงานก่อสร้างในส่วนของ กฟผ. หรือ Generator ล่าช้า เนื่องจากเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure : FM) ฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ให้อีกฝ่ายหนึ่ง แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจาก กฟผ. หรือ Generator เอง ฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages : LD) ให้อีกฝ่ายหนึ่ง
5.5 การผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าให้ กฟผ.
-คุณภาพของการผลิตไฟฟ้าที่ Generator ส่งให้ กฟผ. ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ในสัญญาฯ
-การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable
-Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม ยกเว้นส่วนที่ขายให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ตามที่ระบุในสัญญาฯ หรือที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.6 การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า
-พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ มี 3 ประเภท คือ Primary Energy (PE), Secondary Energy (SE) และ Excess Energy (EE) โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อเฉพาะ PE และ SE 100%
-Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวม วันอาทิตย์)
-ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งออกเป็นดังนี้
-ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWh
-ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากเครื่องที่ผ่านการทดสอบแล้ว ในช่วงก่อน COD)
-Primary Energy = 2.804 US¢ + 0.953 บาท /kWh
-Secondary Energy = 1.239 บาท/kWh
-Excess Energy = 1.049 บาท/kWh
-ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป
-Primary Energy = 3.738 US¢ + 1.271 บาท /kWh
-Secondary Energy = 1.652 บาท/kWh
-Excess Energy = 1.398 บาท/kWh
-สกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้า
-PE จ่ายเป็น USD 5o% และเงินบาท 5o%
-SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
5.7 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า
-กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator รวมทั้งปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมาย (Annual Supply Target) ซึ่งมีค่า PE เท่ากับ 4,299 ล้านหน่วย และ SE เท่ากับ 1,410 ล้านหน่วย โดยส่วนที่เกินเป้าหมายจะเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินให้เมื่อนำมาชดเชยในปีที่ Generator ผลิตพลังงานไฟฟ้าต่ำกว่าเป้าหมาย
5.8 กำหนดวันแล้วเสร็จของงาน (Milestone Dates)
-กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมจ่ายและรับไฟฟ้าได้ (Scheduled Energization Date : SED) คือ 73 เดือนนับจาก ECOCD
-กำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date : SCOD) คือ 90 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2562 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง
5.9 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities)
-Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
5.10 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM)
-กรณีเกิดเหตุสุดวิสัย ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะในสัญญาฯ ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดในสัญญาฯ โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง
-กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่รับผิดชอบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไร ก็ได้และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่ง แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน
-กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญา แต่ไม่ต้องจ่าย Termination Payment
-กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ (Access Rights) ให้ถือเป็น EGAT Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาฯ ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการฯ เมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
5.11 การบอกเลิกสัญญา
ก่อน ECOCD
-กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure (TPFM) กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
-กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure (LPFM) กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน
หลัง ECOCD
-กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการ
-กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่าชดเชย หรือ กฟผ. Buy-out โครงการ
5.12 การยุติข้อพิพาท
-หากมีข้อพิพาทให้ยุติด้วยการเจรจาโดยความจริงใจ (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่อนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของสถาบันอนุญาโตตุลาการ สำนักระงับข้อพิพาท สำนักงานศาลยุติธรรมของประเทศไทย และดำเนินการที่กรุงเทพฯ โดยใช้ภาษาไทย
5.13 กฎหมายที่ใช้บังคับ
-สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
6. เงื่อนไขในร่างสัญญาฯ ที่แตกต่างจาก Tariff MOU และร่างสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 3
6.1 เงื่อนไขที่แตกต่างจาก Tariff MOU
6.1.1 ใน Tariff MOU ระบุว่า Generator จะติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจำนวน 8 เครื่อง เครื่องละ 160 เมกะวัตต์ (รวม 1,280 เมกะวัตต์) เพื่อที่จะขายให้ กฟผ. 1,220 เมกะวัตต์ ตามที่ระบุใน Tariff MOU
ทั้งนี้ ตามแผนงาน Generator จะต้องขายให้ สปป. ลาว อีกจำนวนหนึ่งตามเงื่อนไขที่ สปป. ลาว กำหนดไว้ โดยจะแบ่งกำลังผลิตจากเครื่องผลิตไฟฟ้าเดียวกัน (จาก 2 หน่วยผลิต) ที่ขายให้ กฟผ. โดยที่ยังไม่ได้ระบุรายละเอียดไว้ใน Tariff MOU
หลังจากลงนาม Tariff MOU ผู้พัฒนาโครงการได้ปรับการออกแบบโครงการ โดยแยกระบบการจ่ายไฟฟ้าของทั้ง 2 ประเทศออกจากกัน
โดยบริษัทฯ ขอปรับเปลี่ยนเครื่องกำเนิดไฟฟ้า 7 เครื่อง เครื่องละ 175 MW (รวม 1,225 MW) เพื่อขายไฟฟ้าให้ กฟผ. 1,220 MW และอีก 1 เครื่อง ขนาด 60 MW เพื่อขายให้ สปป. ลาว โดยหลังการเปลี่ยนจำนวนและขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของโครงการค่าก่อสร้างโดย รวมเพิ่มขึ้น 3.2 ล้านเหรียญสหรัฐฯ
อนึ่ง การปรับเปลี่ยนจำนวนหน่วยเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของโครงการ ไม่มีผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าและปริมาณพลังงานไฟฟ้าเป้าหมายที่จะขายให้กับ กฟผ. รวมถึงอัตราค่าไฟฟ้านั้นยังคง เท่าเดิม ตามที่ระบุไว้ใน Tariff MOU
6.1.2 ใน Tariff MOU ระบุว่า ในช่วง Unit Operation Period โรงไฟฟ้าจะ Declare ขาย PE, SE และ EE จากเครื่องที่ได้ผ่านการ Commissioning แล้ว และหากระบบของ กฟผ. สามารถรองรับได้ กฟผ. จะรับซื้อ PE ที่โรงไฟฟ้า Declare มา
ผลการเจรจา การซื้อขายพลังงานไฟฟ้า จะมีลักษณะ ไม่มี Commitment หรือ Penalty ทั้งนี้ พลังงานที่ กฟผ. ซื้อแบ่งเป็น PE, SE และ EE ตามสัดส่วน 57%, 24% และ 19% ตามลำดับ
6.1.3 ใน Tariff MOU ระบุว่า กฟผ. มีสิทธิ์เรียกคืน (Make-up) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ได้ชำระเงินไปแล้วจากการซื้อไม่ครบจำนวนที่รับประกันซื้อ (Dispatch Shortfall) ภายใน 52 สัปดาห์
ผลการเจรจา กฟผ. สามารถ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา
6.1.4 ใน Tariff MOU ระบุว่า ในกรณีที่โรงไฟฟ้าไม่สามารถทำตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายสัปดาห์ของ กฟผ. (EGAT Dispatch Program) โรงไฟฟ้าจะต้องจ่ายค่าปรับ
ผลการเจรจา มีการกำหนดบทปรับเมื่อการแจ้งกำลังผลิตรายวันน้อยกว่าที่ได้เคยแจ้งไว้ในรายสัปดาห์
6.2 เงื่อนไขที่แตกต่างจากร่างสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 3
6.2.1 มีการปรับเงื่อนไขการแจ้งพลังงานไฟฟ้า (PE และ SE) ที่โรงไฟฟ้าจะเสนอขายให้ กฟผ. จากรายเดือนเป็นการแจ้งรายสัปดาห์ เพื่อให้สอดคล้องกับ Tariff MOU
6.2.2 กฟผ. สามารถสั่งการให้โรงไฟฟ้าเพิ่มกำลังผลิตให้สูงกว่าที่แจ้งมาในการแจ้งความ พร้อมรายวันได้ในบางช่วงเวลา แต่จะต้องลดกำลังผลิตลงในอีกช่วงเวลาภายใน 1 วัน
6.2.3 มีการปรับเงื่อนไขการยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการจากร่างสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 3 ซึ่งกำหนดให้ใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์โดยใช้ภาษาอังกฤษ มาเป็นกฎของสถาบันอนุญาโตตุลาการ สำนักระงับข้อพิพาท สำนักงานศาลยุติธรรมของประเทศไทย และดำเนินการที่กรุงเทพฯ โดยใช้ภาษาไทย
6.3 ประโยชน์ที่จะได้รับจากการปรับ Tariff MOU และร่างสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 3
6.3.1 เพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าฝ่ายไทยและเป็นรูปแบบเดียวกับโครงการไฟฟ้าพลังน้ำอื่นๆ ใน สปป. ลาว ที่ขายไฟฟ้าให้ไทย
6.3.2 เพิ่มประโยชน์ต่อฝ่ายไทยในการรับซื้อในช่วง Unit Operation Period เป็นลักษณะไม่มี Commitment/Penalty และเพิ่มสิทธิเรียกคืน (Make-Up) เป็นตลอดอายุสัญญารวมทั้งเพิ่มรายละเอียดบทปรับกำลังการผลิตไฟฟ้าเป็นรายวัน ให้เป็นไปตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายสัปดาห์
6.3.3 ช่วยลดค่าใช้จ่ายของฝ่ายไทย กรณีการใช้กฎของสถาบันอนุญาโตตุลาการสำนักระงับข้อพิพาท สำนักงานศาลยุติธรรมของประเทศไทย และดำเนินการที่กรุงเทพฯ โดยใช้ภาษาไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีกับผู้ลงทุนต่อไป โดยมีเงื่อนไขดังนี้
1.1 โครงการฯ ได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมาธิการลุ่มน้ำโขง (MRC) ตามกระบวนการ ข้อตกลงของประเทศสมาชิกในลุ่มแม่น้ำโขง (Agreement on the Cooperative for the Sustainable Development of the Mekong River Basin 5 April 1995) แล้ว
1.2 ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญาฯ ไม่จำเป็นต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานและ กฟผ. เปิดเผยข้อมูลโครงการนี้ต่อสาธารณะชน
2 เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดย วิธีการอนุญาโตตุลาการของสถาบันอนุญาโตตุลาการ สำนักระงับข้อพิพาท สำนักงานศาลยุติธรรมประเทศไทย และดำเนินการที่กรุงเทพฯ โดยใช้ภาษาไทย และเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้วให้นำเสนอ ครม. พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 4 สถานการณ์พลังงานปี 2553 และแนวโน้มปี 2554
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงานปี 2553 สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและ สังคมแห่งชาติ (สศช.) คาดการณ์แนวโน้มเศรษฐกิจไทยในปี 2553 ขยายตัวร้อยละ 7.9 โดยมีแรงสนับสนุนจากการฟื้นตัวของเศรษฐกิจโลกและความมั่นใจของนักลงทุน ทำให้การส่งออก การลงทุน และการบริโภคของภาคเอกชนยังคงขยายตัว ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.3 อยู่ที่ระดับ 1,785 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ก๊าซธรรมชาติมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 14.7 เนื่องจากนำไปใช้ในอุตสาหกรรมและในรถยนต์ NGV การใช้น้ำมัน มีการใช้เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 2 เนื่องจากราคาน้ำมันปีนี้ไม่สูงมากนักเมื่อเทียบกับปีที่ผ่านมา นอกจากนี้น้ำมันเบนซินและดีเซลยังถูกทดแทนโดยก๊าซ NGV การใช้ถ่านหินและลิกไนต์เพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อย ร้อยละ 1.2 เท่า ๆ กัน ไฟฟ้าพลังน้ำและไฟฟ้านำเข้า มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 11.6 เนื่องจากในปีนี้มีไฟฟ้านำเข้าจากแหล่งน้ำเทิน 2 จำนวน 948 เมกะวัตต์ เข้ามาในระบบตั้งแต่เดือนมีนาคมประกอบกับปริมาณน้ำในเขื่อนของไทยมากในช่วง ปลายปี
2. น้ำมันดิบ การนำเข้าอยู่ที่ระดับ 803 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลงร้อยละ 0.1 คิดเป็นมูลค่า 733 พันล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 17.6 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นร้อยละ 27.3 จากราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบนำเข้า 61.90 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2552 มาอยู่ที่ระดับ 78.80 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2553
3. น้ำมันสำเร็จรูป การใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้น ร้อยละ 2.6 โดยดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 เนื่องจากการขยายตัวของภาคเศรษฐกิจ LPG มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 11.3 เนื่องจากการใช้ของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น น้ำมันเครื่องบินเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.6 เนื่องจากมีการส่งเสริมการท่องเที่ยวมากขึ้นในปีนี้ ในขณะที่การใช้เบนซินลดลงร้อยละ 1.1 อันเป็นผลจากราคาขายปลีกเฉลี่ยในปีนี้สูงกว่าปี 2552 และปริมาณการใช้น้ำมันเตาใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมา ลดลงเล็กน้อยร้อยละ 0.2
-น้ำมันเบนซิน การใช้น้ำมันเบนซินเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 20.4 ล้านลิตรต่อวัน หรือลดลงร้อยละ 1.1 ทั้งนี้ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินน้อยที่สุดในเดือนพฤษภาคม 2553 เนื่องจากได้รับผลกระทบจากการชุมนุมทางการเมือง จึงอาจส่งผลให้ประชาชนบางส่วนลดการเดินทางลง อีกทั้งราคาน้ำมันเบนซินเฉลี่ยในปีนี้สูงกว่าปี 2552 และผู้ใช้รถบางส่วนเปลี่ยนไปใช้ NGV แทน จึงเป็นสาเหตุสำคัญที่ทำให้การใช้น้ำมันเบนซินในปีนี้ลดลง ปัจจุบันการใช้เบนซินธรรมดามีสัดส่วนร้อยละ 61 และเบนซินพิเศษร้อยละ 39
-แก๊สโซฮอล์ ในปี 2553 มีสัดส่วนการใช้มากที่สุด คิดเป็นร้อยละ 59 ของปริมาณการใช้เบนซินทั้งหมด โดยมีปริมาณการใช้อยู่ที่ระดับ 11.9 ล้านลิตรต่อวัน หรือลดลงร้อยละ 2.4 เป็นการใช้ แก๊สโซฮอล์ 95 อยู่ที่ระดับ 7.7 ล้านลิตรต่อวัน ลดลงร้อยละ 7.7 ส่วนการใช้แก๊สโซฮอล์ 91 เพิ่มขึ้นสูงมากเนื่องจากรัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ 91 รวมทั้งในช่วงปลายปีรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนเพื่อลดการนำ เข้าโดยปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลให้ราคาขายปลีก แก๊สโซฮอล์ 91 และแก๊สโซฮอล์ 95 (E20) ถูกลง เพื่อเป็นการจูงใจผู้ใช้น้ำมัน
-น้ำมันดีเซล การใช้เฉลี่ย 50.8 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3 โดยปริมาณการใช้ช่วงต้นปีอยู่ที่ระดับใกล้เคียงกับปลายปี 2552 ต่อเนื่องมาจนถึงช่วงกลางปีจึงมีแนวโน้มลดลง เนื่องจากสิ้นสุดช่วงฤดูกาลเก็บเกี่ยวและเริ่มเข้าสู่ฤดูฝน การใช้น้ำมันดีเซลเริ่มปรับตัวสูงขึ้นอีกครั้งในช่วงเดือนพฤศจิกายน เนื่องจากปัญหาน้ำท่วมเริ่มคลี่คลาย รวมทั้งปลายปีรัฐบาลได้มีนโยบายช่วยเหลือเพื่อลดภาระภาคประชาชนโดยลดเงินจัด ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงราคาน้ำมันแพง ประกอบกับเป็นช่วงฤดูหนาวซึ่งเป็นฤดูกาลแห่งการท่องเที่ยว
-ไบโอดีเซล(B5) ปริมาณการจำหน่ายอยู่ที่ระดับ 19.5 ล้านลิตรต่อวัน หรือลดลงร้อยละ 12.2 โดยปริมาณการใช้ช่วงต้นปีอยู่ที่ระดับใกล้เคียงกับปลายปี 2552 ต่อเนื่องมาจนถึงช่วงกลางปีจึงมีแนวโน้มลดลง ทั้งนี้เนื่องจากเกิดปัญหาความไม่สงบทางการเมืองในเดือนพฤษภาคม ทำให้การเดินทางของประชาชนลดลง ประกอบกับราคาน้ำมันไบโอดีเซล (B5) ปีนี้ไม่แตกต่างจากราคาดีเซลมากนัก จึงไม่เกิดแรงจูงใจต่อประชาชนที่จะหันไปใช้น้ำมันไบโอดีเซล (B5)
-LPG โพรเพน และบิวเทน ปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 อยู่ที่ระดับ 30.4 ล้านลิตรต่อวัน โดยมีการใช้เพิ่มขึ้นในทุกสาขา สาเหตุส่วนหนึ่งมาจากรัฐบาลตรึงราคา LPG ให้อยู่ระดับต่ำ ประกอบกับภาวะเศรษฐกิจที่ดี จึงทำให้ปริมาณการใช้ในอุตสาหกรรมเพิ่มสูงขึ้นถึงร้อยละ 32.5 และใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพิ่มขึ้นร้อยละ 28.0 ในขณะที่การใช้ LPG ในรถยนต์ปี 2553 เพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อย ร้อยละ 0.5
-การใช้น้ำมันภาคขนส่งทางบก อยู่ที่ 61.4 ล้านลิตรต่อวันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 1.4 โดยการใช้น้ำมันดีเซลอยู่ในระดับใกล้เคียงกับ ปี 2552 ในขณะที่น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 1.1 ตามปัจจัยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินปีนี้ที่สูงกว่าปี 2552 ค่อนข้างมาก ประกอบกับในช่วงปลายปีเกิดภาวะอุทกภัยในบางพื้นที่ จึงมีผลทำให้ปริมาณการใช้ลดลง ในขณะที่ LPG การใช้มีแนวโน้มใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมาโดยเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 และ NGV มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 22.4 เนื่องจากนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV ของภาครัฐ ประกอบกับปัจจัยเสริมจากราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลที่เพิ่มสูงขึ้นตั้งแต่ ต้นปี 2552 จึงอาจส่งผลให้ประชาชนบางส่วนหันมาติดตั้งเครื่องยนต์ NGV มากขึ้น
4. การใช้ก๊าซธรรมชาติ ปริมาณการใช้อยู่ที่ระดับ 4,086 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้น ร้อยละ 14.7 เนื่องจากมีการใช้ในทุกสาขาเพิ่มขึ้น โดยก๊าซธรรมชาติถูกนำไปใช้ในภาคการผลิตต่างๆ ได้แก่ การผลิตไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67 ใช้ในโรงแยกก๊าซร้อยละ 17 ใช้ในอุตสาหกรรมร้อยละ 12 และใช้ในรถยนต์ร้อยละ 4
5. การใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน การใช้อยู่ที่ระดับ 35 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2552 (คิดจากค่าความร้อน)ร้อยละ 1.2 ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 17 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรมต่างๆ ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ กระดาษ อุตสาหกรรมอาหาร และอื่นๆ
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า อยู่ที่ 30,160 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันจันทร์ที่ 10 พฤษภาคม เวลา 14.00 น. ที่ระดับ 24,630 เมกะวัตต์ สูงกว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของปี 2552 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 22,596 เมกะวัตต์ อยู่ 2,034 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นร้อยละ 9.0
-การผลิตไฟฟ้า ปริมาณการผลิตและการรับซื้อของ กฟผ. มีจำนวน 165,457 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 11.5 โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ดังนี้ จากก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 71 จากลิกไนต์/ถ่านหินร้อยละ 18 จากพลังน้ำร้อยละ 4 นำเข้าร้อยละ 5 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 2 และจากน้ำมันร้อยละ 0.5
-การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 147,724 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้น ร้อยละ 9.6 โดยการใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ต้นปีมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น เนื่องจากในช่วงต้นปีเศรษฐกิจฟื้นตัวต่อเนื่องจากปลายปีที่แล้ว และเริ่มชะลอตัวลงในไตรมาสที่สองและสามจากการบริโภคภาคเอกชนและการส่งออกที่ ได้รับผลกระทบจากค่าเงินบาท ที่แข็งค่าขึ้น ผลกระทบจากการชุมนุมทางการเมืองที่ทำให้การใช้ไฟฟ้าในกลุ่มห้างสรรพสินค้าลด ลง อุตสาหกรรมการผลิตอาหารชะลอตัวลงจากวัตถุดิบในการผลิตจากภาคเกษตรที่ลดลงตาม ฤดูกาล และในช่วงปลายปีมีเหตุการณ์อุทกภัยในหลายพื้นที่ทำให้การใช้ไฟฟ้าลดลง ประกอบกับเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาว
-ค่าเอฟที ในปีนี้ไม่มีการเปลี่ยนแปลงเนื่องจากนโยบายของรัฐบาล ค่าเอฟทีจึงยังคงอยู่ที่ระดับเดิม 92.55 สตางค์/หน่วย
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2554 สศช. คาดว่าในปี 2554 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 3.5-4.5 และคาดว่าราคาน้ำมันจะอยู่ในระดับ 80 - 90 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล สนพ. จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,860 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากก่อน ร้อยละ 4.2 โดยความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.1 ลิกไนต์/ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.6 และพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 32.7
-น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.0 และการใช้น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 ในขณะที่การใช้น้ำมันเครื่องบินรวมกับน้ำมันก๊าดคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.3 เนื่องจากปัจจัยส่งเสริมการท่องเที่ยว ส่วน LPG คาดว่าจะมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 เนื่องจากความต้องการในภาคครัวเรือนและอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเตาคาดว่าลดลงร้อยละ 3.9 โดยอุตสาหกรรมมีการใช้ลดลง ร้อยละ 0.4 และการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า ลดลงร้อยละ 59.0 ตามแผน PDP ของ กฟผ. ส่งผลให้ทั้งปีคาดว่าจะมีปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2
-LPG ในปี 2554 คาดว่าปริมาณการใช้มีจำนวน 7,010 พันตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 16.8 เนื่องจากใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพิ่มขึ้นร้อยละ 54.8 อยู่ที่ระดับ 2,556 พันตัน โดยในปี 2554 จะมีโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีขึ้นใหม่ 2 โรง ขณะที่การใช้ของภาคครัวเรือนจะเพิ่มในอัตราที่สูงอยู่ เพราะรัฐบาลมีนโยบายตรึงราคาก๊าซ LPG สำหรับครัวเรือนไว้ในระดับปัจจุบัน และการใช้ในภาคอุตสาหกรรมคาดว่าจะเริ่มชะลอตัวลงในช่วงครึ่งหลังของปี 2554 เพราะรัฐบาลมีนโยบายจะทยอยปรับราคาก๊าซ LPG สำหรับอุตสาหกรรมสูงขึ้น อย่างไรก็ตามการใช้ในภาคขนส่งลดลงร้อยละ 19.4 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้รถแท็กซี่ที่ใช้ LPG จำนวน 30,000 คัน เปลี่ยนเป็น NGV แทน
ในปี 2554 คาดว่าโรงแยกก๊าซที่ 6 ของ ปตท. จะเริ่มดำเนินการผลิตต่อเนื่องมาจากปลายปีที่แล้ว ซึ่งจะส่งผลให้การผลิตเพิ่มขึ้นประมาณ 96,000 ตันต่อเดือน โดยก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซที่ 6 ประมาณ 71,000 ถึง76,000 ตัน จะส่งให้กับปิโตรเคมีเหลือใช้ในครัวเรือนและอุตสาหกรรมเพียง 20,000 ถึง 25,000 ตันต่อเดือน อย่างไรก็ตามปริมาณ LPG ก็ยังไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ในประเทศ จึงคาดว่าจะนำเข้า LPG เฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 1,476,000 ตัน หากรัฐบาลมีนโยบายที่จะปรับราคา ณ โรงกลั่นในประเทศให้สะท้อนราคาตลาดโลก (ราคา CP) ก็จะทำให้โรงกลั่นนำ LPG ซึ่งเคยใช้เองในโรงกลั่นและการกลั่นจากการ จำหน่ายให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีออกมาจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งคาดว่าจะนำออกมาได้ประมาณ 638,000 ตัน เหลือนำเข้า 838,000 ตัน
-ไฟฟ้า การใช้ไฟฟ้าในปีหน้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.5 โดยการใช้ไฟฟ้าในภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมขนาดใหญ่มีอัตราการใช้ไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น เนื่องจากเศรษฐกิจที่ฟื้นตัวและเติบโตอย่างต่อเนื่องมาตั้งแต่ปี 2553 นอกจากนี้มีโรงไฟฟ้าเข้าระบบตามแผน PDP 2010 ในปี 2554 ได้แก่ โรงไฟฟ้าเก็คโค่-วัน จำนวน 660 เมกะวัตต์ แต่โรงไฟฟ้าขนอมจะหยุดผลิตลงบางส่วนจำนวน 70 เมกะวัตต์ สำหรับการนำเข้ามีการนำเข้าไฟฟ้าจากโครงการเขื่อนน้ำงึม 2 สปป.ลาว 597 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ยังมีไฟฟ้าจากเขื่อนที่เข้าใหม่ในประเทศ ได้แก่ เขื่อนเจ้าพระยา 12 เมกะวัตต์ และเขื่อนนเรศวร 8 เมกะวัตต์ ขณะที่ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาจะลดลงตามแผน PDP ของ กฟผ.
ทั้งนี้ในปีหน้าคาดว่าค่า FT จะปรับลดลง เนื่องจากต้นทุนเชื้อเพลิงทั้งก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเตาปรับตัวลดลง ประกอบกับค่าเงินบาทแข็งค่าในปีที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส
- 28 ธันวาคม 2553 น้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 88.96 และ 88.93 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.30 และ 4.72 88.93 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จากสภาพอากาศที่หนาวเย็นในยุโรปและสหรัฐฯ อีกทั้งบริษัทเชฟรอนไนจีเรียประกาศหยุดการผลิตน้ำมันดิบ Escravos จากท่อขนส่งน้ำมันเกิดปัญหาทางเทคนิคและอาจส่งผลต่อแผนส่งออก รวมทั้งอิรักส่งออกน้ำมันดิบจากท่า Basra ทางภาคใต้ลดลงจากสภาพอากาศแปรปรวน
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
- 28 ธันวาคม 2553 น้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 101.74, 99.66 และ 102.30 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 8.52, 8.51 และ 5.77 88.93 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและโรงกลั่นเกาหลีใต้มีแผนปิดซ่อมบำรุงหน่วยกลั่นน้ำมันดิบ ในช่วง ครึ่งแรกของปี 54 ขณะที่ IES รายงานปริมาณสำรอง Light Distillates ของสิงคโปร์ 15 ธันวาคม 2553 ลดลง นอกจากนี้ปริมาณ Arbitrage ดีเซลจากเอเชียเหนือไปยุโรปช่วงปลายธันวาคม 53 - ต้นมกราคม 54 อยู่ที่ระดับ 2.6 ล้านบาร์เรล
3. ราคาขายปลีก
- 28 ธันวาคม 2553 ราคาขายปลีก เบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.50, 1.90, 1.90, 0.80, 0.80, 0.90, 0.20 และ 1.00 บาท/ลิตร ตามลำดับ และ ณ วันที่ 29 ธันวาคม 2553 บ.เชฟรอน ปรับราคาขายปลีก เบนซิน 95, E10, แก๊สโซฮอล 91, B3 และ B5 เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร และปรับเบนซิน 91 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร
4. สถานการณ์ LPG
เดือนธันวาคม 2553 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 139 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 921 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและประเทศแถบทะเลเหนือ ซื้อ-ขาย บิวเทนอยู่ที่ระดับราคากว่า 1,000 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน รวมทั้งซาอุดิอารัมโก้ ได้กำหนดราคาโพรเพนเดือนธันวาคม 2553 อยู่ที่ 905 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ซึ่งสูงกว่าพฤศจิกายน 2553 กว่า 135 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน นอกจากนี้ท่อส่ง NGL ในนิวยอร์ก สหรัฐฯ เลื่อนกำหนดการใช้งานขนส่ง NGL ทางท่ออีกครั้งเป็นธันวาคม 2553 ส่วนสถานการณ์การนำเข้า LPG ตั้งแต่เมษายน 2551- 24 ธันวาคม 2553 ได้มีการนำเข้ารวมทั้งสิ้น 2,740,052 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 36,234 ล้านบาท
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล
ปัจจุบันมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 19 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตร/วัน แต่ผลิตเอทานอลเพียง 11 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 1.06 ล้านลิตร/วัน ซึ่งในพฤศจิกายน 2553 มียอดจำหน่าย 7.78 ล้านลิตร/วัน มีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 4,333 แห่ง และราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนพฤศจิกายน 2553 อยู่ที่ 27.13 บาท/ลิตร
6. สำหรับสถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 15 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 6.01 ล้านลิตร/วัน ในขณะที่ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ 12.34 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 จำนวน 3,803 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน 2553 อยู่ที่ 38.47 บาท/ลิตร และเดือนธันวาคม 2553 อยู่ที่ 43.90 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 29 ธันวาคม 2553 มีเงินสดในบัญชี 35,818 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 7,353 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 7,050 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 303 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 132 - วันพฤหัสบดีที่ 25 พฤศจิกายน 2553
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2553 (ครั้งที่ 132)
วันพฤหัสบดีที่ 25 พฤศจิกายน 2553 เวลา 16.30 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
1.มาตรการลดภาระค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ประสบอุทกภัย
2.การพิจารณาทบทวนเพิ่มเติมคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ)
3.การขอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา
4.แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
5.โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration และพลังงานหมุนเวียน
7.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้ง
9.การเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด
10.นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
12.การปรับแผนงานโครงการโรงไฟฟ้าในระยะสั้นเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 มาตรการลดภาระค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ประสบอุทกภัย
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมป้องกันและบรรเทาสาธารณภัย กระทรวงมหาดไทย ได้รายงานสถานการณ์สาธารณภัย ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2553 มีจังหวัดประสบภัยทั้งสิ้น 51 จังหวัด ประชาชนได้รับความเดือดร้อน 2,525,144 ครัวเรือน ปัจจุบันสถานการณ์ได้คลี่คลายไปแล้วจำนวน 28 จังหวัด และยังคงมีสถานการณ์อุทกภัยอยู่ทั้งสิ้น 23 จังหวัด ดังนั้นเพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประสบอุทกภัยจึงควรมีมาตรการลดภาระ ค่าใช้จ่ายไฟฟ้าให้แก่ครัวเรือนที่ประสบอุทกภัย
2. ปัจจุบันรัฐบาลมีมาตรการลดภาระค่าครองชีพของภาคประชาชน หนึ่งในมาตรการคือลดภาระค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วย/เดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ระยะเวลาการดำเนินการตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 - 31 ธันวาคม 2553 ซึ่งเป็นแนวทางหนึ่งที่สามารถบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประสบอุทกภัยได้ แต่หลังจากเดือนธันวาคม 2553 ไม่มีมาตรการอื่นมารองรับ และเพื่อให้ครอบคลุมกลุ่มผู้ประสบอุทกภัยประเภทบ้านอยู่อาศัย กระทรวงพลังงาน ได้เสนอแนวทางเพื่อช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย เป็นระยะเวลา 3 เดือน (มกราคม - มีนาคม 2554) โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเฉพาะครัวเรือนที่ ประสบอุทกภัย ครัวเรือนละ 100 บาท/เดือน โดยมีแนวทางการดำเนินมาตรการลดภาระค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ประสบอุทกภัย ดังนี้
2.1 กำหนดกลุ่มผู้ได้รับความช่วยเหลือ ได้แก่ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยทั้งหมดที่อยู่ในพื้นที่ประสบอุทกภัยโดยอ้าง อิงตามรายงานสถานการณ์สาธารณภัยของกรมป้องกันและบรรเทาสาธารณภัย ในเบื้องต้นมีจังหวัดที่ประสบอุทกภัยตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน รวม 51 จังหวัด ประชาชนได้รับความเดือดร้อน 2,525,144 ครัวเรือน
2.2 การดำเนินการให้ความช่วยเหลือ ดำเนินการโดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยตามหลัก เกณฑ์ที่กำหนด ระยะเวลา 3 เดือน (มกราคม - มีนาคม 2554) ตามจำนวนเงินที่ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายจริง ทั้งนี้ไม่เกินเดือนละ 100 บาท คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือในเบื้องต้นประมาณ 750 ล้านบาท
2.3 แหล่งที่มาของเงินที่ใช้ในการดำเนินการ ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลดค่าไฟฟ้าขายส่งในรอบเดือนมกราคม - มีนาคม 2554 ให้แก่ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามจำนวนเงินที่ กฟน. และ กฟภ. ได้ดำเนินการตามหลักเกณฑ์ หลังจากนั้นให้ กฟผ. นำจำนวนเงินช่วยเหลือทั้งหมดมาคำนวณในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการดำเนินมาตรการลดภาระค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ประสบอุทกภัยตาม ที่กระทรวงพลังงานเสนอ ในข้อ 2 และมอบหมาย กฟผ. กฟน. และ กฟภ. ไปดำเนินการโดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลให้ไปเป็นไปตามนโยบาย
เรื่องที่ 2 การพิจารณาทบทวนเพิ่มเติมคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2530 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2530 เรื่องการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้ถือปฏิบัติเกี่ยวกับค่าไฟฟ้าสาธารณะว่า ให้สิทธิไม่คิดค่าไฟฟ้าสาธารณะในส่วนที่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของการใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยในแต่ละท้องถิ่น ส่วนที่เกินให้คิดค่าไฟฟ้าในอัตราส่วนราชการ และให้ยกเลิกการจ่ายเงินช่วยเหลือท้องถิ่น เพื่อไฟฟ้าสาธารณะที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เคยจ่ายให้เทศบาล 66 แห่ง ที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการไฟฟ้าของเทศบาลมาดำเนินการแทน โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2530 เป็นต้นมา ทั้งนี้คำนิยามของไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาล 66 แห่ง ที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการไฟฟ้ามาดำเนินการจะมีความหมายกว้างกว่าไฟฟ้า สาธารณะของเทศบาล สุขาภิบาลและหน่วยงานปกครองส่วนท้องถิ่นอื่น
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ได้พิจารณาเรื่อง การพิจารณาช่วยเหลือท้องถิ่นเรื่องไฟฟ้าสาธารณะ มีมติเห็นชอบ (1) ให้ กฟภ. ปรับฐานการให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเท่ากับร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กที่มีการใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 200 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2540 (2) ให้ กฟภ. ยกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอน กิจการจาก กฟภ. ในปี 2530 - 2539 และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยทำความเข้าใจกับเทศบาล สุขาภิบาล องค์การบริหารส่วนจังหวัด องค์การบริหารส่วนตำบล และสภาตำบล เพื่อให้ยอมรับการปรับฐานสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะใหม่และให้ถือเป็นที่ยุติ ไม่ให้นำกลับมาขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป
3. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2552 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 เรื่องการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ดังนี้ (1) เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกราย รายละ 250 หน่วย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2553 เป็นต้นไป และ (2) เห็นชอบการปรับนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้าแสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
4. ต่อมาสำนักงานเทศบาลนครเชียงรายได้มีหนังสือ ถึงนายกรัฐมนตรี ขอให้ กพช. พิจารณาทบทวนการกำหนดคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) โดยให้ครอบคลุมหน่วยงานราชการท้องถิ่นที่ดำเนินงานเพื่อสาธารณะประโยชน์ เนื่องจากปัจจุบันเทศบาลนครเชียงรายประสบปัญหาการชำระค่าไฟฟ้าของศูนย์ บริการสาธารณสุขบ้านน้ำลัด เนื่องมาจากศูนย์บริการสาธารณะสุขบ้านน้ำลัดไม่ได้อยู่ในคำนิยามการใช้ไฟฟ้า สาธารณะตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2552 จึงต้องชำระค่าไฟฟ้าเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟฟ้าปกติ
5. กฟภ. ได้รายงานหน่วยไฟฟ้าใช้เกินสิทธิ ในปีงบประมาณ 2552 ของเทศบาลนครเชียงราย มีจำนวนรวม 1,156,398.21 หน่วย ปัจจุบันเทศบาลฯ ได้ชำระหนี้ค้างชำระของปีงบประมาณ 2552 แล้ว ภายหลังการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2552 เทศบาลนครเชียงราย มีหน่วยการใช้จริงต่ำกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามสิทธิอยู่ประมาณ 424,476.34 หน่วย ในปีงบประมาณ 2553 เทศบาลนครเชียงรายจึงไม่มีหนี้ค้างชำระ กฟภ. ยกเว้น ศูนย์สาธารณสุขบ้านน้ำลัด (ที่อยู่ในสังกัดของเทศบาลนครเชียงราย) ซึ่งไม่ได้อยู่ในคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2552 จึงต้องชำระค่าไฟฟ้าเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟฟ้าปกติ ปัจจุบัน (ต.ค.2552 - ต.ค.2553) ศูนย์สาธารณสุขบ้านน้ำลัดมีหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระ กฟภ. รวม 63,385.69 บาท
6. เนื่องจากคณะรัฐมนตรีได้มีมติการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะไปเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2552 ที่ผ่านมา ในส่วนของศูนย์บริการสาธารณสุขซึ่งไม่ได้อยู่ในคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ ตามมติดังกล่าว เกือบทุกศูนย์ฯ ได้มีการชำระค่าไฟฟ้าแก่ กฟภ. ยกเว้น ศูนย์สาธารณสุขบ้านน้ำลัด หากมีการปรับให้ได้รับสิทธิก็จะมีหน่วยงานอื่นๆ ขอมาอีก ประกอบกับ ขณะนี้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) อยู่ระหว่างดำเนินการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จ ในปี 2554 โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่จะมีส่วนหนึ่งที่เกี่ยวกับค่าไฟฟ้าสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าน่าจะมีการปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าสาธารณะใหม่ให้ครอบคลุมกลุ่มต่างๆ ทั้งหมดเพื่อให้เกิดความเป็นธรรม จึงเห็นควรมอบหมายให้ สกพ. พิจารณาดำเนินการทบทวนคำนิยามของค่าไฟฟ้าสาธารณะให้มีความเหมาะสมและเป็น ธรรมต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้ สกพ. พิจารณาดำเนินการทบทวนคำนิยามของค่าไฟฟ้าสาธารณะในการศึกษาโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าใหม่ ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อไป
เรื่องที่ 3 การขอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส อีก 1 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังงานน้ำขนาดเล็กและขยะ สำหรับพลังงานลมและแสงอาทิตย์เพิ่มอีก 1.50 บาทต่อหน่วย
2. เนื่องจากพื้นที่อำเภอจะนะ เทพา สะบ้าย้อย และนาทวี ในจังหวัดสงขลา รวมถึงพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส ถูกจัดเป็นเขตพัฒนาพิเศษเฉพาะกิจ ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2549 โดยให้มีการพัฒนาด้านเศรษฐกิจ สังคม และต่างประเทศ ซึ่งในปัจจุบัน หน่วยงานราชการต่างๆ ได้ให้การสนับสนุนและสิทธิพิเศษต่างๆ แก่พื้นที่ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา เทียบเท่ากับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้แล้วทั้งสิ้น อาทิ การนับอายุราชการ เบี้ยเสี่ยงภัยสำหรับข้าราชการในพื้นที่ดังกล่าว แต่พื้นที่ 4 อำเภอดังกล่าวยังไม่ได้รับการสนับสนุนและได้รับสิทธิพิเศษด้านการรับซื้อ ไฟฟ้า ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ 4 อำเภอดังกล่าว ได้รับการสนับสนุนและได้รับสิทธิพิเศษด้านการรับซื้อไฟฟ้าเทียบเท่ากับ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ด้วย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของผู้ผลิตไฟฟ้า ขนาดเล็ก (VSSP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) สำหรับอำเภอจะนะ เทพา สะบ้าย้อย และนาทวี ในจังหวัดสงขลาเพิ่มจากเดิม โดยกำหนดส่วนเพิ่มสำหรับโครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและพลังงานแสง อาทิตย์เพิ่มขึ้นอีก 1.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และพลังงานหมุนเวียนเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก และขยะ เพิ่มขึ้น 1.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยให้มีผลบังคับใช้กับโครงการที่ยังไม่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าในพื้นที่ 4 อำเภอดังกล่าว และโครงการพลังงานหมุนเวียนที่จะเสนอขายไฟฟ้าในอนาคต
เรื่องที่ 4 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
1.1 แนวทางการโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ให้มีการโอนเงินให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า (คณะกรรมการฯ) บริหารงานต่อเพื่อให้การบริหารงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเป็นไปอย่างต่อเนื่อง โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่เดือนถัดจากวันที่ระเบียบกอง ทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
1.2 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้ (1) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการฯ) พิจารณากำหนดแนวทางการดำเนินงานในการบริจาคเงินและทรัพย์สิน จัดทำบัญชี และการปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล เพื่อแจ้งให้คณะกรรมการฯ ดำเนินการต่อไป และ (2) ให้คณะกรรมการฯ ยุติการใช้จ่ายเงินภายในปี 2553 โดยให้จัดสรรงบไว้ส่วนหนึ่งสำหรับจัดทำรายงานผลการดำเนินงาน รายงานการเงินประจำปี และการขอปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล หลังจากนั้น ให้ดำเนินการบริจาคเงินและทรัพย์สินที่ประสงค์จะบริจาคให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้า ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
2. ความคืบหน้าการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชพระบัญญัติการประกอบกิจการ พลังงาน พ.ศ. 2550 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการ ดังนี้
2.1 ออกระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้า พ.ศ. 2553 เป็นระเบียบที่เกี่ยวกับการรับ การจ่าย การเก็บรักษา การบริหารจัดการ การนำส่ง และการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า คาดว่าจะประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2553
2.2 ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนในอัตราที่กำหนดและ ต้องมีการรายงานข้อมูลต่อ สกพ. คาดว่าจะประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2553
2.3 ยกร่างระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบ จากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. .... เป็นระเบียบที่ใช้บังคับในการบริหารจัดการและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้าตามมาตรา 97(3) มีการกำหนดพื้นที่ประกาศที่มีสิทธิได้รับการสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และกำหนดให้มีคณะกรรมการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (คพรฟ.) ซึ่งประกอบด้วยผู้แทนภาคประชาชน (ไม่น้อยกว่า 2 ใน 3) ผู้แทนภาครัฐ และผู้ทรงคุณวุฒิ ทำหน้าที่บริหารจัดการเงินกองทุนที่ได้รับการจัดสรร โดย กกพ. จะทำหน้าที่กำกับดูแลให้การใช้จ่ายเงินกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกอง ทุน คาดว่าจะประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนธันวาคม 2553
3. แนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3.1 แนวทางการดำเนินงานเพื่อปิดคณะบุคคล คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2553 ได้ดำเนินการปรับกรอบระยะเวลาการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในการบริจาค เงินและทรัพย์สิน จัดทำบัญชี และการปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล เพื่อให้สอดคล้องกับระยะเวลาของประกาศของ กกพ. ซึ่งคาดว่าจะมีผลบังคับใช้ในเดือนพฤศจิกายน 2553 โดยมีขั้นตอนดังนี้ 1) การจัดทำรายงานสำรวจทรัพย์สินที่มีอยู่ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 2) จัดทำรายงานผลการดำเนินการและรายงานการเงิน ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2554 และ 3) ดำเนินการเพื่อปิดคณะบุคคลและบริจาคเงินและทรัพย์สินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ภายใน 15 วัน หลังการปิดบัญชีและโอนทรัพย์สินให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้า
3.2 การยุติโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้า เนื่องจาก กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 มีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการฯ ยุติการใช้จ่ายเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าภายในปี 2553 ดังนั้น เพื่อไม่ให้เกิดปัญหาเร่งรัดการใช้จ่าย และคณะกรรมการฯ สามารถดำเนินการได้ตามกรอบระยะเวลาที่ได้กำหนดไว้ตามข้อ 3.1 และเพื่อไม่ให้เป็นภาระกับคณะกรรมการฯ ในการจัดทำรายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงินประจำปี 2554 จึงเห็นควรให้ระงับการโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป โดยให้ กฟผ. เก็บรักษาเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่ยังคงเหลืออยู่ทั้งหมดไว้ก่อน และให้ประสานดำเนินการเพื่อนำส่งเงินดังกล่าวให้กับ สกพ. จัดสรรให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่เสนอในข้อ 3
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ของ กฟผ. เป็นโครงการรองรับปริมาณไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration และพลังงานหมุนเวียนตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 และแผน PDP 2010 ที่ได้รับความเห็นชอบจาก ครม. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 ทั้งนี้ โครงการฯ ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2558 เพื่อรองรับปริมาณไฟฟ้าที่จะเข้าระบบดังกล่าว จึงต้องเสนอให้พิจารณาเร่งการดำเนินการโครงการฯ เป็นกรณีพิเศษ เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดเวลาเนื่องจากโครงการฯ มีความล่าช้ากว่ากำหนดการถึง 6 เดือน ดังนี้
2. สรุปสาระสำคัญโครงการ
2.1 ขอบเขตงาน
2.1.1 จัดซื้อที่ดินบริเวณใกล้แนวสายส่ง 500 เควี ท่าตะโก - ภาชี 2 เพื่อก่อสร้างสถานีไฟฟ้าแรงสูง 500/230 เควี แห่งใหม่ สระบุรี 6 (หรืออยุธยา 3) โดย
1) ตัดสายส่ง 500 เควี ดังกล่าว ทั้ง 3 วงจร
2) ติดตั้งหม้อแปลง 500/230 เควี ขนาด 1,000 MVA จำนวน 1 ชุด (หม้อแปลง Single Phase ขนาด 333.3 MVA จำนวน 3 ชุดและสำรองไว้อีก 1 ชุด รวมเป็น 4 ชุด)
2.1.2 ก่อสร้างสายส่ง 230 เควี สระบุรี 6 (หรืออยุธยา 3) - สีคิ้ว 2 วงจรคู่ ขนาดสาย 2x1272 MCM ACSR ต่อเฟส ระยะทางประมาณ 170 กม. (ใช้เขตระบบโครงข่ายไฟฟ้าใหม่) พร้อมทั้งขยายสถานีไฟฟ้าแรงสูงที่เกี่ยวข้อง
2.1.3 รื้อสายส่ง 230 เควี อ่างทอง 2 - ไทรน้อย วงจรคู่ ขนาดสาย 1x1272 MCM ACSR ต่อเฟส ออก และก่อสร้างใหม่เป็นวงจรคู่ ขนาดสาย 4x1272 MCM ACSR ต่อเฟส ระยะทางประมาณ 71 กม. พร้อมขยายสถานีไฟฟ้าแรงสูงที่เกี่ยวข้อง
2.1.4 ติดตั้งหม้อแปลง 500/230 เควี ขนาด 750 MVA ชุดที่ 3 ที่ สฟ.วังน้อย
2.1.5 ติดตั้งหม้อแปลง 500/230 เควี ขนาด 600 MVA ชุดที่ 4 ที่ สฟ.หนองจอก
2.1.6 ติดตั้งหม้อแปลง 230/115 เควี ขนาด 300 MVA ชุดที่ 3 ที่ สฟ.ปลวกแดง พร้อมทั้งแยกบัส 115 เควี เพื่อลดกระแสลัดวงจร
2.1.7 เพิ่มเติมระบบสื่อสารที่เกี่ยวข้อง
2.1.8 งานปรับปรุงระบบเบ็ดเตล็ด
1) สลับสายส่ง 230 เควี ท่าตะโก - อ่างทอง 1 และ 230 เควี ท่าลาน 3 - อ่างทอง 2 เป็นสายส่ง 230 เควี ท่าตะโก - อ่างทอง 2 และท่าลาน 3 - อ่างทอง 1
2) งานอื่น ๆ ที่อาจต้องปรับปรุงเพิ่มเติม
2.2 ระยะเวลาดำเนินการ มีกำหนดแล้วเสร็จประมาณเดือนธันวาคม 2557 ถึง มิถุนายน 2558
2.3 ประมาณราคา คิดเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 10,610.0 ล้านบาท ดังนี้
2.3.1. ค่าใช้จ่ายเพื่อซื้ออุปกรณ์จากต่างประเทศ 2,543.0 ล้านบาท (เทียบเท่า 79.5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ)
2.3.2.ค่าใช้จ่ายเพื่อซื้ออุปกรณ์ในประเทศและการก่อสร้างอีก 8,067.0 ล้านบาท
2.4 ผลประโยชน์ที่จะได้รับ
2.4.1 เห็นชอบในหลักการของโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็กระบบ Cogeneration และพลังงานหมุนเวียน และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยรับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไป ดำเนินการให้ถูกต้องตามระเบียบและข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไปด้วย
2.4.2 สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือประมาณ 500 เมกะวัตต์
3. ความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
3.1 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
3.1.1 เห็นควรให้การสนับสนุนการดำเนินโครงการดังกล่าว เนื่องจากเป็นโครงการที่สนับสนุนแนวนโยบายของรัฐบาลในการรับซื้อไฟฟ้าจาก ระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) รวมทั้งสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กพลังงานหมุนเวียนประเภท พลังงานลมในพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานลมสูงได้เพิ่มเติม
3.1.2 เห็นควรให้มีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นตามมาตรา 79 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยการเผยแพร่ข้อมูลการดำเนินโครงการเพื่อชี้แจงรายละเอียดโครงการ ขั้นตอนการดำเนินการ และสิทธิของประชาชนในพื้นที่ที่สายส่งไฟฟ้าพาดผ่าน ผ่านทางเว็บไซด์สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นระยะเวลาอย่างน้อย 7 วัน ซึ่งได้ดำเนินการระหว่างวันที่ 8 - 14 พฤศจิกายน 2553 และคาดว่าผลการรับฟังความคิดเห็นจะเข้าที่ประชุม กกพ. ในการประชุมครั้งต่อไป
3.2 สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ
3.2.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรง ไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ของ กฟผ. เนื่องจากเป็นการดำเนินงานเพื่อสนับสนุนนโยบายรัฐในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของประเทศ เสริมความมั่นคงของระบบผลิตไฟฟ้าและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคต รวมทั้งลดความสูญเสียพลังไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่าย
3.2.2 เห็นควรให้ กฟผ. ศึกษารายละเอียดความเหมาะสมของโครงการโดยเฉพาะประเด็นผลตอบแทนการลงทุน โครงการฯ เมื่อทราบผลการพิจารณาคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กแล้ว เพื่อให้การพิจารณาโครงการฯ เป็นไปอย่างรอบคอบ โดยการดำเนินการก่อสร้างระบบส่งภายใต้โครงการฯ ควรแล้วเสร็จสอดคล้องกับระยะเวลาแล้วเสร็จของโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็กที่จะได้ รับการคัดเลือกเพื่อให้การลงทุนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และนำเสนอโครงการฯ ให้คณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบตามขั้นตอนเช่นเดียวกับโครงการพัฒนาสาย ส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ผ่านมา รวมทั้งให้ กฟผ. นำโครงการฯ ดังกล่าวบรรจุไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยต่อไปด้วย
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบในหลักการของโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็กระบบ Cogeneration และพลังงานหมุนเวียน และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยรับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไป ดำเนินการให้ถูกต้องตามระเบียบและข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไปด้วย
- มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งดำเนินการเพื่อให้ กฟผ. ดำเนินโครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าฯ แล้วเสร็จตามกำหนดเวลาในปี 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติการลงนามบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding: MOU) เรื่อง ความร่วมมือด้านการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย-ลาว ซึ่งมีวัตถุประสงค์ให้มีการศึกษาความเป็นไปได้ (Feasibility Study - FS) ที่จะพัฒนาโครงการฝายไฟฟ้าพลังน้ำบนแม่น้ำโขง
2. เมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2551 นายนพดล ปัทมะ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ ในขณะนั้น ได้ลงนามใน MOU กับ นายทองลุน สีสุลิด รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงต่างประเทศ สปป.ลาว ในโอกาสเดียวกับการลงนาม MOU กับไทย รัฐบาล สปป.ลาว ได้ลงนามให้ บริษัท อิตาเลียนไทยฯ จำกัด (มหาชน) (ITD) และบริษัท เอเชียคอร์ป โฮลดิ้ง จำกัด เป็นผู้ศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการฯ (FS) โดยมีระยะเวลา 30 เดือน ทั้งนี้ การทำ FS ฝั่งลาวได้ดำเนินการไปแล้ว แต่ปัจจุบันในฝั่งไทยยังเริ่มดำเนิน FS ไม่ได้ ด้วยเหตุปัจจัยหลายประการ อาทิ ขาดการประสานร่วมมือกันกับหน่วยงานระดับท้องที่ ขาดขั้นตอนในการขอความเห็นชอบจากคณะกรรมาธิการแม่น้ำโขง (Mekong River Commission: MRC) และสื่อสารมวลชน และองค์กรอิสระ (NGO) บางกลุ่ม รวมทั้งสมาชิกวุฒิสภาบางส่วน ได้แสดงความห่วงกังวลเกี่ยวกับผลกระทบต่าง ๆ ที่จะเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ
3. เมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2553 กระทรวงการต่างประเทศได้มีหนังสือกราบเรียนนายกรัฐมนตรี ในฐานะประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) แจ้งให้ทราบว่า บริษัท ITD ขอให้กระทรวงการต่างประเทศซึ่งเป็นผู้ลงนามใน MOU ดังกล่าว ประสานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้บริษัทฯ สามารถดำเนินการศึกษาต่อไปได้ เนื่องจาก ผู้ว่าราชการจังหวัดอุบลราชธานีได้มีหนังสือขอให้บริษัทฯ ชะลอการสำรวจไว้ก่อน ขณะเดียวกันบริษัทฯ ได้ติดตามการขอเข้าพื้นที่กับกระทรวงมหาดไทยและกระทรวงพลังงานแล้วแต่ยังไม่ ได้รับอนุญาต ทำให้กระทบต่อแผนงานและกำหนดการดำเนินการต่างๆ รวมทั้งข้อตกลงกับรัฐบาลลาว ทั้งนี้กระทรวงการต่างประเทศได้เสนอภูมิหลังและข้อพิจารณาในเรื่องนี้ด้วย
4. เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2553 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรีได้มีหนังสือถึงกรรมการและเลขานุการ กพช. แจ้งให้ทราบว่า นายกรัฐมนตรีมีบัญชาให้กระทรวงพลังงานนำประเด็นปัญหาในการทำการศึกษาความ เป็นไปได้ (FS) ของการดำเนินโครงการดังกล่าวเข้าสู่วาระการพิจารณาของ กพช. ในโอกาสแรก เพื่อขอความชัดเจนระดับนโยบายเกี่ยวกับการดำเนินการ รวมทั้งให้มีการพิจารณาเรื่องการประเมินผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพของ ประชาชนในชุมชน รวมทั้งรับฟังความคิดเห็นของประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียอย่างทั่วถึงใน ขั้นตอนการจัดทำรายงานการศึกษาฯ ด้วย ตามที่กระทรวงการต่างประเทศเสนอ
5. กระทรวงการต่างประเทศให้ความเห็นว่า ที่ประชุม กพช. อาจพิจารณาทางเลือกสำหรับดำเนินการในขั้นต่อไปได้ 3 แนวทาง ดังนี้ (1) ยุติการดำเนินการศึกษาความเป็นได้โครงการ (FS) โดย ไม่ยกเลิก MOU (2) ยกเลิก MOU และ (3) ดำเนินการตาม MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
เนื่องจากการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำฝ่ายบ้านกุ่มได้ ครบกำหนดตามที่ระบุใน MOU แล้ว ดังนั้นที่ประชุมมีมติให้กระทรวงการต่างประเทศรับไปพิจารณาดำเนินการเพื่อ ให้ได้ข้อยุติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีคำสั่ง ที่ 3/2550 ลงวันที่ 26 ธันวาคม 2550 และคำสั่งที่ 1/2552 ลงวันที่ 15 มิถุนายน 2552 เรื่องแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ และเพิ่มเติมองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ตามลำดับ โดยองค์ประกอบของคณะกรรมการประสานฯ ประกอบด้วย พลอากาศเอก กำธน สินธวานนท์ เป็นประธานที่ปรึกษาคณะกรรมการ นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 20 คน เป็นกรรมการ โดยมีอำนาจหน้าที่ในการกำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ กำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารงานแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนฯ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการพัฒนาและก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
2. คณะกรรมการประสานฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการประสานฯ ใหม่ โดยเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณายกเลิกคำสั่งที่ 3/2550 ลงวันที่ 26 ธันวาคม 2550 และคำสั่งที่ 1/2552 ลงวันที่ 15 มิถุนายน 2552 และเสนอให้มีการปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการประสานฯ ใหม่ โดยมี พลอากาศเอก กำธน สินธวานนท์ เป็นประธานที่ ปรึกษาคณะกรรมการ นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ ปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 21 คน เป็นกรรมการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัด ตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ตามที่เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคำสั่งแต่งตั้งดังกล่าว ให้ประธาน กพช. ลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บมจ.ปตท.) รับไปจัดทำแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) ให้มีความพร้อมและชัดเจนเพื่อรองรับการจัดทำแผนทางเลือกในการจัดหาเชื้อ เพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้าในอนาคต รวมทั้งการจัดทำมาตรการสนับสนุนจากภาครัฐ เพื่อให้ประเทศมีความพร้อมในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว มาทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติได้ทันเวลา ทั้งนี้ เพื่อเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวของประเทศ
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและแผนแม่บทระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และได้อนุมัติให้ บมจ.ปตท. ดำเนินการสร้างสถานี LNG (LNG Receiving Terminal) ขึ้นเพื่อให้บริการรับเรือนำเข้า LNG ขนถ่าย เก็บรักษา และแปลงสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ บมจ.ปตท. โดย บมจ.ปตท. ได้ก่อตั้งบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เพื่อดำเนินโครงการก่อสร้างสถานี LNG และเป็นผู้ให้บริการ โดยเรียกเก็บค่าดำเนินการดังกล่าวในรูปค่าบริการสถานี LNG จาก บมจ.ปตท. และ บมจ.ปตท. จะนำค่าบริการสถานี LNG ดังกล่าวรวมเป็นส่วนหนึ่งของราคานำเข้า LNG เพื่อนำไปคำนวณเป็นต้นทุนเฉลี่ยของราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีการพิจารณา เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และได้มีมติเห็นชอบหลักการการกำหนดโครงสร้างราคา LNG ประกอบด้วย ราคาก๊าซธรรมชาติเหลวที่เป็นราคาเจรจาระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและขนส่งเพื่อนำเข้า LNG และค่าบริการสถานีโดยมีสูตรดังนี้
PLNG = ราคาเนื้อ LNG + ค่าบริการสถานี LNG (LNG Receiving Terminal Tariff)
โดย
ราคาเนื้อ LNG = ราคานำเข้า LNG (First In First Out) + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและขนส่ง LNG
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำเสนอผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงสร้างค่าบริการสถานี LNG ต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และ คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และเห็นชอบกรอบสัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) และหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้น
5. โครงการก่อสร้างสถานี LNG ในระยะที่ 1 บริษัท PTTLNG ได้เริ่มก่อสร้างตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2551 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี คาดว่าจะก่อสร้างแล้วเสร็จพร้อมทดสอบเดินเครื่องในไตรมาส 2 ปี 2554 และจะสามารถเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในไตรมาส 3 ปี 2554
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ดังนี้
6.1 ราคาเนื้อ LNG หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ LNG ที่ส่งเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติรวมค่าขนส่งถึงสถานี LNG และค่าใช้จ่ายในการนำเข้า มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
6.1.1 ราคานำเข้า LNG หมายถึง ราคาเนื้อก๊าซ LNG ที่มีการนำเข้าโดยเป็นการตกลงซื้อจากผู้ขาย LNG รวมค่าขนส่ง LNG มายังสถานีรับ LNG ค่าประกันภัยและค่าสูญเสียเนื้อก๊าซระหว่างการขนส่ง (Loss) มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
6.1.2 ค่าใช้จ่ายนำเข้า ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายตามข้อกำหนดตามกฎหมายและค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการนำเข้า
6.1.3 ในการวัดและคำนวณปริมาณ LNG ให้เป็นไปตามมาตรฐานเดียวกับการวัดปริมาณซื้อขายก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย
6.1.4 เห็นควรปรับหลักการคิดราคานำเข้า LNG จากการคิดตามหลักการ First In First Out (FIFO) ตามมติ กพช. 28 กันยายน 2550 เป็นหลัก การคิดราคาเนื้อ LNG โดยใช้ค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average) ของราคาเนื้อ LNG ในถังเก็บและการนำเข้าในแต่ละเดือน และเรียกเก็บตามปริมาณ LNG ที่มีการส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซฯ หรือระบบจำหน่าย
6.2 ค่าบริการสถานี LNG (LNG Receiving Terminal Tariff) เป็นค่าบริการการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ โดยเป็นค่าใช้จ่ายที่ผู้ใช้บริการสถานี LNG ชำระแก่ผู้ให้บริการ ตามหลักฐานการเรียกเก็บค่าบริการจากผู้ให้บริการ ทั้งนี้ แนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการสถานี LNG ประกอบด้วย
6.2.1 อัตราค่าบริการสถานี LNG ต้องสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงโดยคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนใน การประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพโดยคำนึงถึงความสามารถในการรองรับ ความต้องการใช้ LNG ที่จะเกิดขึ้นในอนาคตเพื่อส่งเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะ ยาว
6.2.2 โครงสร้างและรูปแบบธุรกิจของสถานี LNG ควรมีการแยกความรับผิดชอบระหว่างการดำเนินกิจการสถานี LNG กับกิจการอื่นที่เกี่ยวข้อง เพื่อก่อให้เกิดความโปร่งใสและสามารถตรวจสอบได้ ต้องไม่ก่อให้เกิดการผูกขาด และมีข้อจำกัดในการแข่งขัน เช่น การส่งเสริมนโยบายการเชื่อมต่อโดยบุคคลที่สาม (Third Party Access) ทั้งยังต้องคำนึงถึงภาระความเสี่ยงที่ควรจัดสรรอย่างเป็นธรรมระหว่างผู้รับ ใบอนุญาตและผู้รับบริการด้วย
6.2.3 ประมาณการความต้องการ LNG (LNG Demand Forecast) ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการต้องสอดคล้องกับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะ ยาวที่ได้รับอนุมัติจาก กพช. ทั้งนี้ มอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้พิจารณาปรับปริมาณความต้องการใช้ LNG ที่ใช้ในการคำนวณค่าบริการตามระยะเวลาที่เหมาะสมต่อไป
6.2.4 ค่าใช้จ่ายในการลงทุนสถานี LNG และค่าใช้จ่ายดำเนินงานที่เกี่ยวข้อง ควรพิจารณาถึงค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษาและซ่อมแซมเพื่อให้สถานี LNG สามารถดำเนินการตามมาตรฐานทางด้านวิศวกรรม ความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อมของ กกพ. ในการประกอบกิจการสถานี LNG
6.2.5 การปรับอัตราค่าบริการจะเกิดขึ้นโดยกรณีใดกรณีหนึ่งหรือทั้งสองกรณีรวมกัน ดังต่อไปนี้
1) การปรับเปลี่ยนเป็นระยะ (Periodic Adjustment) ให้มีการทบทวนการคำนวณค่าบริการตามระยะเวลาที่เหมาะสม และ/หรือในกรณีที่มีการปรับเปลี่ยนการลงทุน (Roll - in Adjustment) หากมีความจำเป็นต้องลงทุนเพิ่มเติม ขยายหรือปรับปรุงสถานี LNG เพื่อให้สามารถดำเนินการได้อย่างปลอดภัยมีประสิทธิภาพและมั่นคง เพื่อสนองความต้องการใช้ LNG ในอนาคตอย่างเพียงพอ
2) การปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) ในกรณีที่ค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปรของสถานี LNG มีการเปลี่ยนแปลงตามปริมาณ LNG ที่ผ่านสถานี LNG ที่เกิดขึ้นจริง
ทั้งนี้ มอบหมาย กกพ. พิจารณาปรับอัตราค่าบริการตามความเหมาะสม
6.3 การคำนวณราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซ (Pool Price) ราคา LNG (PLNG) ตามข้อ 6.1 - 6.2 ให้ไปรวมคำนวณเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติแบบถ่วงน้ำหนัก ตามค่าความร้อนในกลุ่มที่ 2 (POOL 2) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ของ สนพ.
6.4 สูตรโครงสร้างราคา LNG
จากข้อ 6.1 - 6.3 สูตรโครงสร้างราคา LNG ใหม่ สามารถสรุปได้ดังนี้
PLNG = ราคาเนื้อ LNG + ค่าบริการสถานี LNG (LNG Receiving Terminal Tariff)
โดย
ราคาเนื้อ LNG = ราคานำเข้า LNG (เฉลี่ยถ่วงน้ำหนักรายเดือน) + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า
7. กรอบหลักเกณฑ์อัตราค่าบริการของสถานี LNG สามารถสรุปได้ ดังนี้
7.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคำนวณค่าบริการสถานี LNG แบ่งได้ 2 ประเภท
7.1.1 สมมติฐานทั่วไป ประกอบด้วย ปริมาณสูงสุดสำหรับโครงการก่อสร้างสถานี LNG ระยะที่ 1 เท่ากับ 5 ล้านตันต่อปี โครงสร้างการกำหนดอัตราค่าบริการสถานี LNG แบ่งเป็น 3 ส่วน คือ เงินลงทุนโครงการ (CAPEX) ค่าใช้จ่ายดำเนินงานคงที่ (Fixed OPEX) และค่าใช้จ่ายดำเนินงานผันแปร (Variable OPEX) รูปแบบการกำกับดูแลที่กำหนดอัตราผลตอบแทน (Rate of Return Regulation) และความต้องการ LNG (LNG Demand Forecast) ที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าบริการเป็นไปตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวที่ ได้รับอนุมัติจาก กพช.
7.1.2 สมมติฐานในการคำนวณ สรุปได้ดังนี้
สมมติฐาน | รายละเอียด | เหตุผล/ที่มาของสมมติฐาน |
1. วิธีการกำหนดผลตอบแทน | Weighted AverageCost of Capital (WACC) | เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนดโดยพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนเฉลี่ยของกิจการสถานี LNG ซึ่งประกอบไปด้วย ต้นทุนของเงินกู้ยืม (Cost of debt) และต้นทุนส่วนของผู้ถือหุ้น (Cost of equity) ซึ่งสะท้อนภาระทางการเงิน ผลตอบแทนของผู้ถือหุ้น และความเสี่ยงจากการระดมทุนเพื่อลงทุนในกิจการสถานี LNG |
2. วงเงินลงทุน | วงเงินลงทุนจริงที่เกิดขึ้น | เป็นข้อมูลของผู้รับใบอนุญาตที่นำเสนอ โดย กกพ. จะตรวจสอบรายละเอียดข้อมูลดังกล่าวก่อนนำไปใช้ในการคำนวณ |
3. ค่าใช้จ่ายดำเนินงานคงที่ (Fixed OPEX) | คิดเป็นร้อยละของวงเงินลงทุน | เป็นข้อมูลของผู้รับใบอนุญาตที่นำเสนอ โดย กกพ. จะตรวจสอบรายละเอียดข้อมูลดังกล่าวก่อนนำไปใช้ในการคำนวณ |
4. อายุโครงการ | 40 ปี | เป็นข้อมูลของผู้รับใบอนุญาตที่นำเสนอ โดย กกพ. จะตรวจสอบรายละเอียดข้อมูลดังกล่าวก่อนนำไปใช้ในการคำนวณ ซึ่งจะกำหนดให้สอดคล้องกับอายุการใช้งานกิจการโครงสร้างพื้นฐานโดยทั่วไป |
5. วิธีการคำนวณค่าเสื่อมราคา | แบบเส้นตรงตามอายุโครงการ | เป็นวิธีกำหนดการคำนวณค่าเสื่อมราคาซึ่งเป็นไปตามหลักสากลและสอดคล้องกับประเภทกิจการและอายุการใช้งานกิจการโครงสร้างพื้นฐานโดยทั่วไป |
6. นโยบายภาษี | ภาษีตามจริง | เป็นข้อมูลจริงที่ผู้รับใบอนุญาตได้รับผ่อนผัน/สิทธิประโยชน์จากนโยบายด้านภาษี |
7. การทบทวนอัตราค่าบริการ (Td) | ทุก 3 - 5 ปี | เพื่อปรับให้สอดคล้องกับเงินลงทุนและสถานการณ์ในปัจจุบัน |
8. การทบทวนอัตราค่าบริการ (Tc) | ทุกปี |
เพื่อปรับให้สอดคล้องกับค่าใช้จ่ายจริงตามปริมาณ LNG ที่เกิดขึ้น |
7.2 หลักเกณฑ์คำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ
7.2.1 ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge: Td) คำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ของสถานี LNG ค่าใช้จ่ายในส่วนนี้ ประกอบด้วย เงินลงทุนโครงการ (CAPEX) และค่าดำเนินการในการให้บริการที่คงที่ (Fixed OPEX) สำหรับการคิดค่าบริการในส่วนนี้คิดตามปริมาณก๊าซฯ ที่ตกลงในสัญญาและสอดคล้องกับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ โดยค่าบริการมีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
1) เงินลงทุนโครงการก่อสร้างสถานี LNG จะคำนวณเป็นค่าเฉลี่ยการลงทุนให้เท่ากันทุกปีตลอดอายุของโครงการ (Levelization) ซึ่งค่าใช้จ่ายการลงทุนจะประกอบด้วย เงินลงทุนที่ได้ลงทุนไปแล้วและเงินลงทุนในอนาคตตามแผนการลงทุน
2) ในกรณีที่มีการปรับแผนการลงทุน ซึ่งอาจเป็นการเพิ่ม/ขยายโครงการใหม่หรือการปรับแผนไปจากเดิม จะมีการดำเนินการปรับค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ใหม่ โดยรวมค่าใช้จ่ายของสถานี LNG ที่ลงทุนใหม่และสถานี LNG ที่ลงทุนไปแล้วเข้าด้วยกัน (Roll - in Adjustment)
3) สูตรคำนวณกระแสเงินสดสุทธิในแต่ละปี เท่ากับ รายได้ค่าบริการสถานี LNG หักด้วยเงินลงทุน ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานและการบำรุงรักษา และภาษี
4) ทั้งนี้ ในส่วนเงินลงทุนให้ปรับเป็นค่าที่เกิดขึ้นจริงและใช้แทนค่าประมาณการในตัวแบบการคำนวณ
5) ในการปรับปริมาณความต้องการใช้ LNG ให้ปรับให้สอดคล้องกับแผนจัดหาก๊าซฯ ที่ได้รับอนุมัติใหม่จาก กพช./ครม. ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาถึงระยะเวลาที่เหมาะสมในการปรับปริมาณความต้องการใช้ LNG สำหรับการคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ซึ่งจะอยู่ที่ประมาณ 3 - 5 ปี หรือในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงปริมาณความต้องการใช้ LNG อย่างมีนัยสำคัญ
6) ข้อกำหนดที่นอกเหนือจากข้างต้นให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
7.2.2 ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) คำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปรของสถานี LNG การคิดค่าบริการในส่วนนี้คิดตามปริมาณ LNG ที่ผ่านสถานี LNG จริง โดยค่าบริการมีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
ทั้งนี้ ให้มีการทบทวนค่าบริการส่วนผันแปรทุกปีเพื่อให้สอดคล้องกับค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบนโยบายและแนวทางการคำนวณราคา LNG และอัตราค่าบริการสถานี LNG ตามข้อ 6
- รับทราบกรอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ตามข้อ 7 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสถานี LNG ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป
เรื่องที่ 9 การเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะอนุกรรมการนโยบายปิโตรเลียมได้ออกประกาศลงวันที่ 7 สิงหาคม พ.ศ.2532 เชิญชวนลงทุนสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียม ตามนโยบายที่ต้องการให้ประเทศมีกำลังการกลั่นปิโตรเลียมใกล้เคียงกับความ ต้องการใช้น้ำมัน ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 6 มีนาคม พ.ศ.2533 เห็นชอบในการคัดเลือกข้อเสนอสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียมของบริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด พร้อมทั้งให้บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด ได้รับสิทธิในการสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียมอีกแห่งหนึ่งด้วย
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน พ.ศ.2533 ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงอุตสาหกรรมเจรจาและทำสัญญาสร้างโรงกลั่นน้ำมันกับ บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด และต่อมาบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานสปอร์ต (ประเทศไทย) จำกัด ได้ทำสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกับกระทรวงอุตสาหกรรม ลงวันที่ 29 พฤศจิกายน พ.ศ.2534 และได้มีการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม เมื่อวันที่ 3 กันยายน พ.ศ.2540 เพื่อยกเลิกการจ่ายเงินประจำปีและเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่กระทรวง อุตสาหกรรม
3. สาระสำคัญของสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมได้กำหนดให้จัด ตั้ง บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด "SPRC" เพื่อรับโอนสิทธิและหน้าที่ตามสัญญาจาก บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานสปอร์ต (ประเทศไทย) จำกัด โดยให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยเข้าถือหุ้นใน SPRC ร้อยละ 36 และบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ถือหุ้นร้อยละ 64 และให้มีการจำหน่ายหุ้นของ SPRC ร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียนให้แก่ประชาชนในโอกาสแรกที่หลักทรัพย์ของ SPRC ถูกรับเข้าตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย หรืออย่างช้าภายในปี พ.ศ.2543 โดยอัตราส่วนการถือหุ้นของ SPRC ภายหลังจากที่ได้จำหน่ายหุ้นแล้ว ประกอบด้วย บริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานส์ปอร์ต คอร์ปอเรชั่น ร้อยละ 45 การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ร้อยละ 25 และประชาชน ร้อยละ 30 ต่อมา SPRC ได้ขอขยายกำหนดเวลาการนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศ ไทยออกไป เนื่องจากเกิดภาวะวิกฤติเศรษฐกิจตกต่ำ ประกอบกับภาวะตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยในช่วงเวลาดังกล่าวไม่เอื้อต่อการ เสนอขายหุ้นของบริษัท
4. หลังจากได้มีการโอนภาระหน้าที่การกำกับดูแลสัญญาของ SPRC จากกระทรวงอุตสาหกรรม มาให้กระทรวงพลังงานแล้ว กระทรวงพลังงานได้ติดตามการปฏิบัติตามสัญญาของ SPRC โดยได้แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ แห่งประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด มีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ และผู้แทน ปตท. และ บริษัท เชฟรอน เอเชีย แปซิฟิค โฮลดิ้ง ลิมิเต็ด "CSAHPL" ในฐานะผู้ถือหุ้น ผู้แทน SPRC ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ และผู้แทนตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย เป็นกรรมการ โดยมีกรมธุรกิจพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ
5. ประเด็นปัญหาที่เกิดขึ้น ประกอบด้วย
5.1 ข้อบังคับในสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมบางประการไม่สอด คล้องกับหลักเกณฑ์ในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ รวมทั้งกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้อง และผู้ถือหุ้นได้มีการเปลี่ยนแปลงไปจากขณะที่ทำสัญญา
5.2 กลุ่มบริษัทเชฟรอนซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นใหญ่ใน SPRC ได้เรียกร้องให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทใน Letter of Understanding และสัญญาซื้อขายน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในเชิงพาณิชย์ ที่ทำระหว่างกลุ่มบริษัทเชฟรอน และ ปตท. เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม พ.ศ. 2552 กำหนดให้สัญญาทุกประเภทที่หน่วยงานของรัฐทำกับเอกชนในไทยหรือต่างประเทศไม่ ว่าจะเป็นสัญญาทางการปกครองหรือไม่ ไม่ควรเขียนผูกมัดในสัญญาให้มอบข้อพิพาทให้คณะอนุญาโตตุลาการเป็นผู้ชี้ขาด แต่หากมีปัญหาหรือความจำเป็นหรือเป็นข้อเรียกร้องของคู่สัญญาอีกฝ่ายที่มิ อาจหลีกเลี่ยงได้ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา
6. คณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ได้พิจารณาประเด็นปัญหาดังกล่าวข้างต้นและเสนอแนวทางในการแก้ไขปัญหา ดังนี้
6.1 ให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม ประกอบด้วย
(1) แก้ไขชื่อผู้เกี่ยวข้อง ชื่อหน่วยงาน กฎหมายที่ระบุในสัญญาทั้งหมด รวมทั้งที่ตั้งของ ผู้อนุญาตและผู้รับอนุญาตให้สอดคล้องกับข้อเท็จจริงในปัจจุบัน
(2) ให้มีความยืดหยุ่นของโครงสร้างการถือหุ้นเมื่อนำเข้าตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทย ระหว่างผู้ถือหุ้น คือบริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้ง พีทีอี ลิมิเต็ด "CSAHPL" และ ปตท. โดยให้สามารถเปลี่ยนแปลงสัดส่วนการถือหุ้นจากที่กำหนดไว้ในสัญญา และเปิดให้ SPRC สามารถออกหุ้นสามัญเพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนได้มากกว่าร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียนก็ได้
(3) ยกเลิกข้อกำหนดที่ทำให้บริษัท SPRC ได้รับการปฏิบัติที่แตกต่างไปจากบริษัทอื่น ที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย เช่น ข้อกำหนดเกี่ยวกับจำนวนทุนจดทะเบียนที่ชำระเต็มมูลค่าหุ้น และอัตราส่วนหนี้สินต่อเงินทุนจดทะเบียน
(4) ให้โครงสร้างกรรมการของ SPRC รวมถึงคุณสมบัติ การเลือกตั้ง และวาระการดำรงตำแหน่งของกรรมการเป็นไปตามกฎหมาย กฎเกณฑ์ และกฎระเบียบที่มีผลใช้บังคับกับบริษัทที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยภายหลังจากที่บริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ แห่งประเทศไทยแล้ว โดย SPRC อาจดำเนินการดังกล่าวก่อนการเข้าจดทะเบียนเป็นหลักทรัพย์จดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยก็ได้
(5) แก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการโอนหุ้นที่ถือโดย CSAHPL โดยให้โอนหุ้นของตนให้กับบริษัทในเครือซึ่งมี บริษัท เชฟรอน คอร์ปอเรชั่น เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดไม่ว่าโดยทางตรงหรือโดยทางอ้อม
6.2 เห็นควรให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการ ในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่าง ปตท. และกลุ่มบริษัทเชฟรอน เนื่องจากจะทำให้ LOU รวมถึงสัญญาเชิงพาณิชย์อื่นๆ ที่เกี่ยวข้องได้ข้อยุติและผู้ถือหุ้นทั้ง 2 ราย สามารถลงนามได้ และบริษัท SPRC ก็จะมีความพร้อม ในการเตรียมเข้าจดทะเบียนและกระจายหุ้น ในตลาดหลักทรัพย์ฯ ได้ ทั้งนี้ ปตท. ได้เห็นชอบการให้ใช้วิธีการระงับข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการแล้ว
7. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ส่งร่างสัญญาที่แก้ไขแล้ว ให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา ซึ่งสำนักงานอัยการสูงสุดได้ตรวจพิจารณาและยกร่างสัญญาขึ้นใหม่ โดยมีประเด็นแก้ไขเพิ่มเติม ดังนี้
7.1 แก้ไขยกเลิกกำหนดระยะเวลาในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ของ SPRC ตามสัญญาข้อ 3.2 จากเดิมที่กำหนดให้ SPRC ต้องดำเนินการให้มีการจำหน่ายหุ้นของบริษัทร้อยละ 30 ของทุนจดทะเบียนให้แก่ประชาชนอย่างช้าภายในปี พ.ศ.2543 และให้กำหนดระยะเวลาขึ้นใหม่โดยให้กระทรวงพลังงานและ SPRC ร่วมกันพิจารณากำหนดระยะเวลาที่เหมาะสม
7.2 แก้ไขกฎเกณฑ์เกี่ยวกับการระงับข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการในสัญญา ข้อ 20 เนื่องจากกฎระเบียบที่เกี่ยวกับการระงับข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการได้ เปลี่ยนแปลงไปจากขณะที่ทำสัญญา โดยกำหนดให้กระบวนการพิจารณาของอนุญาโตตุลาการให้ถือตามข้อบังคับของสถาบัน อนุญาโตตุลาการ สำนักงานศาลยุติธรรม และให้คู่สัญญาแต่ละฝ่ายเป็นผู้รับภาระค่าป่วยการอนุญาโตตุลาการฝ่ายของตน และรับภาระค่าใช้จ่าย ค่าธรรมเนียม และค่าป่วยการประธานอนุญาโตตุลาการฝ่ายละกึ่งหนึ่ง
8. นอกจากประเด็นแก้ไขเพิ่มเติมแล้ว สำนักงานอัยการสูงสุดได้ให้ข้อสังเกตว่า (1) ธพ. ควรตรวจสอบหลักประกันที่ผู้รับอนุญาตได้วางไว้ตามสัญญาหลักข้อ 14 ว่าครอบคลุมการแก้ไขเปลี่ยนแปลงตามร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) แล้วหรือไม่ ถ้ายังก็ควรดำเนินการให้ครอบคลุมด้วย และ (2) ควรตรวจสอบว่า Letter of Understanding ซึ่งเป็นสัญญาผู้ถือหุ้นระหว่างบริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้ง พีทีอี ลิมิเต็ด และบริษัท ปตท. จำกัด(มหาชน) มีข้อสัญญาเกี่ยวกับการโอนหุ้น (Transfer of Shares) ของแต่ละฝ่ายว่าขัดหรือแย้งกับหน้าที่ของบริษัทผู้รับอนุญาต ตามร่างสัญญาข้อ 3.2 วรรคท้ายหรือไม่ เนื่องจากในสัญญากำหนดว่าหากบริษัท เชฟรอน เซาท์ เอเชีย โฮลดิ้ง พีทีอี ลิมิเต็ด ประสงค์จะลดจำนวนหุ้นของตนใน SPRC ให้ต่ำกว่าร้อยละ 45 จะต้องเสนอขายหุ้นพร้อมทั้งราคาและเงื่อนไขเป็นอันดับแรกให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2543 ซึ่งมิได้ถือหุ้นโรงกลั่นในประเทศไทย โดยที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้ถือหุ้นส่วนใหญ่ในบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) จึงไม่มีคุณสมบัติในการเป็นผู้รับซื้อหุ้นตามเงื่อนไขดังกล่าว ทั้งนี้ ธพ. ได้พิจารณาตามข้อสังเกตของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว สรุปว่า ไม่มีประเด็นตามข้อ (1) และ ตามข้อ (2) ธพ. ได้ประสานกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้นำเรื่องการโอนหุ้นมาประกอบการพิจารณา เพื่อไม่ให้ LOU ขัดแย้งกับสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมตามหลักการในข้อ 6.1 และตามความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุดในข้อ 7
- มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ต่อไป
- เห็นชอบให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่าง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน). และกลุ่มบริษัท เชฟรอน ตามข้อ 6.2 และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 10 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ประธานฯ ขอให้เลื่อนการพิจารณาเรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ออกไปก่อน เนื่องจากขณะนี้รัฐบาลอยู่ระหว่างดำเนินโครงการศึกษา Delivering People's Priorities Program เพื่อหาทางลดค่าครองชีพของประชาชนที่มีรายได้น้อย ซึ่งมีผู้แทนของกระทรวงพาณิชย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลัง เข้าร่วมโครงการศึกษาดังกล่าว และมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดส่งข้อมูลเรื่องนี้ให้ผู้แทนของกระทรวงพลังงานนำไปรวมเข้ากับโครงการ ศึกษาฯ เมื่อได้ข้อสรุปแล้วจึงนำมาเสนอ กพช. พิจารณาครั้งต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ที่ประชุมได้รับทราบสถานการณ์และความก้าวหน้าของเรื่องต่างๆ ดังต่อไปนี้
เรื่องที่ 11.1 การดำเนินการตามข้อเสนอของคณะกรรมการติดตามการแก้ไขปัญหาการละเมิดสิทธิมนุษยชนกรณีโครงการก่อสร้างเขื่อนฮัจจี
เรื่องที่ 11.2 การชะลอการดำเนินการเกี่ยวกับโครงการสร้างเขื่อนไซยะบุรี
เรื่องที่ 11.3 การใช้ประโยชน์ที่ดินในเขตพื้นที่ที่มีกฎหมายกำหนดให้อยู่ในความดูแลของส่วน ราชการเพื่อกิจการผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลม
เรื่องที่ 11.4 ความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์
เรื่องที่ 11.5 นโยบายด้านพลังงานหมุนเวียนและนิวเคลียร์ของต่างประเทศ
เรื่องที่ 11.6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 การปรับแผนงานโครงการโรงไฟฟ้าในระยะสั้นเพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. ในเดือนพฤษภาคม ปี 2553 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นจริงในระบบของ กฟผ. มีค่าเท่ากับ 24,009.9 เมกะวัตต์ สูงกว่าค่าพยากรณ์ที่ใช้จัดทำแผน PDP 2010 (22,690 เมกะวัตต์) ถึง 1,320 เมกะวัตต์ และมีแนวโน้มว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดที่ประเมินขึ้นใหม่ในเบื้องต้นมีค่าสูงกว่าค่า พยากรณ์เดิม ที่ใช้จัดทำแผน PDP 2010 มาก คือความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในแต่ละปีสูงกว่าค่าพยากรณ์ในแผนเดิมประมาณ 1,384 ถึง 1,915 เมกะวัตต์
จากแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและผลกระทบจากความล่าช้าของโรงไฟฟ้า เอกชน (IPP) ที่เลื่อนกำหนดแล้วเสร็จออกไปจากเดิม โดยโรงไฟฟ้า สยามเอนเนอร์ยี่ ซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงได้เลื่อนกำหนดแล้วเสร็จออกไปจากเดิม 2 ปี คือจากปี 2556 เป็นปี 2558 และโรงไฟฟ้า เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงประเมินว่าอาจจะต้องเลื่อนกำหนดแล้วเสร็จออกไป ถึง 3 ปี จากปี 2556 - 2557 เป็นปี 2559 - 2560 ทำให้ความสมดุลของความต้องการใช้ไฟฟ้าและแผนการสนองความต้องการไฟฟ้าเปลี่ยน แปลงไปจากแผน PDP2010 อย่างมาก โดยในปี 2557 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของระบบไฟฟ้าจะลดต่ำลงอยู่ที่ร้อยละ 9.7 ซึ่งต่ำ จึงยังมีความเสี่ยงต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในระยะสั้น 10 ปีข้างหน้านี้
2. กระทรวงพลังงาน จึงได้ศึกษาแนวทางแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน โดยพิจารณาโครงการโรงไฟฟ้าที่เหมาะสม มีความมั่นคงและมีประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า สามารถพัฒนาให้แล้วเสร็จได้ในระยะเวลาอันสั้นเพื่อเสริมระบบได้ทันในช่วง เวลาดังกล่าว ดังนั้นจึงจำเป็นต้องมีการร่วมมือกันเร่งพัฒนาโครงการทั้งภาครัฐและเอกชน โดยได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน ดังนี้
2.1 เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. ซึ่งมีความพร้อมและความเหมาะสมหลายด้าน ประกอบด้วย เป็นโครงการที่ดำเนินการโดยภาครัฐ สามารถควบคุมแผนงาน มีความพร้อมในการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้า มีความพร้อมในด้านเชื้อเพลิง มีความพร้อมในด้านการที่ดิน และมีการดำเนินการ กระบวนการมีส่วนร่วมของชุมชนอย่างต่อเนื่อง จนเป็นที่ยอมรับของชุมชน
2.2 ปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) ประเภทสัญญา Firm จำนวน 2,000 เมกะวัตต์ โดยขยายการรับซื้อเพิ่มเติมอีกประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ รวมเป็นประมาณ 3,500 เมกะวัตต์ และและให้พิจารณาจากข้อเสนอขายไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration พ.ศ. 2553 ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินการของ กกพ. เพื่อสนองความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งเพิ่มความคุ้มค่าในการลงทุนให้กับ
- โครงข่ายท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่ในปัจจุบัน และโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคต คือ โครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก นครราชสีมาและโครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก นครสวรรค์ โดยมีกำหนดส่งก๊าซได้ในปี 2557 ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553
- โครงการขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ตามที่ กฟผ. เสนอจากการศึกษาเพื่อรองรับปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration และพลังงานหมุนเวียน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552
2.3 การเร่งโครงการโรงไฟฟ้าวังน้อย หน่วยที่ 4 ขนาด 800 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ ของ กฟผ.
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามแนวทางแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน ตามข้อ 2
2.เห็นชอบให้ขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิต ไฟฟ้าและความร้อนร่วม (Cogeneration) เพิ่มเติมอีกประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ โดยพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากบัญชีรายชื่อเสนอขายไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ปี 2553 ที่ กกพ. ดำเนินการอยู่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและ กฟผ. ไปดำเนินการตามข้อ 1 และ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศต่อไป
กพช. ครั้งที่ 131 - วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน 2553
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2553 (ครั้งที่ 131)
เมื่อวันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2553 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
3.มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน
4.แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าของบริษัท สยามเอ็นเนอยี่ จำกัด
5.มาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
6.แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
7.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
8.สถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในปัจจุบันและผลกระทบต่อแผน PDP 2010
9.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) กรณีแผนสำรอง
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายไตรรงค์ สุวรรณคีรี) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและแผนแม่บทระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) เพื่อเป็นกรอบการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จำนวน 14 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 165,077 ล้านบาท
2. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) และเห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) และนำเสนอต่อ กพช. ต่อไป
3. ความต้องการก๊าซธรรมชาติของไทยในปี 2552 อยู่ที่ระดับ 3,649 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน โดยประมาณการระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2553 - 2557) ความต้องการก๊าซฯ จะยังขยายตัวในอัตราร้อยละ 6 ต่อปี ซึ่งเป็นผลจากเศรษฐกิจที่ฟื้นตัว และความต้องการก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 ที่กำหนดให้โรงไฟฟ้าใหม่ต้องใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงในปี 2553 - 2557 จำนวน 7,074 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ในช่วงปี 2558 - 2564 ความต้องการก๊าซฯ จาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ จะเกิดขึ้น และ 3,420 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2565-2573 ซึ่งคาดว่าความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นถึงระดับ 5,542 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2573 หรือคิดเป็นอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 1 ต่อปี (ในช่วงปี 2558-2573)
4. สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2553-2557 เพื่อรองรับความต้องการก๊าซฯ ที่จะเพิ่มขึ้น ปตท. ได้ปรับปรุงแผนการจัดหาก๊าซฯ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ที่ความต้องการก๊าซฯ ได้ปรับตัวลดลงไปอยู่ที่ระดับประมาณ 4,821 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวันในปี 2557 โดย ปตท. ได้ดำเนินการจัดหาก๊าซฯ เพิ่มเติมจากอ่าวไทย รวมทั้ง การนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านทั้งจากสัญญาที่มีอยู่เดิมและจากสัญญาใหม่ ได้แก่ แหล่งเชฟรอน (ส่วนเพิ่ม) (330 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) แหล่งบงกชใต้ (ส่วนเพิ่ม) 320 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) แหล่งเจดีเอ แปลง B17 (ส่วนเพิ่ม) 65 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน และแหล่ง M9 จากสหภาพพม่า (240 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) รวมทั้งการนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.5 - 1 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ปตท. ได้มีแผนการจัดหาก๊าซฯ เพิ่มเติมทั้งจากแหล่งก๊าซฯ ปัจจุบัน และแหล่งใหม่ๆ จากอ่าวไทย รวมทั้งจากประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งได้แก่ แหล่งไพลิน แหล่งในสหภาพพม่า แหล่งในเขตพื้นที่ร่วมไทย - กัมพูชา และแหล่งนาทูน่า อินโดนีเซีย รวมทั้ง ปตท. มีแผนการนำเข้า LNG เพิ่มเติม ประมาณ 10 ล้านตันต่อปี และในปี 2570 คาดว่าศักยภาพ ในการจัดหาก๊าซฯ โดยรวม จะอยู่ที่ระดับประมาณ 6,501 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน
5. เพื่อให้สอดคล้องกับแผนการจัดหาก๊าซฯ และแผนการขยายโรงไฟฟ้าใหม่ตาม PDP 2010 รวมทั้งให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดในการลงทุนขยายระบบท่อส่งก๊าซฯ ปตท. จำเป็นต้องมีการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามที่ ครม. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ในบางโครงการ ซึ่งประกอบด้วย (1) ขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ จำนวน 4 โครงการ ได้แก่ โครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกนครราชสีมา เงินลงทุน 16,000 ล้านบาท โครงการท่อส่งก๊าซฯ บนบกนครสวรรค์ เงินลงทุน 23,000 ล้านบาท โครงการท่อส่งก๊าซฯ บนบกชายแดนไทยสหภาพพม่า - BVW#1 เงินลงทุน 680 ล้านบาท และโครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกโรงไฟฟ้าร่วมจะนะ เงินลงทุน 993 ล้านบาท (2) ปรับเพิ่มเงินลงทุน เครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ในทะเล เงินลงทุน 2,432 ล้านบาท และ (3) ยกเลิกการลงทุนในโครงการเครื่องเพิ่มความดันก๊าซบนบกกลางทาง (4,917 ล้านบาท) และโครงการท่อส่งก๊าซฯ เชื่อมในทะเลแหล่งไพลิน (3,592 ล้านบาท) จำนวน 2 โครงการ เงินลงทุน 8,509 ล้านบาท
ทั้งนี้ การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ดังกล่าว จะทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 34,595 ล้านบาทจากวงเงินลงทุนเดิมที่เคยได้รับอนุมัติไปแล้ว 165,077 ล้านบาท เป็น 199,672 ล้านบาท และทำให้โครงข่ายระบบท่อใหม่สามารถมีกำลังส่งก๊าซฯ เพิ่มเป็น 7,520 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวันในปี 2569
6. สำหรับการวิเคราะห์ผลกระทบผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเบื้องต้น โดย ปตท. จะขยายระบบโครงข่ายก๊าซฯ ไปตามแนวที่ส่งผลกระทบต่อสังคม ชุมชน และสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด ซึ่งโครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบก นครราชสีมา และนครสวรรค์ ปตท. จะดำเนินการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามแนวถนนทางหลวง หรือเขตระบบโครงข่ายพลังงานเดิม ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนระยะทางกว่าร้อยละ 80 ของระยะทางทั้งหมด และการดำเนินการโครงการ ได้แก่ การใช้อสังหาริมทรัพย์ การก่อสร้าง และการคิดอัตราค่าบริการ ปตท. จะดำเนินการตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดโดย กพช. และอยู่ในการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ภายใต้ พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 นอกจากนี้ การดำเนินโครงการจะสอดคล้องตาม มาตรา 56 - 59 ว่าด้วยสิทธิให้ข้อมูลข่าวสารและการร้องเรียนตามกฎหมายรัฐธรรมนูญ โดยที่ ปตท. ต้องดำเนินการรับฟังความคิดเห็น ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน พ.ศ. 2548 และ ดำเนินการศึกษาและจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ตาม พ.ร.บ. ส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ด้วย ซึ่งทำให้ผลกระทบจากแผนขยายระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทฯ อยู่ในระดับต่ำ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว
2.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติมที่ได้มีการลงนามในสัญญาฯ ไปแล้ว และอยู่ระหว่างการลงนาม ทั้งนี้ เมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากทั้ง ในประเทศและต่างประเทศที่อยู่ระหว่างการเจรจามีข้อยุติแล้ว ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากในประเทศ ต่อ กพช. เพื่อทราบ และนำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
3.เห็นชอบการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ให้ ปตท. จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งบนบกและในอ่าวไทย รวมทั้งนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านในช่วงปี 2550 -2554 และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ (New IPP) ปตท. คาดว่าจะนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas หรือ LNG) ในปริมาณรวม 10 ล้านตันต่อปี โดยการนำเข้าในระยะแรก 5 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าก๊าซฯ 700 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) จากแหล่งต่างๆ ในประเทศอิหร่าน ออสเตรเลีย อินโดนีเซีย มาเลเซีย รัสเซีย และกาตาร์ เป็นต้น
2. เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2552 - 2558 ของ ปตท. ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ที่ดำเนินการตามแผนเฉพาะปี 2552 - 2558 และรับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป) ทั้งนี้ ภายใต้แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2552 - 2558 ดังกล่าว ปตท. ได้ปรับลดปริมาณนำเข้า LNG ลงเหลือ 1 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าก๊าซฯ ประมาณ 140 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน) ตั้งแต่ปี 2554 และกระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. เจรจาเงื่อนไขที่เป็นประโยชน์เพิ่มเติมกับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited 3 เพื่อปรับลดปริมาณซื้อ LNG เป็น 1 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตามบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited 3 ไม่ยอมปรับลดสูตรราคา LNG จึงทำให้ยังไม่มีการลงนาม Sales and Purchase Agreement (SPA) สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว
3. ปตท. อยู่ระหว่างก่อสร้าง PTTLNG Receiving Terminal ในบริเวณท่าเรืออุตสาหกรรม มาบตาพุด โดยมีกำหนดทดสอบการเดินเครื่อง (Commissioning) ในเดือนเมษายน 2554 และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการในเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนกรกฎาคม 2554
4. การเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากต่างประเทศจะต้องมีการนำเสนอ ต่อ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ แต่เนื่องจาก ปตท. ยังไม่สามารถลงนาม SPA กับ Qatargas ได้ ดังนั้นเพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการนำเข้า LNG ในระยะแรก ปตท. จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น
5. การซื้อขาย LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ผู้ซื้อและผู้ขายจะมีการจัดทำสัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) ล่วงหน้าเพื่อกำหนดเงื่อนไขหลักๆ (ยกเว้นเงื่อนไขปริมาณซื้อขาย กำหนดเวลาส่งมอบ และราคา) รองรับการซื้อขายที่อาจมีขึ้นในอนาคต โดยคู่สัญญาไม่จำเป็นจะต้องเจรจาเงื่อนไขซื้อขายที่ตกลงไว้แล้ว แต่จะเจรจาเพื่อตกลงปริมาณซื้อขาย กำหนด เวลาส่งมอบ และราคาตามความต้องการของแต่ละฝ่ายเป็นครั้งๆ โดยคู่สัญญายังไม่มีภาระผูกพันที่จะต้องซื้อขายจนกว่าจะสามารถตกลงและแจ้ง ยืนยันปริมาณซื้อขาย กำหนดเวลาส่งมอบ และราคา (Confirmation Notice)
6. กรอบสัญญา MSPA ประกอบด้วย อายุสัญญา ข้อผูกพันในการซื้อขาย รูปแบบการซื้อขาย ภาระผูกพันของผู้ซื้อในกรณีที่ไม่สามารถรับสินค้าได้ ภาระผูกพันของผู้ขายในกรณีผิดสัญญาหรือขาดส่ง คุณภาพสินค้า เหตุสุดวิสัย การระงับกรณีพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ กฎหมายที่ใช้บังคับเป็นกฎหมายอังกฤษ และหลักประกันทางการเงิน ซึ่งมีเงื่อนไขที่สอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญา SPA ของบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited 3 ซึ่งเป็นไปตามความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด
7. หากความต้องการใช้ก๊าซฯ ยังคงมากกว่าความสามารถในการจัดหาก๊าซฯ กลุ่มผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม/ขนส่งซึ่งมีทางเลือกในการใช้พลังงานชนิดอื่น อาจเป็นกลุ่มแรกๆ ที่ได้รับผลกระทบและต้องใช้เชื้อเพลิงทางเลือกทดแทนความต้องการใช้ก๊าซฯ รวมทั้งอาจสามารถใช้ราคาเชื้อเพลิงทางเลือกต่างๆ เช่น น้ำมันเตา 2%S ซึ่งมีราคาต่ำที่สุดเป็นราคาอ้างอิงในการจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ ในการเลือกราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคาอ้างอิง ต้องเป็นราคาที่มีการประกาศอย่างสม่ำเสมอจากหน่วยงานที่เชื่อถือได้ หรือมีสูตรราคาที่ชัดเจน รวมทั้งควรสอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหากไม่สามารถจัดหา LNG ได้ ดังนั้นน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น) เป็นราคาอ้างอิงที่มีความเหมาะสมในการจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น เนื่องจากสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและมีราคาต่ำที่สุดในการจัดหาเชื้อเพลิงทาง เลือกทดแทนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม ประกอบกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีการประกาศราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น) อย่างสม่ำเสมอ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบสัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) โดยให้ ปตท. ลงนามใน MSPA หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดย
2.1 ในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal
2.2 ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้
(1) ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น รายเดือน) ที่ประกาศโดย สนพ.
(2) ในกรณีอื่นๆ มอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น
ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
3.เห็นชอบให้สัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2552 ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายรัฐบาล เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) ดังนี้ 1) ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยกองทุนน้ำมันฯ รับภาระในการจ่ายเงินชดเชยการนำเข้า LPG ตั้งแต่สิงหาคม 2552 - มิถุนายน 2553 จำนวนเงินชดเชยสะสม 16,666 ล้านบาท (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553 ชดเชยประมาณ 20,759 ล้านบาท) 2) ตรึงราคา NGV ไว้ที่ 8.50 บาท/กก. โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยในอัตรา 2.00 บาท/กก. ตั้งแต่เดือนมีนาคม - พฤษภาคม 2553 จำนวนเงินชดเชยสะสม 833 ล้านบาท (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553 ชดเชยประมาณ 1,733 ล้านบาท) และ 3) ตรึงค่า Ft ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553 ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย กฟผ. รับภาระประมาณ 9,698 ล้านบาท
2. สถานการณ์ LPG ในกรณีโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 ไม่สามารถดำเนินการได้ ประมาณการความต้องการใช้ การผลิต และการนำเข้าของ LPG ปี 2553 อยู่ที่ 5,495 3,820 และ 1,663 พันตัน ตามลำดับ ประมาณการภาระการชดเชยการนำเข้า LPGในช่วงเดือนมกราคม - มิถุนายน 2553 กองทุนน้ำมันฯ มีภาระการชดเชยการนำเข้า LPG ประมาณ 11,001 ล้านบาท และคาดว่าในช่วงครึ่งปีหลัง ราคาน้ำมันจะปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับ 80 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคา LPG ในตลาดโลกจะอยู่ที่ระดับ 725 เหรียญสหรัฐ/ตัน การนำเข้า LPG คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 132 -154 พันตัน/เดือน ทำให้ภาระการชดเชย จะอยู่ที่ 1,606 - 2,486 ล้านบาท/เดือน แต่หากโรงแยกก๊าซฯ ที่ 6 สามารถเริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2553 เป็นต้นไป จะส่งผลให้ปริมาณการผลิต LPG เพิ่มขึ้นประมาณ 100 พันตัน/เดือน โดยปริมาณการนำเข้า LPG จะลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 32 - 54 พันตัน/เดือน และประมาณการภาระการชดเชยการนำเข้า LPGจากปริมาณการนำเข้าลดลงมาอยู่ที่ 32 - 54 ตัน/เดือน ส่งผลให้การชดเชย LPG ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2553 ลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 458 - 773 ล้านบาท/เดือน คาดว่าในปี 2553 กองทุนน้ำมันฯ จะต้องชดเชยการนำเข้า LPG ประมาณ 15,009 ล้านบาท
3. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 มิถุนายน 2553 มีเงินสดสุทธิ 33,402 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 9,041 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 8,795 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 247 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 24,361 ล้านบาท
4. เพื่อให้สนองตอบต่อนโยบายของรัฐบาลที่จะกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศและแก้ไข ปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนที่ได้รับผลกระทบด้านพลังงาน ประกอบกับประมาณการรายรับ/รายจ่ายกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงกันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554 มีรายรับสุทธิประมาณ 109 ล้านบาท (โรงแยกก๊าซฯ ที่ 6 ไม่สามารถดำเนินการได้) ซึ่งยังสามารถรับภาระการชดเชยการนำเข้า LPG และชดเชยราคา NGV ต่อไปได้ รวมทั้งภาระค่า Ft ของ กฟผ. ได้ลดลงจากที่ได้ประมาณการไว้ จึงเห็นควรให้ขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อไปอีก 6 เดือน (กันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554) ดังนี้ 1) ตรึงราคาขายปลีก LPG ในระดับราคา 18.13 บาท/กก. คาดว่ากองทุนน้ำมันจะต้องชดเชยในการนำเข้าประมาณ 2,204 ล้านบาท/เดือน หรือประมาณ 13,224 ล้านบาท 2) ตรึงราคาขายปลีก NGV โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ จ่ายชดเชย NGV ในอัตรา 2 บาท/กก. คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ประมาณ 300 - 400 ล้านบาท/เดือน หรือประมาณ 1,800 - 2,400 ล้านบาท 3) กระทรวงพลังงานประสานให้ กกพ. กับ กฟผ. รับไปพิจารณาดำเนินมาตรการตรึงค่า Ft ต่อไป ทั้งนี้ คาดว่าเมื่อสิ้นปี 2553 กฟผ. รับภาระแทนประชาชนประมาณ 5,996 ล้านบาท
5. จากการที่รัฐกำหนดให้ราคา LPG ณ โรงกลั่น (ราคาโรงแยกก๊าซฯ และราคาโรงกลั่นน้ำมัน) ราคาขายส่งและราคาขายปลีกให้อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง และต่ำกว่าน้ำมันเบนซินและน้ำมันเตาเป็นระยะเวลานาน ทำให้การใช้ LPG สูงขึ้นมาก ก่อให้เกิดปัญหาภาคขนส่ง อุตสาหกรรมและปิโตรเคมีเปลี่ยนมาใช้ LPG เพิ่มขึ้นมาก รวมทั้งเกิดการลักลอบส่งออก LPG ทำให้สูญเสียเงินกองทุนน้ำมันฯ และกองทุนน้ำมันฯ รับภาระจ่ายชดเชยการนำเข้า LPG ซึ่งอยู่ในระดับสูง ซึ่งไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้น้ำมัน เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ เก็บเงินจากน้ำมันเชื้อเพลิง ขณะที่โรงกลั่นได้ปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตโดยใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงแทนน้ำมันเตา รวมทั้งยังส่งผลกระทบต่อแผนการส่งเสริมการใช้ NGV เนื่องจากราคา NGV ไม่สามารถแข่งขันกับราคา LPG ได้
6. แนวโน้มสถานการณ์ LPG ในปี 2554 พบว่าปริมาณการผลิต LPG ในประเทศ (รวมโรงแยกก๊าซฯ 6 ) เพิ่มขึ้นร้อยละ 38 อยู่ที่ระดับ 5,064 พันตัน/เดือน และการใช้ LPG มีอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 5 อยู่ที่ระดับ 5,781 พันตัน/เดือน ขณะที่การนำเข้า LPG ลดลงร้อยละ 69 อยู่ที่ระดับ 60 พันตัน/เดือน ทำให้ภาระการจ่ายชดเชยจะอยู่ที่ 855 ล้านบาท/เดือน ดังนั้น จึงคาดได้ว่าในปี 2554 กองทุนน้ำมันฯ จะต้องชดเชยการนำเข้า LPG ประมาณ 10,260 ล้านบาท
7. สำหรับแนวทางการปรับราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้น เพื่อชดเชยการนำเข้า ดังนี้ กรณี 1 ปรับขึ้นราคา LPG ทุกภาค กรณี 2 คงราคาภาคครัวเรือน/ปรับขึ้นราคาภาคขนส่งและอุตสาหกรรม กรณี 3 คงราคาภาคครัวเรือนและขนส่ง/ปรับขึ้นราคาอุตสาหกรรม กรณี 4 ปรับขึ้นราคา LPG ทุกภาค โดย ขึ้นราคาภาคครัวเรือนเพียงครึ่งหนึ่งของภาคขนส่งและอุตสาหกรรม และกรณี 5 ปรับขึ้นราคา LPG ทุกภาค โดยกองทุนน้ำมันฯ รับภาระไว้ครึ่งหนึ่ง คิดเป็น 427 ล้านบาท/เดือน และให้ปรับขึ้นราคาตามกรณี 4 เพื่อลดภาระในส่วนที่เหลืออีก 427 ล้านบาท/เดือน ทั้งนี้ ตามแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG โดยปรับขึ้นราคาขายปลีกข้างต้น จะดำเนินการโดยทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้นไม่มากนัก ทั้งนี้อาจให้มีการปรับเพิ่มขึ้นครั้งละไม่เกิน 2 บาท/กก.
8. ปัจจุบันการจัดหา LPG ในประเทศได้จากโรงแยกก๊าซฯ ประมาณร้อยละ 69 จากโรงกลั่นน้ำมันประมาณร้อยละ 22 และจากการนำเข้าประมาณร้อยละ 9 เพื่อจูงใจให้ผู้ผลิตขยายการผลิตให้เพียงพอเพื่อลดการนำเข้าจากต่างประเทศ จำเป็นต้องกำหนดราคา ณ โรงกลั่นให้สะท้อนกับต้นทุนในการผลิต LPG โดยมีแนวทาง ดังนี้ 1) การกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซฯ ควรสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ ที่แท้จริง ซึ่ง สนพ. กำลังศึกษาอยู่ ทั้งนี้เบื้องต้นคาดว่าราคาต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ อยู่ที่ระดับ 400 - 440 เหรียญสหรัฐ/ตัน (เฉลี่ย 420 เหรียญสหรัฐ/ตัน) 2) การกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นของโรงกลั่นน้ำมัน ตามราคา LPG ตลาดโลก 3) กำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่น ตามต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 75 บวกต้นทุนการผลิตจากโรงกลั่นร้อยละ 25 โดยถ้าต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ระดับ 420 เหรียญสหรัฐ/ตัน และราคาจากโรงกลั่นเท่ากับ 725 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 496 เหรียญสหรัฐ/ตัน ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกปรับสูงขึ้นจาก 18.13 บาท/กก. เป็น 23.82 บาท/กก. ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบที่จะเกิดขึ้น ควรพิจารณาปรับเป็นขั้นเป็นตอน โดยอาจปรับเพิ่มขึ้นทุก 3 เดือน ในแต่ละครั้งไม่เกิน 2 บาท/กก.
9. แนวทางบรรเทาผลกระทบจากการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนใช้ LPG อย่างประหยัดโดยคำนึงถึงคุณค่าของ LPG รวมทั้งให้ความรู้และความเข้าใจในประเด็นราคาขายปลีกที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน เป็นราคาที่ต่ำกว่าราคาต้นทุนที่แท้จริง เพื่อให้เกิดการยอมรับเกี่ยวกับราคา LPG ที่ต้องมีการปรับขึ้นในอนาคตและเข้าใจถึงระบบการกำหนดราคา LPG ที่ต้องมีการเปลี่ยนแปลงราคาเป็นระยะๆ ซึ่งเป็นเหตุการณ์ปกติเหมือนน้ำมันฯ 2) เร่งรัดโครงการเปลี่ยนรถแท็กซี่ไปใช้ NGV จำนวน 20,000 คัน ให้แล้วเสร็จภายในกุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งสามารถลดปริมาณความต้องการใช้ LPG ได้ประมาณ 20,000 ตัน/เดือน และ 3) เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบต่ออุตสาหกรรมเซรามิก ให้ สนพ. รับไปดำเนินการเร่งรัดโครงการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานและการใช้หัว เผาไหม้ประสิทธิภาพสูงในเตาเผาเซรามิคซึ่งได้ดำเนินการอยู่ในปัจจุบัน รวมทั้งในระยะยาวพิจารณาหาทางเลือกเชื้อเพลิงอื่นทดแทน LPG เช่น การใช้ LNG เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานโดยตรึงราคาต่อไปอีก 6 เดือน (กันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554) ดังนี้
1.1 ตรึงราคาขายปลีก LPG ในระดับราคา 18.13 บาท/กิโลกรัม และจากการที่รัฐกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นไว้ที่ 333 เหรียญสหรัฐ/ตัน ในขณะที่ราคานำเข้าอยู่ในระดับ 725เหรียญสหรัฐ/ตัน คาดว่ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จะต้องชดเชยในการนำเข้าประมาณ 2,204 ล้านบาท/เดือน หรือรวมทั้งสิ้นประมาณ 13,224 ล้านบาท
1.2 ตรึงราคาขายปลีก NGV โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายชดเชย NGV ในอัตรา 2 บาท/กิโลกรัม คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประมาณ 300 - 400 ล้านบาท/เดือน หรือรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,800 - 2,400 ล้านบาท
1.3 กระทรวงพลังงานประสานให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กับ กฟผ. รับไปพิจารณาดำเนินการมาตรการตรึงค่า Ft จนถึงสิ้นปี 2553 ต่อไปทั้งนี้ คาดว่าเมื่อสิ้นปี 2553 กฟผ. รับภาระแทนประชาชนประมาณ 5,996 ล้านบาท
2.กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะรับภาระรวม 15,624 ล้านบาท ดังนี้
- ตรึงราคา LPG 13,224 ล้านบาท
- ตรึงราคา NGV 2,400 ล้านบาท
2.1ทั้งนี้ ในการดำเนินการมาตรการในข้อ 1.1 - 1.3 มอบหมายให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน, กกพ., กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
2.2รับทราบแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG หลังสิ้นสุดมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานตามข้อ 9 (3) โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปพิจารณาในรายละเอียดเพิ่มเติมและนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ให้รับความเห็นจากที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาด้วย
เรื่องที่ 4 แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าของบริษัท สยามเอ็นเนอยี่ จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2552 ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการดำเนินการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า แล้วมีมติรับทราบประเด็น ปัญหาและผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงาน เพื่อแก้ไขปัญหาการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า ได้เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานเพื่อพิจารณาดำเนินการต่อไป โดยให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมประกอบการพิจารณาด้วย ดังนี้ (1) การก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ต้องมีการเตรียมการหลายปี เพื่อความมั่นคงจึงต้องวางแผนรองรับในระยะยาว โครงการที่ได้รับการคัดเลือกทั้ง 4 โครงการ จึงได้บรรจุไว้ในแผน PDP ดังนั้น ในการพิจารณาแก้ไขปัญหากรณีโรงไฟฟ้าบางคล้าควรพิจารณาถึงระดับกำลังการผลิต สำรองของระบบตามแผน PDP ด้วย (2) ปัญหาของโครงการโรงไฟฟ้า บางคล้า มาจากข้อเรียกร้องจากประชาชนในพื้นที่ อย่างไรก็ตาม โครงการ IPP ที่ได้รับการคัดเลือกทั้ง 4 โครงการ ผ่านการคัดเลือกด้วยวิธีประมูลแข่งขันภายใต้หลักเกณฑ์และเงื่อนไขเดียวกัน และเป็นหลักเกณฑ์ที่มีการประกาศให้ผู้สนใจทราบโดยทั่วกัน ดังนั้น การแก้ไขปัญหาโครงการโรงไฟฟ้าบางคล้าควรพิจารณาอย่างรอบด้าน และพิจารณาในหลายแนวทาง รวมทั้งจะต้องพิจารณาประเด็นทางด้านกฎหมายอย่างถี่ถ้วนด้วย
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการดำเนินการแก้ไขปัญหาการ ก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า (คณะอนุกรรมการฯ) โดยมีอำนาจหน้าที่ในการพิจารณาระเบียบ ขั้นตอน วิธีการ และอำนาจหน้าที่ของหน่วยงาน/องค์กร ตลอดจนประเด็นกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาแนวทางการดำเนินการก่อสร้าง โรงไฟฟ้าตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ศึกษา วิเคราะห์ เสนอแนะแนวทางการดำเนินการแก้ไขปัญหาการก่อสร้างโรงไฟฟ้า พร้อมความเห็นและข้อเสนอแนะในแต่ละแนวทางเสนอ กบง. เป็นระยะ ก่อนเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบต่อไป โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน อนุกรรมการประกอบด้วยผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักบริหารหนี้สาธารณะ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงานอัยการสูงสุด และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยมีผู้แทน สนพ. และผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) เป็นฝ่ายเลขานุการ
3. คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมทั้งสิ้น 4 ครั้ง เพื่อพิจารณาในประเด็นด้านกฎหมาย และ ได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาความเป็นไปได้ข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า บางคล้า เพื่อศึกษาความเป็นไปได้เรื่องข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า โดยคณะทำงานฯ ได้จัดประชุม 3 ครั้ง และสำรวจพื้นที่ที่บริษัทฯ เสนอ จนได้ข้อยุติสำคัญ 2 ประเด็น ที่เห็นควรรายงานที่ประชุม กพช. ดังนี้
3.1 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นควรให้หารือสำนักงานอัยการสูงสุด เกี่ยวกับการดำเนินงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ.และบริษัท สยาม เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยประธานอนุกรรมการฯ ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2553 และอัยการสูงสุดได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาข้อหารือเมื่อวัน 6 พฤษภาคม 2553 มีสาระสำคัญดังนี้
(1) ประเด็นขอหารือ ประกอบด้วย (1) ภาครัฐสามารถให้บริษัทย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าหรือสามารถยกเลิกโครงการดัง กล่าวได้หรือไม่อย่างไร หากสามารถกระทำได้ รัฐจะต้องชดใช้ค่าเสียหายให้บริษัทหรือไม่ประการใด และ (2) หากคู่สัญญาไม่สามารถดำเนินโครงการได้อันเนื่องมาจากเงื่อนไขตามข้อตกลงจะมี ผลอย่างไรต่อรัฐและคู่สัญญา
(2) ผลการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด สรุปว่าหากเป็นที่แน่ชัดว่าการทำ การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment : EIA) ไม่สามารถที่จะได้รับความเห็นชอบภายในระยะเวลาสิ้นสุดข้างต้น เนื่องจากการคัดค้านของประชาชนยังคงดำรงอยู่ต่อไป จนไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้และรัฐไม่สามารถสนับสนุนและอำนวยความสะดวกแก่คู่ สัญญาให้การเข้าไปดำเนินการ EIA กระทำได้โดยปกติ จึงอาจถือได้ว่าเป็นเหตุสุดวิสัยตามนัยของ THE AGREEMENT ข้อ 1 ประกอบกับสัญญา PPA ข้อ 14.1.1 กระทรวงพลังงานควรร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณาแนวทางการเจรจากับบริษัทฯ บนพื้นฐานของความสุจริต (Bona Fide) เพื่อแก้ไขปัญหาให้เป็นที่พอใจและยอมรับกันทั้งสองฝ่ายตามที่กำหนดไว้ใน THE AGREEMENT ข้อ 1 อย่างเป็นธรรมเพื่อให้โครงการดำเนินการต่อไปได้ รวมทั้งการเจรจาเปลี่ยนระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ การย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การเจรจาค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับสถานการณ์และต้นทุนที่เปลี่ยนไป ทั้งนี้ ควรคำนึงถึงนโยบายเปิดเสรีด้านพลังงานของรัฐบาลและการกระตุ้นเศรษฐกิจและการ ลงทุนของภาคเอกชนประกอบด้วย
(3) คณะอนุกรรมการฯ พิจารณาผลการพิจารณาข้อหารือของอัยการสูงสุดแล้วเห็นว่าการคัดค้านจากผู้ ชุมนุมจนไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้ และหากรัฐไม่สามารถสนับสนุนและอำนวยความสะดวกแก่คู่สัญญาให้การเข้าไปดำเนิน การ EIA กระทำได้โดยปกติ อาจถือได้ว่าเป็นเหตุสุดวิสัย (Force Majeure) จึงมีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณา 2 เรื่องสำคัญ คือ ศึกษาความเป็นไปได้ของข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าในรายละเอียด พร้อมทั้งพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าด้วย และจัดทำผลการศึกษาความเป็นไปได้การย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเสนอต่อคณะ อนุกรรมการฯ ทั้งนี้ ในส่วนของการพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าให้เสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ให้ความเห็นประกอบการพิจารณาของ กพช. โดยในการดำเนินงานให้คณะทำงานที่แต่งตั้งขึ้น และรับข้อสังเกตจากที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาจัดทำรายละเอียดเสนอ กพช. ต่อไป โดยเฉพาะในประเด็นผลการพิจารณาของอัยการสูงสุด ซึ่งให้ความเห็นไว้ว่าอาจเป็นเหตุสุดวิสัย ดังนั้นจึงไม่ใช่เหตุสุดวิสัยอันเนื่องมาจากรัฐ รัฐจึงไม่จำเป็นต้องชดเชยค่าเสียหาย
3.2 คณะทำงานศึกษาความเป็นไปได้ข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ซึ่งมีอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วยรองอธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน ผู้แทน กฟผ. และผู้แทน สกพ. โดยมีผู้แทน สนพ. สป.พน. และ กฟผ. เป็นฝ่ายเลขานุการ ศึกษาความเป็นไปได้ข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ได้จัดประชุม 3 ครั้ง และสำรวจพื้นที่ที่บริษัทฯ เสนอ และจัดทำผลการศึกษา โดยมีข้อสรุปสำคัญ 5 ประการ ดังนี้
3.2.1 พื้นที่ตั้งใหม่ที่เสนอโดยบริษัทฯ
(1) การพิจารณาพื้นที่ทางเลือก บริษัทฯ ได้สำรวจและศึกษาพื้นที่ทางเลือกใหม่ 6 แห่ง โดยเปรียบเทียบความเหมาะสมจากปัจจัยที่สำคัญ 3 ด้าน คือ 1) ด้านเทคนิค : ระยะห่างแนวท่อก๊าซ แหล่งน้ำ และสายส่ง 2) ด้านกฎหมาย : ความสอดคล้องกับการใช้ประโยชน์ที่ดินตามกฎหมายผังเมือง และ 3) ด้านการยอมรับชุมชน : การยอมรับของชุมชน และผลกระทบต่อการประกอบอาชีพ โดยบริษัทฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าพื้นที่ทั้ง 6 ทางเลือก มีความเป็นไปได้ทางเทคนิค แต่ในด้านกฎหมายและมวลชนมีความแตกต่างกันในแต่ละพื้นที่ สรุปพื้นที่ 6 ทางเลือก คือ (1) พรหมบุรี อินดัสเตรียล คอมเพล็กซ์ อ. พรหมบุรี จ.สิงห์บุรี (2) นิคมอุตสาหกรรมแก่งคอย อ.แก่งคอย จ.สระบุรี (3) พื้นที่ใกล้โรงไฟฟ้าแก่งคอย 2 (โครงการแก่งคอย 3) อ.แก่งคอย จ.สระบุรี (4) นิคมอุตสาหกรรม เหมราช อีสเทิร์น ซีบอร์ด อ.ปลวกแดง จ.ระยอง (5) นิคมอุตสาหกรรมเกตเวย์ ซิตี้ อ.แปลงยาว จ.ฉะเชิงเทรา และ (6) สวนอุตสาหกรรมโรจนะ อ.อุทัย จ.อยุธยา
(2) ข้อเสนอบริษัทฯ เลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ณ สวนอุตสาหกรรมโรจนะ อ. อุทัย จ.อยุธยา ซึ่งมีความเหมาะสมทั้งด้านเทคนิค มีต้นทุนที่รับได้ และตั้งอยู่ในสวนอุตสาหกรรมคาดว่าจะไม่มีปัญหาด้านชุมชน และกำหนดกรอบการดำเนินการว่าหากลงนาม PPA ฉบับแก้ไขได้ภายในช่วงเดือนมิถุนายน - กรกฎาคม 2553 จะสามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้า และโรงแรกจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในกลางปี 2558
3.2.2 อัตราค่าไฟฟ้าที่ขอปรับเพิ่ม การพิจารณาข้อเสนอค่าไฟฟ้าของบริษัทฯ มีหลักการที่สำคัญ คือ เป็นราคาที่เป็นธรรมกับประชาชน โดยจะไม่มีการชดเชยค่าเสียหายจากการดำเนินการในที่ตั้งเดิมผลตอบแทนโครงการ ของที่ตั้งใหม่ไม่สูงกว่าที่ตั้งเดิม และค่าไฟฟ้ารวมไม่สูงกว่าโรงไฟฟ้าประเภทเดียวกันของผู้ประมูลในลำดับถัดไปใน การประมูลรอบเดียวกัน
สรุปอัตราค่าไฟฟ้าที่บริษัทฯ ขอปรับเพิ่มหลังจากเจรจาต่อรองโดย กฟผ. 0.0949 บาท/หน่วย โดยมีสาเหตุจากต้นทุนที่เพิ่มขึ้น แบ่งเป็นสองส่วน (1) การพิจารณาต้นทุนเพิ่มจากการเลื่อน COD 0.0538 บาทต่อหน่วย (2) การพิจารณาต้นทุนเพิ่มจากการย้ายสถานที่ตั้งโครงการ 0.0411 บาทต่อหน่วย (3) ต้นทุนบำรุงรักษาคงที่และแปรผัน 0.0034 บาท/หน่วย รายละเอียดอัตราค่าไฟฟ้าที่บริษัทฯ เสนอขอปรับเพิ่ม สรุปดังนี้
อัตราค่าไฟฟ้า (บาท/หน่วย) | |
1. Availability Payment 1 (AP1) | 0.3240 |
2. Availability Payment 2 (AP2) | 0.0426 |
3. Variable Operation & Maintenance Cost (VOM) | 0.0202 |
4. AP1+AP2+VOM | 0.3868 |
5. ค่าเชื้อเพลิง | 2.2280 |
6. Total (4+5) | 2.6148 |
7. ระบบส่งเชื่อมโยง | 0.0138 |
8. ค่าไฟฟ้าปัจจุบัน (= 6+7) | 2.6286 |
9. บริษัทฯ ขอเพิ่ม | 0.0949 |
10. AP2+VOM เพิ่มตาม CPI เมื่อ COD เลื่อนตามสูตรในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า |
0.0034 |
11. ค่าไฟฟ้ารวมใหม่ (= 8+9+10) | 2.7269 |
หมายเหตุ : ค่าระบบส่งเชื่อมโยงในตารางข้อ 7 จะมีการเปลี่ยนแปลงตามสถานที่ตั้งใหม่ด้วย ซึ่งมีค่า
ไม่สูงกว่าเดิม (กฟผ. อยู่ระหว่างการประเมิน)
ค่าไฟฟ้าใหม่เปลี่ยนแปลงจากเดิม (เมื่อรวมผลของการเพิ่มของ AP2 และ VOM) รวมเป็น 0.0983 บาท/หน่วย
3.2.3 การแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เห็นควรให้การแก้ไขเปลี่ยนแปลงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในประเด็นสำคัญ คือ (1) ปรับวันสำคัญต่างๆ (Critical Dates) และกำหนดวันดำเนินการต่างๆ ของโครงการ (Milestones) ให้สอดคล้องกับกำหนด SCOD ใหม่ (2) ข้อมูลด้านเทคนิคต่างๆ (3) ปรับปรุงตารางอัตราค่าไฟฟ้าตามผลการพิจารณา และ (4) เลื่อนกำหนดวันก่อสร้างระบบส่งแล้วเสร็จ (Scheduled Energizing Date: SED)
3.2.4 การก่อสร้างระบบส่งเชื่อมโยงระหว่าง สฟ. ของโรงไฟฟ้าใหม่และ สฟ. ภาชี 2 กฟผ. จะต้องปรับเปลี่ยนแผนงานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าในสถานที่ โดยจะใช้งบประมาณเดิมที่ ครม.อนุมัติไว้เดิม (ครม.ได้อนุมัติค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า บางคล้าที่สถานที่เดิมจำนวน 1,702 ล้านบาท) ซึ่งเพียงพอสำหรับการก่อสร้างระบบส่งเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าในสถานที่ ใหม่ โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี โรงไฟฟ้าใหม่ (สวนอุตสาหกรรรม โรจนะ) - ภาชี 2 วงจรคู่ ขนาดสาย 4x795 MCM ACSR ต่อเฟส ระยะทาง 15 กม. พร้อมติดตั้ง Fiber Optic บนสาย Overhead Ground Wire (2) ขยายสถานีไฟฟ้าแรงสูง 500 เควี ภาชี 2 สำหรับสายส่ง 500 เควี จากโรงไฟฟ้าใหม่จำนวน 2 วงจร (3) เพิ่มเติมระบบสื่อสารที่เกี่ยวข้อง
3.2.5 คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นเพิ่มเติม 3 ประเด็นสำคัญ คือ
(1) ด้านสิ่งแวดล้อม : มีความเห็นว่าให้บริษัทฯ พิจารณาผลกระทบเพิ่มเติม โดยประเมินคุณภาพอากาศในบรรยากาศจาก Emission Loading โรงไฟฟ้าในนิคมอุตสาหกรรมและโรงไฟฟ้าใกล้เคียงเพื่อให้มั่นใจว่าผลกระทบ สะสมในบริเวณดังกล่าวไม่ทำให้คุณภาพอากาศในบรรยากาศเกิดค่ามาตรฐานและกระทบ ต่อคุณภาพชีวิตประชาชน ตลอดจน พิจารณาดำเนินการตามมาตรา 67 วรรค 2 หากโครงการนี้เข้าข่ายโครงการที่มีผลกระทบรุนแรง
(2) การยอมรับของประชาชนในพื้นที่ ตามที่ บริษัทฯ แจ้งว่าการทำ EIA สวนอุตสาหกรรมโรจนะอยุธยาส่วนขยายระยะที่ 6 มีรับฟังความคิดเห็นกับหน่วยงานราชการส่วนภูมิภาค ส่วนท้องถิ่นและผู้นำชุมชน และสำรวจความคิดเห็นประชาชน พบว่า ความคิดเห็นต่อมาตรการป้องกันและแก้ไขโดยส่วนใหญ่มีความพึงพอใจ และประชาชนส่วนใหญ่เห็นด้วยกับการดำเนินโครงการนั้น คณะอนุกรรมการฯ เห็นว่าบริษัทฯ ควรต้องมีการวิเคราะห์ปัญหาที่เกิดขึ้นว่าในบางคล้าด้วย และกำหนดแนวทางเพื่อปรับปรุงแก้ไขให้ตรงสาเหตุเพื่อให้เกิดความเข้าใจและ เข้าถึงชุมชนในพื้นที่แห่งใหม่ได้อย่างแท้จริง
(3) กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ควรพิจารณาประเด็นเรื่องระยะเวลาในการจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อมโครงการรุนแรงการก่อสร้างโครงข่ายท่อก๊าซฯ และ สายส่ง ตลอดจนโรงไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลให้การดำเนินการ COD ไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด ควรพิจารณาปรับปรุงกรอบการดำเนินโครงการให้เป็นไปอย่างเหมาะสมสอดคล้องข้อ เท็จจริง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าของบริษัท สยามเอ็นเนอยี่ จำกัด โดยการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ ตามกรอบแนวทางที่สำนักงานอัยการสูงสุดให้ความเห็นไว้ว่าการคัดค้านจาก ผู้ชุมนุมจนไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้และหากรัฐไม่สามารถสนับสนุนและอำนวยความ สะดวกแก่คู่สัญญาให้การเข้าไปดำเนินการ EIA กระทำได้โดยปกติ อาจถือได้ว่าเป็นเหตุสุดวิสัย (Force Majeure)
2.เห็นชอบการพิจารณาข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ตามข้อ 3.2 ทั้งนี้ ในการแก้ไขสัญญาชื้อขายไฟฟ้าให้ส่งให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจสอบก่อน พิจารณาลงนามตามขั้นตอน ต่อไป
3.เห็นควรให้ กกพ. กำกับให้ กฟผ. และบริษัทฯ ปรับปรุงและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จทันกำหนดเวลาดำเนินงาน ตามขั้นตอน รวมทั้งรับข้อสังเกตด้านสังคม สิ่งแวดล้อม และมวลชนตามข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้าไปกำกับการดำเนิน งานอย่างใกล้ชิด
เรื่องที่ 5 มาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (ส่วนเพิ่มฯ) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนดส่วนเพิ่มฯ แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) พลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อหน่วย (2) พลังงานลม และขยะ 2.50 บาทต่อหน่วย (3) พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) 0.40 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็กมาก (ต่ำกว่า 50 กิโลวัตต์) 0.80 บาทต่อหน่วย (4) ชีวมวล 0.30 บาทต่อหน่วย โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 กพช. มีมติเห็นชอบให้สนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงด้วยใน อัตรา 0.30 บาทต่อหน่วย
3. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 เรื่องแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มฯ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP โดย (1) กำหนดส่วนเพิ่มฯ ในอัตราคงที่สำหรับขยะและพลังงานลม 2.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 7 ปี และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ (2) พลังงานหมุนเวียนอื่น ให้ใช้วิธีประมูลแข่งขัน กำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ สูงสุด 0.30 บาทต่อหน่วย และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 300 เมกะวัตต์
4. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มฯ พิเศษสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส อีก 1 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก พลังน้ำขนาดเล็กมาก และขยะ สำหรับพลังงานลมและแสงอาทิตย์เพิ่มอีก 1.50 บาทต่อหน่วย และต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 เห็นชอบการกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่ให้เพิ่มเติมพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ดังกล่าว ให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ใน 3 จังหวัดดังกล่าวด้วย
5. ภายหลังการออกมาตรการให้ส่วนเพิ่มฯ สำหรับโครงการ SPP และ VSPP ปรากฏว่ายังไม่มีโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์เสนอขายไฟฟ้า ซึ่งจากการศึกษาของสำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ). ได้วิเคราะห์ต้นทุน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าการส่งเสริมสำหรับพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ยังไม่คุ้มค่าการลงทุน ควรมีการปรับส่วนเพิ่มฯ ขึ้น และขยายระยะเวลาการสนับสนุน กพช.จึงมีมติเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 เห็นชอบให้ปรับปรุงส่วนเพิ่มฯ สำหรับ SPP พลังงานลม เป็น 3.50 บาทต่อหน่วย และขยายระยะเวลาสนับสนุนสำหรับพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มในอัตราพิเศษตามมติ กพช. วันที่ 4 มิถุนายน 2550)
6. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ.2551 - 2565) โดยมีการกำหนดเป้าหมายของแต่ละเชื้อเพลิงในแต่ละช่วงปี ทั้งนี้ ในส่วนของศักยภาพและเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานทดแทนเมื่อใช้ผลิตไฟฟ้ากำหนด ปริมาณไฟฟ้า ณ ปี 2565 เท่ากับ 5,608 เมกะวัตต์ และต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน โดยยกเลิกเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP พลังงานหมุนเวียนเดิม และกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ตามระเบียบ SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ ในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี และมีการปรับปรุงมาตรการส่งเสริม ดังนี้ (1) ปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มฯ เพิ่มขึ้น สำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็ก (2) กำหนดส่วนเพิ่มฯ ที่สอดคล้องกับขนาดกำลังการผลิตมากขึ้น (3) ยังคงอัตราส่วนเพิ่มฯ และระยะสนับสนุนโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ไว้เหมือนเดิม (4) ให้มีการวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าสำหรับผู้ประกอบการที่ต้อง การรับส่วนเพิ่มฯ ที่เหมาะสมกับขนาดโครงการ ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตามประมาณการปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่จะขอรับส่วนเพิ่มฯ ใหม่ตามแผน 15 ปี จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft เฉลี่ยทุกประเภทเชื้อเพลิงประมาณ 8 สตางค์ต่อหน่วย ภายในปี 2565
7. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้เห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 โดยในส่วนของการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อใหม่โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ ในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า ให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายที่กำหนดได้เท่าที่จะไม่ส่งผล กระทบต่อค่า Ft ต่อมาวันที่ 24 สิงหาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปริมาณพลังไฟฟ้าตามแผนฯ 15 ปี เป็นเป้าหมายขั้นต่ำในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน โดยให้ กกพ. กำกับดูแลการไฟฟ้าในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ตามขั้นตอนของประกาศและระเบียบที่กำหนด ทั้งนี้ หากปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อมีผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ ให้ กกพ. เสนอผลการวิเคราะห์พร้อมข้อเสนอให้ กพช. พิจารณาต่อไป
8. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้ สนพ. ศึกษาทบทวนอัตราส่วนเพิ่มฯ ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มี ความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
9. สรุปผลการวิเคราะห์ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อและภาระต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนจากการกำหนดมาตรการส่วนเพิ่มฯ
9.1 ณ เดือนพฤษภาคม 2553 มีปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งสิ้น 7,827.07 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่จ่ายเข้าระบบแล้ว 723.31 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการ 7,103.77 เมกะวัตต์ และปริมาณพลังไฟฟ้าจากโครงการพลังงานหมุนเวียนที่ขอส่วนเพิ่มฯ หากจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทั้งหมด สูงกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ที่เกินกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี ประมาณ 5 เท่า ที่เหลือจะเป็นส่วนเกินที่มาจากพลังงานลม ขยะ และก๊าซชีวภาพ ตามลำดับ ทั้งนี้ ปริมาณพลังไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำ และชีวมวล ยังต่ำกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปีมาก
9.2 การวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่า Ft ตามมาตรการอัตรา Adder ปัจจุบัน
(1) ประเมินจำนวนเงินสนับสนุนสำหรับพลังงานหมุนเวียนโดยมาตรการให้ส่วนเพิ่มฯ และอ้างอิงปริมาณตามเป้าหมายแผนฯ 15 ปี จะต้องใช้เงินสนับสนุนในช่วงปี 2551-2565 รวมทั้งสิ้น 268,450 ล้านบาท โดยหากวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่า โดยเทียบจากหน่วยการใช้ไฟฟ้าจากการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 การส่งเสริมในปริมาณตามแผนฯ 15 ปี จะมีผลกระทบต่อค่า Ft อยู่ระหว่าง 0.0698-0.0830 บาทต่อหน่วย และหากเทียบจากหน่วยการใช้ไฟฟ้าจากการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 จะมีผลกระทบเฉลี่ยต่อค่า Ft อยู่ระหว่าง 0.075 - 0.104 บาทต่อหน่วย
(2) หากวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่า Ft ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียนที่เสนอขายในปัจจุบัน ซึ่งสูงกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี อยู่ 2,223.07 เมกะวัตต์ จะส่งผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ จะมีผลกระทบเฉลี่ยต่อค่า Ft อยู่ระหว่าง 0.059 - 0.201 บาทต่อหน่วย โดยผลกระทบต่อค่า Ft สูงสุดจะเกิดขึ้นในช่วงปี 2555-2559 ซึ่งมีกำหนดการขายไฟฟ้าเข้าระบบมากที่สุด
ทั้งนี้ จากข้อมูลสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP พลังงานหมุนเวียน ณ เมษายน 2553 พบว่า พลังงานหมุนเวียนที่เสนอขายเข้าสู่ระบบในระหว่างปี 2553-2568 จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนผ่านกลไกอัตราส่วนเพิ่มฯ ทั้งสิ้น 400,604 ล้านบาท โดยเป็นผลจากการสนับสนุนโครงการพลังงานแสงอาทิตย์เป็นส่วนมาก ทั้งนี้ หากแจกแจงแหล่งที่มาของการสนับสนุนซึ่งส่งผลกระทบ Ft จะพบว่า ส่วนใหญ่เป็นการสนับสนุนโครงการ VSPP ที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟภ.
(3) เมื่อพิจารณาสัดส่วนเงินที่สนับสนุนตามอัตราส่วนเพิ่มฯ และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ได้ พบว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เป็นโครงการที่มีความสามารถผลิต ไฟฟ้าเข้าสู่ระบบในระหว่างปี 2553-2568 ประมาณ 48,411 ล้านหน่วย คิดเป็นร้อยละ 16 ของพลังงานหมุนเวียนทั้งหมด แต่จะต้องใช้เงินสนับสนุนผ่านกลไกอัตราส่วนเพิ่มฯ ประมาณ 289,932 ล้านบาท หรือคิดเป็น ร้อยละ 72 ของเงินสนับสนุนทั้งหมด เนื่องจากอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์สูงกว่าพลังงานหมุนเวียนอื่นค่อนข้างมาก ในการส่งเสริมจึงจำเป็นต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าจากการให้เงินสนับสนุนสำหรับ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เมื่อเปรียบเทียบกับเงินสนับสนุนที่ ให้กับเชื้อเพลิงประเภทอื่นๆ ด้วย
10. จากการวิเคราะห์ปริมาณไฟฟ้าที่เสนอขายจากโครงการแสงอาทิตย์และพลังงานลมจำนวนมาก มีเหตุปัจจัยดังนี้
10.1 อัตรา Adder : จากการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและผลตอบแทนการลงทุน (IRR) โครงการพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมตามอัตราส่วนเพิ่มฯ ปัจจุบัน พบว่าผู้ประกอบการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์จะได้รับ IRR สำหรับเทคโนโลยี Thermal 16.8 % และ 13.9% สำหรับเทคโนโลยี PV ขนาดใหญ่ ส่วนโครงการพลังงานลมขนาดใหญ่จะได้รับ IRR 9.5%
(1) การกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ โครงการพลังงานแสงอาทิตย์และลมที่ใช้อยู่ปัจจุบัน จัดทำบนข้อมูลต้นทุนการดำเนินโครงการในอดีต ซึ่งสูงกว่าราคาต้นทุนในปัจจุบันค่อนข้างมาก โดยเฉพาะค่าเครื่องมือและอุปกรณ์หลักที่ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ต้นทุนในการพัฒนาโครงการในปัจจุบันลดต่ำลง ขณะที่เงินทุนสนับสนุนอยู่ในอัตราเดิม จึงทำให้ผลตอบแทนโครงการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์อยู่ในเกณฑ์ที่สูง นอกจากนี้ โครงการดังกล่าวยังสามารถรับการส่งเสริมในรูปแบบอื่นด้วย เช่น การขาย Carbon credit ซึ่งจะทำให้ผลตอบแทนการลงทุนสูงขึ้นเป็น 17.80% สำหรับเทคโนโลยี Thermal และ 15.10% สำหรับ PV ขนาดใหญ่ และ 10.90% สำหรับพลังงานลมขนาดใหญ่
(2) การส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์โดยกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ เท่ากันทุกขนาดและเทคโนโลยี จากการวิเคราะห์ลักษณะโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นข้อเสนอในปัจจุบัน ส่วนใหญ่จึงเป็นโครงการขนาดใหญ่ เนื่องจากโครงการขนาดเล็กและขนาดกลางในลักษณะการติดตั้งบนหลังคาบ้าน หรืออาคารพาณิชย์ ยังไม่คุ้มทุน โดยมีปัจจัยจากอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่ยังไม่เหมาะสมกับขนาดการลงทุน และวิธีการคิดค่าไฟฟ้าแบบหักลบหน่วย (Net Energy) ไม่เหมาะกับการผลิตไฟฟ้าและจ่ายไฟ ณ จุดใช้งาน
(3) เพื่อเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ การส่งเสริมโครงการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้านและอาคารพาณิชย์ จะช่วยลดความสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ในระบบ เพราะมีการผลิตและใช้ ณ จุดที่ติดตั้งระบบ รวมทั้ง ไม่ต้องใช้พื้นที่จำนวนมาก ไม่เป็นการสูญเสียพื้นที่เพื่อการเกษตรและการปศุสัตว์ จึงควรให้การส่งเสริมในอัตราและรูปแบบสนับสนุนที่เหมาะสมสำหรับโครงการ พลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์
10.2 ปัจจัยอื่นที่มีผลต่อปริมาณการยื่นข้อเสนอและผลตอบแทนการลงทุน
(1) พลังงานแสงอาทิตย์ : การกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่เท่ากันทุกเทคโนโลยี ในขณะที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแตกต่างกัน และค่าไฟฟ้าฐานที่โครงการได้รับจะแตกต่างกันตามช่วงเวลา คือ ช่วง Peak 9.00-22.00 น. วันจันทร์-ศุกร์ และช่วง off-peak 22.00-9.00 น. วันจันทร์-ศุกร์ วันเสาร์-อาทิตย์ และวันหยุดนักขัตฤกษ์ทั้งวัน ซึ่งการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จะมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าช่วง Peak กับ Off-Peak 60:40 ทำให้โครงการได้ประโยชน์จากอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่สูง และค่าไฟฟ้าฐานในช่วง Peak ซึ่งสูงกว่า Off-peak
(2) พลังงานลม : ผู้ลงทุนมีการทำการศึกษาความเป็นไปได้โครงการอย่างละเอียด และสามารถหาพื้นที่ที่มีศักยภาพความเร็วลมสูงกว่าค่าเกณฑ์เฉลี่ยที่ พพ. เคยศึกษาศักยภาพไว้ ทำให้ได้ผลตอบแทนการลงทุนที่สูงขึ้น จึงทำให้มีการลงทุนมากกว่าเป้าหมายที่วางไว้ อย่างไรก็ตาม พื้นที่ที่มีศักยภาพสูงนั้น มีพื้นที่จำกัด ตลอดจนหลายพื้นที่ที่มีศักยภาพยังมีข้อจำกัดด้านสถานที่ตั้ง เนื่องจากพื้นที่ดังกล่าวเป็นพื้นที่ป่าอนุรักษ์หรือพื้นที่ลุ่มน้ำเป็นส่วน ใหญ่ ซึ่งต้องใช้เวลาในการดำเนินการ เพื่อขอใช้พื้นที่ตามระเบียบของหน่วยงานที่กำกับดูแลอยู่
10.3 มาตรการการส่งเสริมในรูปแบบอัตราส่วนเพิ่มฯ เป็นการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าต่อหน่วยที่ให้เพิ่มจากอัตราค่าไฟฟ้าฐานตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ารวมกับค่า Ft โดยฝ่ายนโยบายเป็นผู้กำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่เหมาะสมในแต่ละเทคโนโลยี เพื่อจูงใจการลงทุนจากภาคเอกชน ในกลุ่มประเทศ European Union เรียกว่าลักษณะการให้ส่วนเพิ่มนี้ว่า premium tariff หรือ bonus ซึ่งมีใช้ใน 5 ประเทศ ได้แก่ สเปน สหพันธ์สาธารณรัฐเชค สโลเวเนีย เนเธอร์แลนด์ และเดนมาร์ก
ทั้งนี้ ภาระจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการส่วนเพิ่มฯ จะส่งผลทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้น ในขณะเดียวกันค่าไฟฟ้าที่ผู้ประกอบการได้รับจะรวมค่า Ft ด้วย ทำให้ภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นทั้งสองทาง ทางเลือกหนึ่งของมาตรการส่งเสริมที่มีการใช้อย่างแพร่หลายในหลายประเทศ คือ รูปแบบ Feed-in tariffs ซึ่งเป็นอัตราค่าไฟฟ้ารวมต่อหน่วยที่สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนในแต่ละเทคโนโลยี มาตรการ Feed-in tariffs เป็นมาตรการที่ใช้ในกลุ่มประเทศ European Union ทั้งหมด 15 ประเทศ
เมื่อเปรียบเทียบมาตรการทั้งสองประเภท จะพบว่าราคาขายไฟฟ้าที่ผู้ลงทุนได้รับภายใต้มาตรการส่วนเพิ่มฯ สามารถเปลี่ยนแปลงตามค่าไฟฐานและค่า Ft ที่เปลี่ยนไป ในขณะที่ราคาขายไฟฟ้าที่ผู้ลงทุนได้รับภายใต้มาตรการ Feed-in tariffs จะคงที่ตลอดอายุโครงการ ซึ่งจากแนวโน้มของค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น จึงทำให้ผู้ลงทุนจำนวนมากมีความสนใจลงทุนในระบบพลังงานหมุนเวียนภายใต้ มาตรการส่วนเพิ่มฯ ด้วยเหตุนี้มาตรการ Feed-in tariffs จึงมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและค่า Ft ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต และภาระทางด้านเม็ดเงินที่จะใช้ในการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนมีความชัดเจน นอกจากนี้ การที่อัตราค่า Feed-in tariffs ไม่ผูกติดกับราคาก๊าซธรรมชาติผ่านกลไก Ft ทำให้เป็นทางเลือกทางด้านพลังงานอย่างแท้จริง ดังนั้น การส่งเสริมในรูปแบบ Feed-in tariffs ควรสะท้อนต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยกำหนดเงินสนับสนุนไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน
10.4 จากการประเมินผลการดำเนินงานการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ และประกาศการให้ส่วนเพิ่มฯ ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง พบว่า
(1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่สอดคล้องกับปริมาณที่จะรับซื้อ ตามแผนฯ 15 ปี และมติ ครม. วันที่ 24 มีนาคม 2552 ซึ่งกำหนดให้การไฟฟ้ารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ในปริมาณที่เกิน กว่าเป้าหมายได้เท่าที่จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่า Ft (8 สตางค์ต่อหน่วย ตามแผนฯ PDP 2007) ซึ่งจะเป็นภาระต่อประชาชน
(2) การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ใช้เกณฑ์ด้านขีดจำกัดของวงจรในระบบจำหน่ายแต่ละวงจรเป็นหลัก โดยยังไม่ได้พิจารณาในภาพรวมด้านผลกระทบต่อความมั่งคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ หากปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP เพิ่มมากขึ้น จะทำให้มีปัญหาด้านความมั่นคงของระบบส่งของ กฟผ. ซึ่งจะทำให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศได้ นอกจากนี้ ยังอาจมีภาระการลงทุนที่อาจเพิ่มขึ้นจากการปรับปรุงระบบส่งเพื่อรับซื้อ ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น ด้วยเหตุนี้ จึงมีความจำเป็นต้องปรับปรุงเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากแต่ละโครงการพลังงาน หมุนเวียนเพื่อให้ได้ประโยชน์ในภาพรวมมากที่สุด นอกจากนี้ ปัจจุบัน กฟผ. ไม่มีบทบาทในการร่วมพิจารณาการเชื่อมโยงระบบของ VSPP กับระบบส่งไฟฟ้า ทำให้ไม่สามารถประเมินผลกระทบต่อระบบโดยรวมของประเทศ โดยเฉพาะอย่างยิ่ง ผลกระทบเรื่องระบบการผลิตไฟฟ้าสำรอง ซึ่ง กฟผ. เป็นผู้วางแผนและลงทุนในอนาคต
(3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP มีข้อจำกัด ทำให้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่สนองต่อนโยบาย ได้แก่ (1) การไฟฟ้าทั้ง3แห่งมีหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่ต่างกัน (2) การพิจารณารับซื้อเป็นการตรวจสอบความครบถ้วนของเอกสารและขีดจำกัดของแต่ละ วงจรเป็นหลักมากกว่าพิจารณาความเป็นไปได้ของโครงการ (3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าใช้กับทุกประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี และกำหนดอายุสัญญาไม่สอดคล้องกับอายุโครงการกล่าวคือ ระยะเวลาสนับสนุน 7-10 ปี แต่อายุโครงการยาว 20-25 ปี (4) มีหลักเกณฑ์ง่าย สะดวก มีความเสี่ยงน้อย มีผู้ซื้อแน่นอน และยังขาดความรัดกุมและข้อกำหนดการลงโทษในกรณีที่ผู้ลงทุนไม่สามารถเริ่ม จำหน่ายไฟฟ้าได้ตามวัน SCOD
11. ข้อเสนอต่อที่ประชุม กพช.เพื่อพิจารณา ดังนี้
11.1 เพื่อให้การประสานและติดตามการดำเนินงานกำกับการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามนโยบาย เห็นควรให้มีการดำเนินงานโดยคณะอนุกรรมการฯ พิจารณาแต่งตั้งต่อไป โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานอัยการสูงสุด การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนออัตราสนับสนุน ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า กรอบแนวทางการดำเนินงาน การส่งเสริมและรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ให้เป็นไปตามมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามนโยบาย และสอดคล้องกับแผนฯ 15 ปี โดยพิจารณาถึงผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน ตลอดจนผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และความพร้อมของระบบไฟฟ้าของประเทศโดยรวม
11.2 มาตรการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการส่วนเพิ่มฯ
(1) เห็นควรให้คณะอนุกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นกำหนดแนวทางและมาตรการพิจารณาคัดเลือกโครงการให้มีความเข้ม งวดมากขึ้น และคัดกรองผู้ประกอบการที่มีความพร้อมอย่างแท้จริง รวมทั้งให้มีการพิจารณาด้านเทคนิคร่วมกันระหว่าง 3 การไฟฟ้า ซึ่งจาการหารือกับผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด มีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้
1) กรณีมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว - หากมีการกำหนดเงื่อนไขวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าได้ตามที่กำหนดไว้ อาจมีผลกระทบต่อการไฟฟ้าในด้านการปฏิบัติและวางแผนจัดหาไฟฟ้า ก็สามารถบอกเลิกสัญญาได้ อย่างไรก็ตาม เพื่อเป็นการผ่อนผันระยะหนึ่ง เช่นเดียวกับกรณีการใช้สิทธิ์ตามกฎหมายแพ่ง การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญา มีสิทธิ์กำหนดระเวลาผ่อนผันที่เหมาะสม พร้อมทั้งกำหนดเงื่อนไขให้แสดงผลการดำเนินงาน หากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามข้อกำหนดการผ่อนผันก็มีสิทธิ์ยกเลิก สัญญา
2) กรณีได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว - ควรพิจารณาตามเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าซึ่งใช้เป็นหลักเกณฑ์การ พิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า แต่สามารถกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบที่การไฟฟ้าพิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าได้
3) ยื่นคำร้องแล้วรอการพิจารณา - ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ากำหนดหลักเกณฑ์ความครบถ้วนด้านเอกสารในการตอบรับ ซื้อไฟฟ้า แต่ในประกาศการให้ส่วนเพิ่มฯ ได้กำหนดหลักการพิจารณาผู้เสนอขอรับส่วนเพิ่มฯ ไว้แล้วว่าจะพิจารณาจากลำดับการยื่นข้อเสนอ และความพร้อมที่จะดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เสนอ รวมทั้งเอกสารหลักฐานที่ยื่นประกอบการพิจารณา ตลอดจนความสอดคล้องของวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี และผลกระทบต่อค่า Ft ดังนั้น การไฟฟ้าควรดำเนินการตามหลักการดังกล่าว
11.3 เห็นควรปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ใหม่ เป็น 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปีเช่นเดิม จะทำให้ IRR ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ใช้เทคโนโลยี PV ขนาดใหญ่ เท่ากับ 9.6% และ 12.8 % สำหรับเทคโนโลยี Thermal
ทั้งนี้ ผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดได้เคยให้ความเห็นว่าการกำหนดมาตรการส่งเสริม ใหม่ ควรใช้บังคับกับผู้ยื่นข้อเสนอรายใหม่เท่านั้น กรณีผู้ยื่นรายเก่าควรเจรจาเป็นรายๆ ไป ซึ่งกระทรวงพลังงานพิจารณาแล้ว เห็นว่าจากข้อมูลปริมาณไฟฟ้าเสนอขายจากพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งเกินจากเป้าหมายมาก และผลกระทบต่อค่า Ft ที่จะเกิดขึ้นสูง รวมทั้ง ผลกระทบทางด้านเทคนิค หากยังคงใช้อัตราเดิมจะส่งผลต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนมาก จึงเห็นควรให้ปรับลดอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ เป็น 6.50 บาทต่อหน่วย โดยคงระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เช่นเดิม ทั้งนี้ สำหรับผู้ประกอบการที่ยื่นคำร้องซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณา ให้ กกพ. กำกับให้ 3 การไฟฟ้าพิจารณารับซื้อไฟฟ้าตามอัตราใหม่ที่ กพช. เห็นชอบ โดยจะต้องไม่มีผลกระทบต่อค่า Ft และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
12. มาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff
12.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff โดยกำหนดเงินสนับสนุนไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน
12.2 เห็นควรให้คณะอนุกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นพิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุน และปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป
12.3 มอบคณะอนุกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้ง หลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป
12.4 เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการให้คณะอนุกรรมการฯทบทวนรูปแบบและอัตราการส่ง เสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ เพื่อให้นโยบายมีความยืดหยุ่น สามารถปรับได้ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป เช่น สถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ สภาพเศรษฐกิจ ราคาอุปกรณ์ในตลาดโลก รวมถึงข้อตกลงระหว่างประเทศเรื่องพิธีสารเกียวโต
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการประสานและติดตามการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามนโยบาย โดยเห็นควรให้แต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่ง (คณะกรรมการฯ) ภายใต้ กพช. โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ ดังนี้
1.1 องค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานอัยการสูงสุด การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ
1.2 มีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนออัตราสนับสนุน ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า กรอบแนวทางการดำเนินงานการส่งเสริมและรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียน และพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ตามระเบียบและประกาศที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามนโยบาย และสอดคล้องกับแผนฯ 15 ปี โดยพิจารณาถึงผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน ตลอดจนผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศโดยรวม และความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.
2. เห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการส่วนเพิ่มราคารับชื้อไฟฟ้า ดังนี้
เห็นควรให้หยุดการรับคำร้องขอขายไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ และมอบให้คณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นกำหนดแนวทาง และพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ตามระเบียบและประกาศที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ รวมทั้ง ให้มีการพิจารณาด้านเทคนิคร่วมกันระหว่าง 3 การไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ ให้รับแนวทางที่ได้หารือกับผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดไปประกอบการพิจารณา ด้วย ดังนี้
2.1 กรณีมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว เห็นควรกำหนดอัตราส่วนเพิ่ม 8 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เช่นเดิม โดยในการพิจารณาดำเนินงานหากมีการกำหนดเงื่อนไขวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไว้ใน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าได้ตามที่กำหนดไว้ อาจมีผลกระทบต่อการไฟฟ้าในด้านการปฏิบัติและวางแผนจัดหาไฟฟ้า ก็สามารถบอกเลิกสัญญาได้ โดยอาจพิจารณาให้การผ่อนผันที่เหมาะสมได้ระยะหนึ่ง พร้อมทั้งกำหนดเงื่อนไขให้แสดงผลการดำเนินงาน หากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามข้อกำหนดการผ่อนผันก็มีสิทธิ์ยกเลิก สัญญา
2.2 กรณีได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เห็นควรกำหนดอัตราส่วนเพิ่ม 8 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เช่นเดิม โดยพิจารณาการดำเนินการตามเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าซึ่งใช้เป็นหลัก เกณฑ์การพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า แต่สามารถกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบที่การไฟฟ้าพิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าได้
2.3 กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ รับการพิจารณารับชื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี โดยในการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มนี้ให้เป็นไป ตามหลักการพิจารณาผู้เสนอขอรับส่วนเพิ่มฯ ในประกาศของการไฟฟ้า ซึ่งกำหนดไว้แล้วว่าจะพิจารณาจากลำดับการยื่นข้อเสนอ และความพร้อมที่จะดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เสนอ รวมทั้งเอกสารหลักฐานที่ยื่นประกอบการพิจารณา ตลอดจนความสอดคล้องของวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี และผลกระทบต่อค่า Ft
ทั้งนี้ มอบให้คณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นรับไปดำเนินการให้เป็นไปตามนโยบายตามข้อ 2 ต่อไป
3. เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff ดังนี้
3.1 เห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff โดยกำหนดเงินสนับสนุนไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน
3.2 เห็นควรให้คณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นพิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุน และปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป
3.3 มอบคณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้ง หลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป
3.4 เห็นชอบในหลักการให้คณะกรรมการฯ ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ เพื่อให้นโยบายมีความยืดหยุ่น สามารถปรับได้ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป เช่น สถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ สภาพเศรษฐกิจ ราคาอุปกรณ์ในตลาดโลก รวมถึงข้อตกลงระหว่างประเทศเรื่องพิธีสารเกียวโต
เรื่องที่ 6 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) จัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรี และมติ กพช. เมื่อปี 2550 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจน แนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านไปสู่กองทุนพัฒนา ไฟฟ้า โดยสามารถสรุปแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านได้ ดังนี้
1.1 ให้ กฟผ. ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า ตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงิน (ระเบียบฯ) กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า (คณะกรรมการฯ) บริหารงานต่อไปจนครบวาระไม่เกิน 2 ปี หลังจากนั้นควรบริจาคเงินและทรัพย์สินให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อนำกลับไปใช้ ในท้องถิ่นนั้นๆ เหมือนเดิม
1.2 ให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ จ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายจริงของผู้ รับใบอนุญาตฯ ที่ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
2. เนื่องจากมีคณะกรรมการฯ ครบวาระ 2 ปีก่อนวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ ดังนั้น กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2552 จึงเห็นชอบให้คณะกรรมการฯ ที่ครบวาระ 2 ปี ยังบริหารงานต่อไปได้จนกว่าจะมีการแต่งตั้งคณะกรรมการชุดใหม่ตามระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้กระทรวงพลังงานหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในการโอนเงินให้กับกอง ทุนรอบโรงไฟฟ้า ที่คณะกรรมการฯ ครบวาระการดำรงตำแหน่งอีกครั้งหนึ่งก่อนดำเนินการต่อไป
3. การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในปัจจุบัน สรุปได้ดังนี้
3.1 ปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป จำนวน 119 โรงไฟฟ้า โดยมีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จจำนวน 73 กองทุน (101 โรงไฟฟ้า) ใน 37 จังหวัด และมีโรงไฟฟ้า 18 แห่ง ที่ไม่ได้จัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า โดย กฟผ. ได้เก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550- เมษายน 2553 ประมาณ 5,083 ล้านบาท และโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่จัดตั้งแล้วเสร็จประมาณ 4,500 ล้านบาท (ไม่รวมดอกเบี้ยและภาษีหัก ณ ที่จ่ายร้อยละ 1)คงเหลือเงินที่ กฟผ. เก็บรักษาไว้ประมาณ 583 ล้านบาท ทั้งนี้ สนพ. ได้ประสานให้ กฟผ. ชะลอการโอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่คณะกรรมการฯ ครบวาระ 2 ปี ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2553 เป็นต้นมา โดยขณะนี้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้แจ้งผลการหารือแนวทางการโอนเงินกอง ทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่ กพช. มีมติขยายระยะเวลาการดำรงตำแหน่งว่าไม่มีประเด็นปัญหาข้อกฎหมาย เนื่องจากเป็นการใช้อำนาจบริหารมาตั้งแต่ต้น
3.2 ในปี 2551 และ 2552 มีการโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้าประมาณ 1,340 และ 2,318 ล้านบาท ตามลำดับ รวม 3,658 ล้านบาท โดยจากรายงานผลการดำเนินงานและรายงานการเงินที่ สนพ. ได้รับในปัจจุบัน พบว่า กองทุนรอบโรงไฟฟ้าได้มีการใช้จ่ายเงินเพื่อดำเนินโครงการต่างๆ ตามวัตถุประสงค์ในการอุดหนุนหรือเงินช่วยเหลือชุมชนในการพัฒนาอาชีพและ คุณภาพชีวิต สนับสนุนการศึกษา ศาสนา วัฒนธรรม สาธารณสุขและสิ่งแวดล้อมเป็นหลัก โดยที่ผ่านมามีการร้องเรียนเกี่ยวกับ (1) การบริหารงานและจัดสรรงบประมาณจำนวน 5 กองทุน (2) ขอให้โอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าเพื่อบริหารงานต่อ 2 กองทุน (3) ขอให้ยุติการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าและคืนเงินที่เรียกเก็บ 1 ฉบับ และ (4) ขอให้ระงับการโอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าจังหวัดลำปาง 1 ฉบับ ซึ่งได้มีการตอบข้อร้องเรียนแล้วจำนวนหนึ่งและอยู่ระหว่างการตรวจสอบอีก จำนวนหนึ่งซึ่งจะได้แจ้งให้ผู้ร้องเรียนทราบต่อไป
3.3 กกพ. ได้มีหนังสือลงวันที่ 23 มิถุนายน 2553 แจ้งว่า อยู่ระหว่างดำเนินการร่างระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้า คาดว่าจะประกาศใช้ในเดือนสิงหาคม 2553 และสรรหาคณะกรรมการชุดใหม่ภายในเดือนพฤศจิกายน 2553 ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความชัดเจนในการปฏิบัติงาน และสร้างความเป็นธรรมต่อผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า จึงขอเสนอความเห็นต่อ กพช. ในประเด็น ดังนี้
3.3.1 การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในช่วงระหว่างการผลิต ไฟฟ้า เห็นควรให้ (1) ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและแสงอาทิตย์ นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในอัตรา 1 สตางค์ต่อหน่วย เท่ากับเชื้อเพลิงชีวมวล (2) ให้คำนวณเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อ จำหน่ายและที่ใช้เอง โดยไม่รวมส่วนที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า (Station Service) ซึ่งเป็นพลังงานไฟฟ้าที่จำเป็นต้องใช้ในโรงไฟฟ้าและมีสัดส่วนที่แตกต่างกัน ตามประเภทเชื้อเพลิง เทคโนโลยี และมาตรฐานการดูแลสิ่งแวดล้อมของโรงไฟฟ้า
3.3.2 การปรับปรุงค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าของผู้รับใบอนุญาต ผลิตไฟฟ้า เห็นควรให้ (1) ค่าใช้จ่ายสำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จากการปรับราคารับซื้อไฟฟ้าให้กับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สามารถส่งผ่านในค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และ (2) การปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้ครอบคลุมถึงผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่มี สัญญาซื้อขายไฟฟ้าและผู้ที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ก่อนวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้และได้นำไปสู่การเป็นผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าปรับราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจำนวนเงินที่นำส่งเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้าเฉพาะปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบของการไฟฟ้า
4. ข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า: เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีการบริหารงานที่มีประสิทธิภาพและต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
4.1 แนวทางการโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้า: เห็นควรให้มีการ โอนเงินให้กับคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าบริหารงานต่อเพื่อให้การ บริหารงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเป็นไปอย่างต่อเนื่อง โดยให้ กฟผ. ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่เดือนถัดจากวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
4.2 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน: เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้
4.2.1 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พิจารณากำหนดแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในการบริจาคเงินและ ทรัพย์สิน จัดทำบัญชี และการปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล เพื่อแจ้งให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าดำเนินการต่อไป
4.2.2 ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ยุติการใช้จ่ายเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าภายในปี 2553 โดยให้จัดสรรงบประมาณไว้ส่วนหนึ่งสำหรับการจัดทำรายงานผลการดำเนินงาน รายงานการเงินประจำปี และการขอปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล หลังจากนั้น ให้ดำเนินการบริจาคเงินและทรัพย์สินที่ประสงค์จะบริจาคให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้า ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
4.3 นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า:
4.3.1 เห็นควรให้ กฟผ. ในฐานะผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่เก็บรักษาเงินในส่วนของชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ที่ยังไม่มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อจัดสรรให้กับกิจการตามมาตรา 97 (3) โดยให้ กกพ. จัดสรรเงินดังกล่าวกลับไปให้ชุมชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้าตามวัตถุประสงค์ในการ จัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเดิมต่อไป
4.3.2 เห็นควรปรับปรุงอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาต ผลิตไฟฟ้า ในระหว่างการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ (1) ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อจำหน่ายและใช้เอง โดยไม่รวมถึงพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า (Station Service) และ (2) กำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและ แสงอาทิตย์ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย
4.4 การปรับค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า: เห็นควรให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการกำกับดูแล ดังนี้
4.4.1 ค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้า ทั้งสามแห่ง และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของ กฟน. และ กฟภ. จากการปรับราคารับซื้อไฟฟ้าให้กับ VSPP ให้สามารถส่งผ่านในค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
4.4.2 ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและผู้ที่ยื่นข้อเสนอเพื่อ ขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าก่อนวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ ที่ยังไม่ได้คำนึงถึงภาระค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าไว้ ในราคารับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อไฟฟ้าได้ตามจำนวนเงินที่นำส่งเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้าเฉพาะปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบของการไฟฟ้า
4.4.3 มอบหมายให้ กกพ. รับไปพิจารณาแนวทางปฏิบัติในการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้าข้างต้น โดยคำนึงความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการโอนเงินให้กับกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ตามข้อ 4.1
2.เห็นชอบแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ตามข้อ 4.2
3.เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามข้อ 4.3
4.เห็นชอบแนวทางการปรับค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ตามข้อ 4.4
เรื่องที่ 7 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยมี 3 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเทิน 2 (ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 2 (ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และ ได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2553 ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง MOU ของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้ว
3. ผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท SK Engineering & Construction จำกัด (26%) บริษัท Korea Western Power จำกัด (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ( 25%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (24%) โครงการนี้ตั้งอยู่ในแขวงจำปาสัก ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว เป็นเขื่อนชนิด Concrete Rockfill มีกำลังการผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ (3 x 130 เมกะวัตต์) และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 1,552 ล้านหน่วย Secondary Energy (SE) 23 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งไฟฟ้าkV จากโครงการถึง สฟ. ปากเซ ระยะทาง 110 กม. และระบบส่ง 500 kV จาก สฟ. ปากเซ ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 60 กม. และเชื่อมเข้ากับระบบส่งใหม่ขนาด 500 kV ของ กฟผ. ที่ สฟ. อุบลราชธานี 3 ความยาวสายส่งฝั่งไทย 75 กม.สัญญาฯ มีอายุ 27 ปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date :SCOD) ในเดือนมกราคม 2561
4. ร่าง Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ได้จัดทำขึ้นโดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการไซยะบุรีที่คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Storage ซึ่งมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่เคยลงนามแล้ว สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท SKEC บริษัท KOWEPO และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (รวมเรียกว่า Sponsors)
4.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดยMOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
4.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 1,552 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 23 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และวันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ในส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
- Primary Energy (PE) Tariff = 2.447 บาท/หน่วย
- Secondary Energy (SE) Tariff = 1.468 บาท/หน่วย
- Unit Operation Energy Tariff (Pre - COD) = 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง COD
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 33 บาท/ดอลลาร์สหรัฐฯ)
4.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 ฉบับที่ได้ลงนามย่อกำกับไว้เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 ผนวกกับข้อความที่ได้แก้ไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ ามความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
4.8 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 39 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
4.9 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
4.10 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขใน Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 8 สถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในปัจจุบันและผลกระทบต่อแผน PDP 2010
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP2010) เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553
2. แผน PDP2010 ประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าปี 2553 ไว้ 22,690 เมกะวัตต์ และเมื่อรวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะมีค่า 23,249 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในระบบ กฟผ. ช่วง 5 เดือนแรกของปี 2553 (มกราคม-พฤษภาคม) มีค่า 24,009.9 เมกะวัตต์ หากเปรียบเทียบกับค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในระบบ กฟผ. ปี 2552 (22,044.9 เมกะวัตต์) จะเพิ่มขึ้น 1,965 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.9 ขณะที่ความต้องการด้านพลังงานไฟฟ้าตลอด 5 เดือน เทียบกับปี 2552 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 15.3
3. จากสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงมากกว่าที่ได้ประมาณการไว้ใน PDP 2010 กฟผ. จึงได้ทำการศึกษาผลกระทบของสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าต่อแผน PDP2010 ดังนี้
3.1 ข้อสมมติฐาน (1) ประเมินสถานการณ์การใช้ไฟฟ้า โดยปรับค่าประมาณการการใช้ไฟฟ้าปี 2553 เท่ากับค่าสูงสุดของเดือน พฤษภาคม 2553 และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป ประมาณการให้อัตราเพิ่มเท่ากับชุดที่ได้จัดทำแผน PDP2010 จากการประเมินค่าพยากรณ์ความต้องการใหม่ในช่วงปี 2553 - 2560 มีค่าความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1,460 เมกะวัตต์ และ (2) กรณีโรงไฟฟ้าของเอกชน 2 รายคือ บริษัท สยาม เอ็นเนอร์จี จำกัด (Siam Energy) ขนาด 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ขนาด 540 เมกะวัตต์ เลื่อนกำหนดเข้าระบบช้าออกไป 2 ปี จากแผนเดิมกำหนดในปี 2556-2557 เลื่อนเป็นปี 2558 - 2559
3.2 ผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในแผน PDP2010 จากการประเมินความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับการเลื่อนกำหนดเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน 2 โครงการดังกล่าว ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปี 2557 ลดลงเหลือร้อยละ 9.7
3.3 แนวทางแก้ไข (1) เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และเอกชน ให้สามารถ ผลิตไฟฟ้าเข้าระบบได้เร็วขึ้นกว่ากำหนด เช่น โรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 (800 เมกะวัตต์) และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) (2) เลื่อนกำหนดปลดโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกไป เช่น โรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 1 - 2 (2x550 เมกะวัตต์) และนำโรงไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบเมื่อต้นปี 2552 มาซ่อมบำรุงรักษาเท่าที่จำเป็น เพื่อเป็นกำลังผลิตสำรองกรณีฉุกเฉิน เช่น โรงไฟฟ้าพระนครใต้ เครื่องที่ 4-5 (2x300 เมกะวัตต์) (3) ปรับปรุงโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ในระบบและมีประสิทธิภาพดี ให้มีกำลังผลิตเพิ่มขึ้น (4) ประสานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ให้มีการติดตามและเร่งรัดให้ SPP-Cogeneration ที่ได้รับอนุมัติไปแล้วในช่วงปี 2553-2557 จำนวน 1,644 เมกะวัตต์ ให้เป็นไปตามแผน PDP 2010 และ (5) ส่วนในประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogeneration รอบใหม่ในช่วงปี 2558 - 2564 จำนวน 2,000 เมกะวัตต์ กฟผ. จำเป็นต้องปรับปรุงระบบส่งเพิ่มเติมเพื่อรองรับปริมาณพลังไฟฟ้าดังกล่าว จึงขอให้ กกพ. รับไปพิจารณาดำเนินการก่อนออกประกาศรับซื้อด้วย
3.4 ปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้น ปัจจุบันคณะกรรมการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 67 วรรค 2 หรือคณะกรรมการ 4 ฝ่ายอยู่ระหว่างพิจารณาโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงว่ามีความ จำเป็นต้องจัดทำ HIA หรือไม่ หากต้องจัดทำ HIA โรงไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างก่อสร้างและกำลังขออนุมัติก่อสร้าง จะต้องใช้เวลาศึกษา HIA เพิ่มขึ้น ซึ่งอาจจะทำให้การพัฒนาโรงไฟฟ้าต้องล่าช้าออกไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) กรณีแผนสำรอง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 คณะรัฐมนตรี มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 ดังนี้ 1) เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) 2) เห็นควรให้ บมจ. ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ 3) เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาทบทวนอัตราส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้า (Adder)ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณี ไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเป็นแนวทางในกรณีที่ PDP 2010 (แผนหลัก) ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย
2. กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณีไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามที่ กพช. มอบหมายแล้ว
3. สาระสำคัญของ PDP 2010: กรณีแผนสำรอง สรุปได้ดังนี้
3.1 PDP 2010: แผนสำรอง จัดทำเป็น 2 แผน ดังนี้ (1) แผนสำรองที่ 1 : เลื่อนแผนการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 2 ปี และ (2) แผนสำรองที่ 2 : ไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
ตาม PDP2010 (แผนหลัก) มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ บรรจุในแผนฯ จำนวน 5 โรง โดยเครื่องที่ 1 จะเข้าระบบในปี 2563 เครื่องที่ 2 3 4 และ 5 เข้าระบบในปี 2564 2567 2568 และ 2571 ตามลำดับ เพื่อให้ความรู้ ความเข้าใจ การศึกษาแก่ชุมชนและเพื่อให้สังคมยอมรับในโครงการ กระทรวงพลังงานได้ศึกษาเพิ่มเติมกรณีเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ช้าออกไป 2 ปี โดยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เครื่องที่ 1 จะเข้าระบบในปี 2565 เครื่องที่ 2 3 4 และ 5 เข้าระบบ ในปี 2566 2569 2570 และ 2573 ตามลำดับ สำหรับ กรณีแผนสำรองที่ 1 (เลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ช้าออกไป 2 ปี) ในปี 2563 และ 2564 จะมีโรงไฟฟ้าของ กฟผ. คือ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 4 เข้าระบบแทน ซึ่งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 จะก่อสร้างในสถานที่เดิมโดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง อย่างไรก็ตาม กรณีเลื่อนโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์เข้าระบบช้าออกไป 2 ปี เมื่อสิ้นแผนปี 2573 กำลังผลิตรวมทั้งระบบยังคงเท่ากับแผน PDP2010 (แผนหลัก) คือ 65,547 เมกะวัตต์ ในขณะที่กรณีแผนสำรองที่ 2 (ไม่มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์) กำลังผลิตรวมทั้งระบบเมื่อสิ้นแผนปี 2573 จะเท่ากับ 65,617 เมกะวัตต์
3.2 สมมติฐานในการจัดทำแผนสำรองจะพิจารณาในช่วงปี 2563 - 2573 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าถ่านหินสะอาด โดย (1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ใช้ LNG มีราคาแพง จะพิจารณาเฉพาะที่ทดแทนโรงไฟฟ้าเก่าในสถานที่เดิม และ (2) โรงไฟฟ้าถ่านหินสะอาด กำหนดปริมาณตามกำลังผลิตส่วนที่เหลือ
ทั้งนี้ การไม่นำพลังงานทดแทนมาพิจารณาเนื่องจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่ถอดออกจากแผน เป็นโรงไฟฟ้าฐานมีความมั่นคงสูง (ราคาไม่แพง) การนำพลังงานหมุนเวียนที่ยังพอมีศักยภาพเหลือคือ แสงอาทิตย์มาทดแทนจะพึ่งได้เฉพาะช่วงกลางวันและมีราคาแพง ซึ่งอาจต้องสร้างทดแทนในปริมาณที่มากกว่า 6-7 เท่า
3.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 ได้ดังนี้
3.3.1 กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2553-2573 ของ PDP 2010 (แผนหลัก) เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,006 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น ดังนี้ กำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2552 จำนวน 29,212 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ จำนวน 54,006 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออก จำนวน -17,671 เมกะวัตต์ และรวมกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 จำนวน 65,547 เมกะวัตต์
ในส่วนของแผนสำรองที่ 1 (เลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 2 ปี) กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2553 - 2573 เพิ่มขึ้นจากกำลังผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,006 เมกะวัตต์ ดังนี้
กำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2552 กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออก จำนวน 29,212 54,006 และ -17,671 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และรวมกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 จำนวน 65,547 เมกะวัตต์
ในขณะที่กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2553-2573 ของแผนสำรองที่ 2 (ไม่มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์) เพิ่มขึ้นจากกำลังผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,076 เมกะวัตต์ ดังนี้ กำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2552 กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออก จำนวน 29,212 54,076 และ -17,671 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และรวมกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 จำนวน 65,617 เมกะวัตต์
3.3.2 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในปี 2553 - 2573 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า และปริมาณ CO2Emission ต่อหน่วยไฟฟ้า ดังนี้
ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 | แผนสำรองที่ 1 | แผนสำรองที่ 2 |
(แผนหลัก) | (เลื่อน รฟ. นิวเคลียร์ 2 ปี) | (ไม่มี รฟ. นิวเคลียร์) | |
· จำนวนโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ | - | ||
- โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 1,000 MW | 5 โรง | 5 โรง | - (ลดลง 5 โรง) |
- โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 800 MW | 13 โรง | 13 โรง | 14 โรง (เพิ่มขึ้น 1 โรง) |
- โรงไฟฟ้าถ่านหิน 800 MW | 9 โรง | 9 โรง | 13 โรง (เพิ่มขึ้น 4 โรง) |
- โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส 250 MW | - โรง | - โรง | 5 โรง (เพิ่มขึ้น 5 โรง) |
· สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วย Gas ปี 2573 | 39% | 39% | 43% |
· สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยถ่านหินปี 2573 | 21% | 21% | 28% |
· ปริมาณการปล่อยก๊าซ CO2 (kg CO2/kWh) ในปี 2573 | 0.368 | 0.368 | 0.477 |
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การใช้ประโยชน์ที่ดินในเขตปฏิรูปที่ดินเพื่อกิจการผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลม
เรื่องที่ 11 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 12 การดำเนินนโยบายด้านพลังงานนิวเคลียร์และพลังงานหมุนเวียนในต่างประเทศ
เรื่องที่ 13 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2552 และ 2551 ที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินตรวจสอบรับรองแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 เรื่องอื่นๆ
1. รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงการคลัง (นายมั่น พัธโนทัย ) ได้เสนอแนวทางลดราคาน้ำมันดีเซล 2 บาท/ลิตร เนื่องจากกรมสรรพสามิตสามารถเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิงได้เกินเป้า หมาย ที่กำหนดไว้ประมาณ 4,000 ล้านบาท จากที่กำหนดไว้ 149,000 ล้านบาท ตั้งแต่สิ้นเดือนพฤษภาคม 2553 ถ้าหากถึงสิ้นปีจะสามารถเก็บได้เกินประมาณ 7,000 - 8,000 ล้านบาท ดังนั้นจึงเป็นแนวทางหนึ่งที่สามารถลดราคาน้ำมันดีเซลได้ซึ่งจะใช้เงิน ประมาณ 20,000 ล้านบาท
อย่างไรก็ตาม ราคาน้ำมันยังลดได้ในส่วน ค่าการกลั่น ค่าการตลาด และค่าขนส่ง หากภาครัฐจะดำเนินการเอง เช่น กระทรวงการคลังเป็นผู้สั่งซื้อน้ำมันดิบโดยว่าจ้างโรงกลั่นเป็นผู้กลั่น น้ำมันให้ และกำไรที่เกิดขึ้นนำเข้ากองทุนน้ำมันฯ
2. ประธานฯ มีความเห็นว่า เห็นด้วยกับแนวทางการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นการชั่วคราว แต่ขอให้รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงการคลังหารือกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการ คลังก่อน และในส่วนการลดราคาน้ำมันโดยวิธีการอื่นๆ ให้กระทรวงการคลังจัดทำข้อเสนอโดยนำเสนอผ่านทางฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ
ทั้งนี้ประธานได้ให้ความเห็นเพิ่มเติมว่า การที่รัฐจะลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง หรือกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ควรวิเคราะห์แนวโน้มและสถานการณ์ราคาน้ำมันให้รอบคอบ
กพช. ครั้งที่ 130 - วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม 2553
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2553 (ครั้งที่ 130)
เมื่อวันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2553 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.การกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าปี 2553
3.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี
4.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับ ธุรกิจโรงแรมบนเกาะเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป ต่อมา คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2550 ได้มีมติเห็นชอบโครงการขยายเขตติดตั้งระบบไฟฟ้าด้วยสายเคเบิ้ลใต้น้ำไปยัง เกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ (โครงการฯ) ในวงเงิน 620 ล้านบาท โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้ลงทุนร้อยละ 100 และในการจัดเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราที่สูงกว่าอัตราปกติจนกว่าจะคุ้มทุน (ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2549) เห็นควรยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยซึ่งมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน และให้กระทรวงพลังงานพิจารณารายละเอียดเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันโครงการฯ ได้ดำเนินการขยายเขตไฟฟ้าด้วยสายเคเบิลใต้น้ำระบบ 33 เควี เชื่อมต่อระหว่างเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน กับระบบจำหน่ายของ กฟภ. บนชายฝั่งจังหวัดกระบี่ ระยะทาง 27 วงจร-กิโลเมตร แล้วเสร็จและสามารถจ่ายไฟฟ้าให้เกาะศรีบอยา และเกาะปูได้แล้วตั้งแต่ปลายเดือนพฤษภาคม 2552 คงเหลืองานก่อสร้างขยายเขตไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะพีพีดอน ซึ่งอยู่ระหว่างขออนุญาตใช้พื้นที่ในก่อสร้างระบบจำหน่ายเชื่อมโยงให้ผู้ใช้ ไฟฟ้า
3. สนพ. ร่วมกับ กฟภ. ได้จัดทำร่างข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษและแนวทางการกำกับ ดูแลการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะ และ สนพ. ได้จัดส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาความเห็นเพื่อประกอบการพิจารณาของ กบง. โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ กำหนดจาก (1) หลักเกณฑ์ต้นทุนส่วนเพิ่ม (Marginal Cost) โดยพิจารณาจากเงินลงทุนของโครงการที่เกิดขึ้นจริงเฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้น จากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ และหารด้วยประมาณการการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย) เป็นระยะเวลา 10 ปี (2) การเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษ จะเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมบ้านอยู่อาศัย) ในอัตราเดียวกันเท่ากันทุกเกาะจนกว่าจะครอบคลุมเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง (3) การนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยสำหรับยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าบริการ พิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะ คือ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 400 หน่วย/เดือน
3.2 การกำกับดูแลการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอ ยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ กำหนดให้ กฟภ. ดำเนินการ (1) จัดส่งข้อมูลหลักฐานค่าใช้จ่ายโครงการ เงินลงทุนขยายเขตไฟฟ้าปกติ และประมาณการใช้ไฟฟ้าจำแนกบ้านอยู่อาศัยและผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ให้ สกพ. ตรวจสอบการคำนวณ และกำหนดระยะเวลาการเรียกเก็บ เพื่อให้ กฟภ. ออกประกาศอัตราค่าบริการพิเศษ (2) ดำเนินการประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทราบก่อนการประกาศใช้ และดำเนินการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราพิเศษจนกว่าจะเท่ากับเงินลงทุนที่เกิด ขึ้นจริง (3) รายงานการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษเป็นรายเดือนและรายไตรมาสต่อ สกพ. และเมื่อได้รับเงินครบแล้วให้แจ้งผู้ใช้ไฟฟ้าทราบและยกเลิกการเรียกเก็บ อัตราค่าบริการพิเศษ (4) กรณีที่ไม่สามารถเรียกเก็บเงินค่าบริการพิเศษได้คุ้มกับเงินลงทุนโครงการภาย ใน 10 ปี ให้ กฟภ. เสนอเรื่องต่ออายุการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษ ต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทราบล่วงหน้าตามที่ กกพ. กำหนด
3.3 สำหรับการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ เห็นควรให้ สกพ. และ สนพ. พิจารณาในการศึกษาการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
3.4 ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำกรณีศึกษาเพื่อวิเคราะห์ผลกระทบของอัตราค่าบริการพิเศษฯ ในเบื้องต้น โดยจำแนกตามลักษณะต้นทุนค่าใช้จ่าย ประมาณการการใช้ไฟฟ้า ระยะเวลาการเรียกเก็บ และกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่เรียกเก็บ ดังนี้
ผลของการวิเคราะห์กรณีศึกษาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษ
สำหรับโครงการขยายเขตติดตั้งด้วยระบบเคเบิ้ลใต้น้ำไปยังเกาะศรีบอยา เกาปู และเกาะพีพีดอน
หมายเหตุ
เงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริงของโครงการ จำนวน 619.1 ล้านบาท
เงินลงทุนส่วนเพิ่มของโครงการฯ จำนวน 578.6 ล้านบาท โดยได้นำเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริงของโครงการฯ (619.1 ล้านบาท) มาปรับลดด้วยเงินลงทุนโครงการขยายเขตไฟฟ้าปกติ (40.5 ล้านบาท)
3.5 กกพ. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2553 ได้มีมติเห็นด้วยในหลักการร่างข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับ โครงการฯ ตามที่ สนพ. เสนอ อย่างไรก็ตาม กกพ. มีข้อสังเกตเพิ่มเติม ดังนี้
3.5.1 ให้ กฟภ. เสนออัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ ให้ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามกระบวนการและขั้นตอนตามมาตรา 67 แห่ง พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
3.5.2 ให้ สนพ. พิจารณาตรวจสอบข้อมูลเงินลงทุนของโครงการกับเงินลงทุนตามโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้า พ.ศ. 2548 เพื่อไม่ก่อให้เกิดความซ้ำซ้อน และมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า
3.5.3 ให้ สนพ. นำร่างข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ กำหนดเป็นแนวทางสำหรับพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับพื้นที่อื่นๆ ที่มีลักษณะใกล้เคียงกัน รวมทั้งพิจารณาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย อื่นๆ ด้วย
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2553 ได้พิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ และมีความเห็นว่า เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะมีการดำเนินงาน ที่สอดคล้องกับมาตรา 64 แห่ง พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ที่กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน จึงมีมติ ดังนี้
4.1 เห็นชอบข้อเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ และการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ ตามหลักเกณฑ์ในข้อ 3.1 และ 3.3
4.2 เห็นควรนำเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษฯ ตามข้อ 4.1 ต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ เพื่อให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะตาม กระบวนการและขั้นตอนแห่ง พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ ดังนี้
1.1 เห็นควรกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษจากหลักเกณฑ์ต้นทุนส่วนเพิ่ม (Marginal Cost) โดยพิจารณาจากเงินลงทุนของโครงการที่เกิดขึ้นจริงเฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้น จากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ
1.2 เห็นควรให้มีการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษกับผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตราเดียวกัน เท่ากันทุกเกาะจนกว่าจะครอบคลุมต้นทุนส่วนเพิ่มของโครงการ เป็นระยะเวลา 10-15 ปี ทั้งนี้ ให้ยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะที่มีการ ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 400 หน่วย/เดือน
1.3 มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าบริการพิเศษที่เหมาะสมตามหลักการ ในข้อ 1.1 และ 1.2 โดยคำนึงถึงผลกระทบของผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป
2.มอบหมายให้ สกพ. และ สนพ. พิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ ในการศึกษาการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าปี 2553
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่จัดทำตามหลักเกณฑ์ ที่คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และเห็นชอบการชดเชยรายได้ระหว่าง กฟน. ไปยัง กฟภ. ในลักษณะเหมาจ่าย (Lump sum financial transfer) ในช่วงปี 2548-2551 เท่ากับ 9,083 10,507 10,728 และ 11,014 ล้านบาทต่อปี ตามลำดับ โดยให้ กฟน.นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 กพช.ได้เห็นชอบให้กำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเฉพาะปี 2552 เป็นการชั่วคราว จำนวน 12,178 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. จำนวน 9,336 และ 2,842 ล้านบาท ตามลำดับ ในระหว่างที่การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้าง อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน และมอบหมายให้ สกพ. และ สนพ. ร่วมกันพิจารณานำเสนอการปรับปรุงการกำหนดเงินชดเชยรายได้ที่เหมาะสมระหว่าง การไฟฟ้าในปี 2552 ในการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
3. เนื่องจากปัจจุบันอัตราค่าไฟฟ้าฐานยังคงใช้อัตราเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ดังนั้น สกพ. และ สนพ. จึงร่วมกันพิจารณาแนวทางการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 โดยพิจารณาจากหลักเกณฑ์ทางการเงินในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและหลัก เกณฑ์ในการปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าตามมติ กพช. ดังกล่าว และแนวทางที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 สมมติฐานในการจัดทำประมาณการฐานะการเงินของการไฟฟ้าปี 2552 - 2553
สมมติฐาน | ปี 2552 | ปี 2553 |
1. อัตราแลกเปลี่ยน | 34 บาท/เหรียญสหรัฐ | 34 บาท/เหรียญสหรัฐ |
2. อัตราเงินเฟ้อ (ร้อยละ) | -1.0 | 4.5 |
3. อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) (ร้อยละ) |
-3.0 (ค่าจริง 9 เดือน ประมาณการ 3 เดือน) |
3.5 |
4. ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า | ค่าจริง 11 เดือน ประมาณการ 1 เดือน | ประมาณการจากค่า GDP 3.5% |
5. ราคาซื้อ ราคาขายไฟฟ้า | สอดคล้องกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและสมมติฐานที่เกี่ยวข้องตามที่ได้มีการตกลง | |
6.เงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า | การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีอัตราผล ตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เท่ากับร้อยละ 4.8 ต่อปี ตามมติ กพช. 17 ตุลาคม 2548 | |
7. อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว | ตามต้นทุนเงินกู้จริงของแต่ละหน่วยงาน และการจัดทำงบประมาณปี 2553 ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี | |
8. เงินนำส่งรัฐ | ร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิ ตามนโยบายของกระทรวงการคลัง | |
9. ค่าใช้จ่ายการดำเนินงาน | ตามกรอบค่าใช้จ่าย CPI-X โดยใช้ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานปี 2547 เป็นปีฐานในการคำนวณ | |
10. ค่าใช้จ่ายการลงทุน | สอดคล้องกับการลงทุนที่คณะรัฐมนตรีอนุมัติ |
3.2 ทั้งนี้ สกพ. ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์เงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าสำหรับปี 2553 โดยมีผลการพิจารณาเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าสำหรับปี 2553 ดังนี้
กรณีการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมี ROIC ร้อยละ 4.8 | กฟผ. | กฟน. | กฟภ. |
เงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า (ล้านบาท) | -3,260 | -9,320 | +12,580 |
ผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) (ร้อยละ) | 6.39 | 4.80 | 4.80 |
4. กกพ. เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2553 ได้พิจารณาการกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 และมีมติเห็นชอบการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 จำนวน 12,580 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. จำนวน 9,320 ล้านบาท และ 3,260 ล้านบาท ตามลำดับ เป็นการชั่วคราวในระหว่างการศึกษาปรับปรุงโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้ว เสร็จ และให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือนหลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบในเรื่องดังกล่าวพร้อมทั้งเห็นชอบให้นำเสนอการกำหนดเงินชดเชย รายได้ระหว่างการไฟฟ้าสำหรับปี 2553 ให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 จำนวน 12,580 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. จำนวน 9,320 ล้านบาท และ 3,260 ล้านบาท ตามลำดับ เป็นการชั่วคราว ในระหว่างการศึกษาปรับปรุงโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ และให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน
2.มอบหมายให้ สกพ. ดำเนินการปรับปรุงการกำหนดเงินชดเชยรายได้ที่เหมาะสมระหว่างการไฟฟ้า ในปี 2552 และ 2553 ในการศึกษาปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
เรื่องที่ 3 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อจะรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์ ) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์ ) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์ ) ซึ่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมีนาคม 2553 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการไซยะบุรี 3 ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการไซยะบุรี ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ คณะรัฐมนตรีแล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2553 ได้เห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง MOU ของโครงการไซยะบุรีแล้ว
3. ผู้พัฒนาโครงการนี้ คือ บริษัท ช. การช่าง จำกัด (มหาชน) โดยโครงการตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว เป็นเขื่อนชนิด Run-Off River มีกำลังการผลิตติดตั้ง 1,280 เมกะวัตต์ จะขายให้ไทยที่ชายแดน 1,220 เมกะวัตต์ และเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 4,299 ล้านหน่วย Secondary Energy (SE) 1,410 ล้านหน่วย และ Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ส่วนระบบส่งไฟฟ้า คือ ระบบส่ง 500 kV จากโครงการถึงชายแดนไทย ระยะทาง 220 กม. และเชื่อมเข้ากับระบบส่งขนาด 500 kV ของ กฟผ. ที่ สฟ. เลย 2 ทั้งนี้กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) เดือนมกราคม 2562
4. ร่าง Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Run-Off River สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท ช. การช่าง จำกัด (มหาชน)
4.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOUดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
4.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 1,280 เมกะวัตต์ โดยขายให้ไทยที่ชายแดน 1,220 เมกะวัตต์ และเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 4,299 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 1,410 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และไม่เกิน 8 ชั่วโมงในวันอาทิตย์ ส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
|
ส่วนที่ 1 = 3.738 Cents/หน่วย |
ส่วนที่ 2 = 1.271 บาท/หน่วย | |
|
= 1.652 บาท/หน่วย |
|
= 1.398 บาท/หน่วย |
|
= 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง COD |
อัตราค่าไฟฟ้าเมื่อคำนวณโดยใช้อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/ดอลลาร์สหรัฐฯ จะเป็นดังนี้
PE เท่ากับ 2.542 บาท/หน่วย PE+SE เท่ากับ 2.322 บาท/หน่วย และ PE+SE+EE เท่ากับ 2.159 บาท/หน่วย
4.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 29 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 ฉบับที่ได้ลงนามย่อกำกับไว้เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยจะปรับปรุงเงื่อนไขบางประเด็นให้สะท้อนลักษณะโครงการเนื่องจากเป็นเขื่อน ผลิตไฟฟ้าชนิด Run-Off River เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม
4.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็น ลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
4.8 บริษัทฯจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 122 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
4.9 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่บริษัทฯวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
4.10 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีที่ได้รับความเห็นชอบ แล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขใน Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ เนื่องจากเป็นโครงการเขื่อนผลิตไฟฟ้าชนิด Run-Off River เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2552 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย (คณะอนุกรรมการฯ ) ขึ้น เพื่อทำหน้าที่จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan : PDP) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานอนุกรรมการ และอนุกรรมการประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง
2. การจัดทำแผน PDP 2010 ได้ให้ความสำคัญกับการให้ผู้มีส่วนได้เสียทุกภาคส่วนเข้ามีส่วนร่วมในทุก ขั้นตอนของการจัดทำแผน และมุ่งเน้นความมั่นคงของกำลังการผลิตไฟฟ้าควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวด ล้อม คือ การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า กำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ควบคู่ไปกับการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเข้ามาในระบบ ของประเทศ โดยการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อให้สอดคล้องกับแผน พัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี ของกระทรวงพลังงาน รวมถึงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วม (Cogeneration) นอกจากนี้ ได้นำความคิดเห็นจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการ เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2552 มาประกอบการพิจารณาจัดทำแผนด้วย
3. การดำเนินการจัดทำแผน PDP 2010 คณะอนุกรรมการฯ ได้แต่งตั้งคณะทำงานทบทวนสมมติฐานแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) เพื่อทบทวนสมมติฐาน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ พิจารณานำสมมติฐานดังกล่าวประกอบการจัดทำแผน PDP 2010 และคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดให้มีการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้งกลุ่มย่อยและเปิดกว้างต่อ สมมติฐานแผน PDP 2010 ในวันที่ 12 และ 17 กุมภาพันธ์ 2553 ตามลำดับ และการสัมมนารับฟังความคิดเห็นแบบเปิดกว้างต่อแผน PDP 2010 ในวันที่ 8 มีนาคม 2553 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะ จากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นในแต่ละครั้งข้างต้นมาประกอบการปรับปรุง สมมติฐาน และ แผน PDP 2010 ด้วยแล้ว
4. สมมติฐานแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) แบ่งเป็น 3 ส่วนหลัก ดังนี้
4.1 ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าต้องสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดยจะใช้ค่าพยากรณ์เศรษฐกิจไทยระยะยาวกรณีฐาน จากผลการศึกษาเบื้องต้นของสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ภายใต้การกำกับของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ มาจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเพื่อจัดทำแผน PDP 2010 ทั้งนี้ ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดสิ้นปี 2564 จะลดลงจากค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ใช้จัดทำแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 จำนวน 7,716 เมกะวัตต์ และในปี 2573 ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเท่ากับ 52,890 เมกะวัตต์
4.2 ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย
4.2.1 ประเทศต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 และหากพิจารณาสถานการณ์ความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสมของประเทศอาจสูงกว่าร้อยละ 20
4.2.2 การจัดหาไฟฟ้าในอนาคตจะมีการพิจารณาการจัดหาไฟฟ้าด้วยการใช้เชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าที่หลากหลายชนิดเพื่อลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
(1) ภายในปี 2573 ประเทศจะมีการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่ ต่ำกว่าร้อยละ 5 โดยพิจารณาตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551-2565) ของกระทรวงพลังงาน ศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น รวมทั้งกำลังผลิตไฟฟ้าของ VSPP และ SPP ที่ยื่นเสนอขายจริงและที่มีความพร้อม และกำลังผลิตตามโครงการพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. ดังนั้น กำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปี 2553-2573 ที่บรรจุในแผน PDP 2010 จะเท่ากับ 4,617 เมกะวัตต์ และเมื่อวิเคราะห์ผลกระทบค่า Ft จากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแผน PDP 2010 ข้างต้น จะมีผลกระทบประมาณ 0.12 บาทต่อหน่วย ซึ่งสูงกว่าผลกระทบค่า Ft ที่ประมาณการจากเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี ประกอบกับ อัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ของบางเทคโนโลยี เช่น โซลาร์เซล ซึ่งต้นทุนได้ปรับลดลงมากในช่วง 2-3 ปี ที่ผ่านมาทำให้ Adder ที่กำหนดไว้อาจสูงเกินไป ทั้งนี้ ควรจะมีการทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มี ความเหมาะสมยิ่งขึ้น เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้ามากนัก
(2) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยบรรจุโครงการที่มีความชัดเจนในอนาคตที่มีการลงนาม Tariff MOU แล้ว เช่น โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการมายกก โครงการ น้ำงึม 3 และกำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (2 ประเทศ) ไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด
(3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ต้องมีสัดส่วนไม่เกิน ร้อยละ 10 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ
(4) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินจะต้องจัดหาเท่าที่จำเป็น หลังจากมีการพิจารณาทางเลือกเชื้อเพลิงอื่นดังกล่าวข้างต้น ทั้งนี้ ในการลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน จะพิจารณาใช้เทคโนโลยีถ่านหินสะอาด
4.3 การพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน
4.3.1 ทบทวนปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพลังงานทดแทน 15 ปีของกระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2551-2565) และศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น
4.3.2 เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้สอดคล้องกับการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่มีความชัดเจนและปรับให้สอดคล้อง กับนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2564 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 และในปี 2565 - 2573 กำหนดให้มี SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นปีละ 360 เมกะวัตต์ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
4.3.3 พิจารณานำเป้าหมายผลประหยัดไฟฟ้าจากโครงการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Side Management: DSM) ซึ่งเป็นอุปกรณ์รูปแบบใหม่หรือเป็นนวัตกรรมใหม่ ได้แก่ โครงการ T5 หักออกจากค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า และกำหนดเป้าหมายผลประหยัดไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวในระยะยาว ทั้งนี้ ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้มีการคำนึงถึงผลประหยัดไฟฟ้าจากโครงการเพิ่ม ประสิทธิภาพอุปกรณ์ในตัวแบบที่ใช้ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าไว้ ด้วยแล้ว
4.3.4 ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยในปี 2563 ได้กำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าให้อยู่ในระดับ 0.387 kg CO2 / kWh ลดลงจากแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 และหลังจากนั้นจะควบคุมอัตราการปล่อยก๊าซเรือนกระจกไม่ให้สูงขึ้น
5. สรุปแผน PDP 2010 (2553-2573)
5.1 ประเทศจะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2553-2573 เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,005 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น แบ่งประเภทโรงไฟฟ้าใหม่ ดังนี้ (1.1) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จำนวน 4,617 เมกะวัตต์ (1.2) โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration 7,137 เมกะวัตต์ (1.3) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 16,670 เมกะวัตต์ (1.4) โรงไฟฟ้าพลังน้ำ (ปรับปรุงเขื่อนบางลาง และ โครงการสูบกลับเขื่อนลำตะคอง) จำนวน 512 เมกะวัตต์ (1.5) การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 11,669 เมกะวัตต์ (1.6)โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 5,000 เมกะวัตต์ และ (1.7) โรงไฟฟ้าถ่านหิน 8,400 เมกะวัตต์
5.2 สัดส่วนพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
เชื้อเพลิง | PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 | ร่าง PDP 2010 | |||
ปี 2558 | ปี 2564 | ปี 2558 | ปี 2564 | ปี 2573 | |
1.พลังงานหมุนเวียน | 3 | 3 | 6 | 6 | 6 |
2. ก๊าซธรรมชาติ | 69 | 60 | 62 | 49 | 39 |
3. พลังน้ำ | 3 | 2 | 3 | 3 | 2 |
4.รับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ | 6 | 9 | 8 | 16 | 19 |
5. ถ่านหิน | 11 | 15 | 12 | 13 | 21 |
6. ลิกไนต์ | 8 | 6 | 9 | 7 | 2 |
7. พลังงานนิวเคลียร์ | - | 5 | - | 6 | 11 |
100.0 | 100.0 | 100.0 | 100.0 | 100.0 |
5.3 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ในช่วง ปี 2553-2573
53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | |
PDP 2007 Rev.2 | 24.0 | 23.7 | 20.3 | 20.4 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 15.8 | 17.0 | 16.1 | 15.3 | |||||||||
ร่าง PDP 2010 | 28.1 | 27.1 | 23.7 | 25.4 | 23.4 | 26.0 | 27.2 | 23.2 | 17.3 | 15.0 | 15.6 | 15.4 | 16.0 | 16.7 | 16.5 | 16.3 | 15.9 | 15.4 | 16.3 | 16.3 | 15.0 |
5.4 การวิเคราะห์ผลกระทบอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งตามแผน PDP 2010 ในช่วงปี 2554 - 2565 เฉลี่ยประมาณ 3.261 บาทต่อหน่วย ซึ่งเพิ่มขึ้น 68 สตางค์ต่อหน่วยจากอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง (ปี 2553) ที่อยู่ในระดับ 2.579 บาทต่อหน่วย เนื่องจาก การปรับเพิ่มของราคาเชื้อเพลิงประมาณ 53 สตางค์ต่อหน่วย
5.5 ประมาณการความต้องการเงินลงทุนในกิจการไฟฟ้า
หน่วย : ล้านบาท
ปี | กิจการผลิตไฟฟ้า 1/ | กิจการระบบส่งไฟฟ้า2/ | รวม |
2553-2563 | 1,690,908 | 328,209 | 2,019,117 |
2564-2573 | 1,778,618 | 421,050 | 2,199,668 |
รวมทั้งสิ้น | 3,469,526 | 749,259 | 4,218,785 |
หมายเหตุ:
1/ ประมาณการจากการประมาณความต้องการเงินลงทุนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกขน (IPP SPP VSPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน)
2/ ประมาณการจากการประมาณความต้องการเงินลงทุนระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.
5.6 ความสามารถการลงทุนของ กฟผ. ในอนาคต พิจารณาจากโครงสร้างเงินทุนของกิจการ (D/E Ratio) เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2554-2565 อยู่ในระดับ 0.74 และระดับความสามารถในการชำระหนี้ (DSCR) เฉลี่ยอยู่ในระดับ 2.21 ซึ่งไม่ต่ำกว่าเกณฑ์ทางการเงินของ กฟผ. (D/E ratio ไม่มากกว่า 1.5 เท่า และ DSCR ไม่น้อยกว่า 1.3 เท่า
6. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาและเห็นชอบแผน PDP 2010 ตามที่คณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการพิจารณาโครงการลงทุนด้านพลังงาน อย่างไรก็ตาม กกพ. มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้
6.1 เห็นควรให้มีการทบทวน PDP 2010 เมื่อสมมติฐานเปลี่ยนไป
6.2 การส่งเสริมโครงการพลังงานหมุนเวียนต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงในระบบ ไฟฟ้า และความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะรองรับการเชื่อมต่อของโครงการพลังงานหมุน เวียน
6.3 การพิจารณาถึงแผนการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับเหตุฉุก เฉินได้อย่างมีประสิทธิภาพ และเพื่อให้มีการส่งเสริมการกระจายแหล่งที่ตั้งของโรงไฟฟ้า รวมทั้งเสริมสร้างระบบความมั่นคงในการจ่ายก๊าซธรรมชาติ
6.4 การจัดทำระบบการติดตามและประเมินผล PDP 2010 ในด้านนโยบายการประหยัดพลังงานและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (Energy Intensity)
6.5 การเปรียบเทียบผลกระทบของอัตราค่าไฟฟ้าในกรณีทางเลือกต่างๆ รวมทั้ง กรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ได้ตามแผน
6.6 การรักษาสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมของกิจการไฟฟ้าของรัฐในอัตราร้อยละ 50 ควรพิจารณาถึงความสามารถในการลงทุนตาม PDP 2010 ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ซึ่งต้องการใช้เงินลงทุนที่สูงมาก
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)
2.เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3.เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาทบทวนอัตราส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มี ความเหมาะสมยิ่งขึ้นและนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ ความเห็นชอบต่อไป
ที่ประชุมได้รับทราบสถานการณ์และความก้าวหน้าของเรื่องต่างๆ ดังต่อไปนี้
เรื่องที่ 5.1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 5.2 การแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว(LPG) ในประเทศ
เรื่องที่ 5.3 นโยบายด้านพลังงานลมของประเทศเดนมาร์ก
เรื่องที่ 5.4 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2551 และ 2550 ที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินตรวจสอบรับรองแล้ว
เรื่องที่ 5.5 งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2553 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 5.6 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมปีงบประมาณ 2552
เรื่องที่ 5.7 รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2551 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 5.8 รายงานความคืบหน้าแนวทางการแก้ไขปัญหาการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า
กพช. ครั้งที่ 129 - วันจันทร์ที่ 28 ธันวาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2552 (ครั้งที่ 129)
วันจันทร์ที่ 28 ธันวาคม พ.ศ. 2552 เวลา 10.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี หลังใน ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2551 - 2564
2.ขอความเห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าจากประเทศสหภาพพม่า
3.แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
4.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
5.สถานการณ์พลังงาน ปี 2552 และแนวโน้มปี 2553
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) กรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2551 - 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) โดยให้ดำเนินการตามแผนเฉพาะปี 2552 - 2558 สำหรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้น) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการปรับปรุงให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 หลังจากที่แผน PDP ดังกล่าวแล้วเสร็จ พร้อมทั้งคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า ด้วยระบบ Cogeneration โดยกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558 - 2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์
3. การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้นสำหรับปี 2552-2558 ได้พิจารณาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ที่กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงที่จะเข้าระบบใน ปี 2552 - 2558 จำนวน 6,890 เมกกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 5 โรง กำลังการผลิตประมาณ 3,690 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้า New IPP ของเอกชน จำนวน 2 โรง กำลังการผลิตประมาณ 3,200 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ยังมีแผนการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งในภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งเพื่อทดแทนการใช้น้ำมัน มีอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 11 และ 23 ต่อปี ตามลำดับ และการก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 และการก่อสร้างโรงแยกก๊าซอีเทน ของ ปตท. ซึ่งมีกำหนดการแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 2 ปี 2553 ซึ่งจะส่งผลให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,142 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558
4. ในส่วนของความต้องการก๊าซธรรมชาติ ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป จะขึ้นอยู่กับการเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. และ เอกชน (EGAT + New IPP) ที่จะเกิดขึ้น และจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ที่ประมาณการให้โรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. และ เอกชน (EGAT + New IPP) เลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในสัดส่วนร้อยละ 55 ของกำลังการผลิตที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งความต้องการก๊าซธรรมชาติจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2564
5. สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2552-2558 เพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่จะเพิ่มขึ้นในภาคส่วนต่างๆ ตามประมาณการปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติหลังวิกฤติเศรษฐกิจ โดย ปตท. ได้ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทย และการนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่แหล่งเจดีเอ แปลง A18 และแปลง B17-C19 และ B17-01 มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 400 และ 270 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตามลำดับ รวมทั้งแหล่งอาทิตย์ แหล่งอาทิตย์เหนือที่ผลิตจาก Floating Production Storage and Offloading Vessels หรือ FPSO มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 330 และ 120 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตามลำดับ นอกจากนี้ จากแหล่งเชฟรอน (ส่วนเพิ่ม) แหล่งบงกชใต้ (ส่วนเพิ่มจากแหล่งบงกช) แหล่งเจดีเอ แปลง B17 (ส่วนเพิ่ม) และแหล่ง M9 จากสหภาพพม่า มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 330, 320, 65 และ 240 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตามลำดับ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติได้ภายในปี 2556 และการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas หรือ LNG) ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าก๊าซธรรมชาติประมาณ 140 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน) ตั้งแต่ปี 2554
6. สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. และ เอกชน (EGAT + New IPP) และ SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558-2564 รวมถึงการขยายตัวของภาคอุตสาหกรรม และขนส่ง ปตท. มีแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน และแหล่งใหม่ๆ จากอ่าวไทย รวมทั้งจากประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ แหล่งก๊าซฯ ไพลิน แหล่งก๊าซฯ ในสหภาพพม่า แหล่งก๊าซฯ ในเขตพื้นที่ร่วมไทย - กัมพูชา และแหล่งก๊าซฯ นาทูน่า ประเทศอินโดนีเซีย นอกจากนี้ ปตท. มีแผนการนำเข้า LNG เพิ่มเติมถึงระดับประมาณ 10 ล้านตันต่อปี โดยคาดว่าการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยรวมจะอยู่ที่ระดับประมาณ 5,297 - 6,157 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2552-2558 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ที่ดำเนินการตามแผนเฉพาะปี 2552-2558
2.รับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป) ทั้งนี้ เมื่อแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ (PDP 2010) แล้วเสร็จ ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการปรับปรุงแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 พร้อมทั้งคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
3.รับทราบความก้าวหน้าการดำเนินการตามแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติมในส่วนที่ได้ มีการเจรจาแล้ว และในส่วนที่อยู่ระหว่างการเจรจาลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้เมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากทั้งในประเทศและต่างประเทศ ในส่วนที่อยู่ระหว่างการเจรจาได้ข้อยุติแล้ว ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากในประเทศ ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และนำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ ความเห็นชอบต่อไป
4.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปศึกษาเรื่องการบริหารจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าและนำเสนอต่อคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 ขอความเห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าจากประเทศสหภาพพม่า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้ให้ความเห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 4/2550 (ครั้งที่ 113) วันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งระยะสั้นและระยะยาว ซึ่งเมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมทั้งในประเทศ และต่างประเทศมีข้อยุติแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการเจรจารวมทั้งสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
2. คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุม เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2551 ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท. ลงนาม ใน Heads of Agreement (HOA) ซึ่งคู่สัญญาได้มีการลงนาม HOA เมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2551 โดยกำหนดให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ภายในปี 2551 และต่อมา เนื่องจากการเจรจาร่างสัญญายัง ไม่แล้วเสร็จ คู่สัญญาจึงตกลงจัดทำ Amendment to HOA ในวันที่ 30 ธันวาคม 2551 เพื่อขยายกรอบเวลาการลงนามสัญญาออกไปเป็นภายในเดือนเมษายน 2552 หรือ ตามที่คู่สัญญาตกลง และต่อมาเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2552 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า กับ MOGE และ PTTEPI และให้นำร่างสัญญาฯ เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อตรวจพิจารณาให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบการลงนามสัญญาฯ ต่อไป
3. แหล่งซอติก้า ตั้งอยู่ในแปลง M9 และ M11 ในอ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพพม่า ซึ่งมีกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ ประกอบด้วย Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) และบริษัท PTTEP International Limited (PTTEPI) (เป็น Operator) มีปริมาณสำรองก๊าซฯ เริ่มต้น 1.4 ล้านล้านลบ.ฟุต ซึ่งเพียงพอที่จะผลิตก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ได้ประมาณ 300 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน และจะสามารถพัฒนาและพร้อมผลิตก๊าซฯได้ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นไป
4. ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ จนบรรลุข้อยุติ โดยมีสาระสำคัญ เช่น มีอายุสัญญา 30 ปี นับจากวันที่เริ่มส่งก๊าซฯ หรือเมื่อปริมาณสำรองหมด หรือ เมื่อ Production Sharing Contract หมดอายุแล้วแต่กรณีใดเกิดขึ้นก่อน มีจุดส่งมอบอยู่ที่ชายแดนไทย - พม่า บ้านอิต่อง อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี วันเริ่มส่งก๊าซฯอยู่ในช่วงเดือนเมษายน - ธันวาคม 2556 มีปริมาณผลิตก๊าซฯ รวม 300 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นของตลาดก๊าซฯ ภายในประเทศสหภาพพม่าจำนวน 60 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ส่วนปริมาณที่เหลือจำนวน 240 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน เป็นปริมาณซื้อขายรายวันตามสัญญาของ ปตท. นอกจากนี้ ปตท. จะต้องรับก๊าซฯ ขั้นต่ำในแต่ละวันไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ของปริมาณซื้อขายก๊าซฯ รายวัน มีเงื่อนไข Take-or-Pay เท่ากับร้อยละ 100 ของปริมาณรับก๊าซฯ สุทธิ ในแต่ละปีสัญญา ทั้งนี้ ปตท. มีสิทธิที่จะเรียกรับก๊าซฯ ที่ได้จ่ายเงินค่า Take-or-Pay โดยไม่ต้องชำระเงินอีก (Make-up) ภายหลังจากที่รับก๊าซฯ ครบตามปริมาณขั้นต่ำของเดือนนั้นๆ แล้ว ถ้า ปตท. สามารถ รับก๊าซฯ เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำในปีสัญญาใดๆ ปตท. มีสิทธินำปริมาณส่วนเกินดังกล่าว (Carry Forward Gas) ไปลดปริมาณรับก๊าซฯ ขั้นต่ำในปีสัญญาถัดๆ ไปได้ ภายในเวลา 5 ปี โดยสามารถใช้สิทธิได้ครั้งละ ไม่เกินร้อยละ 15 ของปริมาณรับก๊าซฯ ขั้นต่ำในปีสัญญานั้นๆ ในกรณีที่ผู้ขายพบปริมาณสำรองก๊าซฯ เพิ่มเติมในแปลง M3, M4, M7 หรือ M11 ปตท.มี First right ในการซื้อก๊าซฯ ดังกล่าว (ภายหลังจากการแบ่งสรรก๊าซฯ ให้ตลาดพม่าแล้ว) สำหรับราคาและสูตรปรับราคาก๊าซฯ เหมือนกับแหล่งยาดานาและ เยตากุน สัญญาฯ ใช้กฎหมายอังกฤษ และ Arbitration ใช้ UNCITRAL Model Law
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าจากประเทศสหภาพพม่า และมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในร่างฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับ
ปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2.เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
3.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติที่ประชุมเสนอคณะรัฐมนตรีในวันที่ 29 ธันวาคม 2552 ดังนี้
3.1 รับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ได้ให้ความเห็นชอบร่างสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า จากประเทศสหภาพพม่า โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
3.2 ให้ความเห็นชอบเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า จากประเทศสหภาพพม่า
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ได้จัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรีในปี 2550 ต่อมาคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจนแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ซึ่งกำหนดให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า นับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับ ใช้เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ายังสามารถบริหารงานต่อไปจนครบวาระการ ดำรงตำแหน่งไม่เกิน 2 ปี
2. ปัจจุบันคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) อยู่ระหว่างดำเนินการร่างระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2553 ทำให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่จะทยอยครบวาระการดำรงตำแหน่ง 2 ปี ก่อนวันที่ระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้จำนวน 54 กองทุน จากทั้งหมดจำนวน 73 กองทุน หรือคิดเป็นร้อยละ 74 โดยจะทยอยครบวาระการดำรงตำแหน่งในเดือนธันวาคม 2552 จำนวน 15 กองทุน เดือนมกราคม 2553 จำนวน 32 กองทุน เดือนกุมภาพันธ์ 2553 จำนวน 7 กองทุน เดือนมีนาคม 2553 จำนวน 15 กองทุน และเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 4 กองทุน
3. เพื่อให้การบริหารงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าสามารถดำเนินการไปได้อย่างต่อ เนื่อง กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ดังนี้
3.1 เห็นควรให้คณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่ครบวาระ การดำรงตำแหน่ง 2 ปี ยังคงสามารถดำเนินการบริหารงานกองทุนต่อไปได้อีกระยะหนึ่งจนกว่าจะมีการแต่ง ตั้งคณะกรรมการชุดใหม่ตามระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติตามหลักกฎหมาย ขอให้กระทรวงพลังงานหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นการโอนเงิน ให้กับกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ที่คณะกรรมการครบวาระการดำรงตำแหน่งอีกครั้งหนึ่งก่อนดำเนินการต่อไป
3.2 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย ดำเนินการขยายระยะเวลาในการดำรงตำแหน่งของคณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชน ในพื่นที่รอบโรงไฟฟ้าตามข้อ 3.1
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่ครบ วาระการดำรงตำแหน่ง 2 ปี ยังคงสามารถดำเนินการบริหารงานกองทุนต่อไปได้อีกระยะหนึ่งจนกว่าจะมีการแต่ง ตั้งคณะกรรมการชุดใหม่ตามระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า และเพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติตามหลักกฎหมาย ขอให้กระทรวงพลังงานหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในเรื่องการโอนเงิน ให้กับกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่คณะกรรมการครบวาระการดำรง ตำแหน่งอีกครั้งหนึ่งก่อนดำเนินการต่อไป
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย ดำเนินการขยายระยะเวลาในการดำรงตำแหน่งของคณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชน ในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อจะรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ โครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการน้ำงึม 3 ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการ ประสานฯ ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง MOU ของโครงการน้ำงึม 3 แล้ว
3. ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ประกอบด้วย บริษัท GMS Lao จำกัด (27%) บริษัท Marubeni จำกัด (25%) บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง (25%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (23%) โครงการมีกำลังการผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,929 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 151 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งไฟฟ้า 500 kV ฝั่ง สปป. ลาวจะมีการก่อสร้างระบบส่งจากโครงการฯ ถึง สฟ.นาบง ระยะทาง 99 กม. และจาก สฟ. นาบง ถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทางรวม 107 กม. ปัจจุบันกำลังอยู่ระหว่างการก่อสร้างเพื่อซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 โดยฝั่งไทย จะมีการก่อสร้างระบบส่งช่วงอุดรธานี - ชัยภูมิ เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 ทั้งนี้ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เข้าระบบในเดือนมกราคม 2560
4. ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 มีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU เดิมที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการพลังน้ำต่างๆ ที่เคยได้ลงนามไปแล้วและเพิ่มเงื่อนไขการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีที่บริษัทไม่สามารถเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ได้ภายในกำหนดของ Tariff MOU ตามเงื่อนไขที่กำหนด กฟผ.สามารถยึดหลักทรัพย์ได้ สรุปสาระสำคัญของ MOU โครงการน้ำงึม 3 ได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท GMS Lao จำกัด ปริษัท Marubeni จำกัด และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (รวมเรียกว่า Sponsors)
4.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป.ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม ทั้งนี้ MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบจาก หน่วยงานภาครัฐ
4.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,929 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 151 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึง วันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และ วันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
|
ส่วนที่ 1 = 3.582 Cents/หน่วย |
ส่วนที่ 2 = 1.218 บาท/หน่วย | |
(ค่า PE รวม= 2.436 บาท/หน่วย ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/ดอลล่าร์สหรัฐ) | |
|
= 1.462 บาท/หน่วย |
|
= 1.340 บาท/หน่วย |
|
= 1.827 บาท/หน่วย |
อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE + SE) = 2.365 บาท/หน่วย |
4.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาวอนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.6 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จาก CDM โครงการจะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้ จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว
4.7 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 ฉบับที่ได้ลงนามย่อกำกับไว้เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.8 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 12 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.9 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกันจำนวน 44 ล้านบาท ภายในระยะเวลา 30 วันหลังจากที่ กฟผ. แจ้ง Sponsors ว่า MOU ได้รับการอนุมัติจาก กพช.
4.10 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ภายในระยะเวลาของ MOU ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้
4.11 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยนำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในร่างฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญและไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า เห็นควรให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยทั้งนี้ขอให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทยปรับอายุของบันทึกความเข้าใจฯ ของโครงการฯ เป็น 12 เดือนนับจากวันลงนาม ให้ตรงกับในร่างบันทึกความเข้าใจฯ และปรับปรุงข้อความในร่างฯ ให้มีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกันในวันลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ ด้วย
เรื่องที่ 5 สถานการณ์พลังงาน ปี 2552 และแนวโน้มปี 2553
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงาน ปี 2552 สศช.คาดการณ์แนวโน้มเศรษฐกิจไทยในปี 2552 หดตัวร้อยละ 3.0 เนื่องจากได้รับผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจโลกที่รุนแรงเมื่อปลายปี 2551 ต่อเนื่องมาจนถึงปีนี้ ทำให้การส่งออกและการท่องเที่ยวไทยหดตัวลงมาก แต่ในช่วงครึ่งปีหลังเศรษฐกิจไทยมีการปรับตัวดีขึ้น ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.1 เมื่อเทียบกับปีที่แล้ว หรืออยู่ที่ระดับ 1,656 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 เนื่องจากส่วนหนึ่งนำไปใช้ในอุตสาหกรรมและในรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้น การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.7 เนื่องจากราคาน้ำมันที่ลดต่ำลงกว่าปีที่ผ่านมาส่งผลให้การใช้น้ำมันเบนซิน และดีเซลเพิ่มขึ้น และการใช้ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ในขณะที่ลิกไนต์ลดลงร้อยละ 1.4 เนื่องจากมีการนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ลดลง ไฟฟ้า พลังน้ำและไฟฟ้านำเข้ามีการใช้ลดลงร้อยละ 7.7 เนื่องจากปริมาณน้ำในเขื่อนน้อย
2. น้ำมันดิบ การนำเข้าอยู่ที่ระดับ 874 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.6 คิดเป็นมูลค่า 620 พันล้านบาท ซึ่งลดลงร้อยละ 38.2 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบลดลงร้อยละ 48.5 จากราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบนำเข้า 101.44 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2551 มาอยู่ที่ระดับ 57.54 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2552
3. น้ำมันสำเร็จรูป การใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.0 เนื่องจากการใช้ดีเซลและเบนซินเพิ่มขึ้นอันเป็นผลจากราคาขายปลีกเฉลี่ยในปี นี้ต่ำกว่าปี 2551 มากทำให้ประชาชนใช้น้ำมันเพิ่มมากขึ้น ส่วนการใช้ LPG เพิ่มขึ้นเนื่องจากภาคครัวเรือนใช้เพิ่มขึ้น ในขณะที่การใช้น้ำมันเครื่องบินลดลงร้อยละ 4.9 เนื่องจากภาวะการท่องเที่ยวที่ซบเซาอันเป็นผลจากปัญหาความไม่สงบในประเทศและ เศรษฐกิจโลกที่ชะลอตัวตลอดจนการระบาดของโรคไข้หวัดใหญ่สายพันธุ์ใหม่ 2009 น้ำมันเตาลดลงร้อยละ 19.5 เนื่องจากการใช้น้ำมันเตาในภาคอุตสาหกรรมลดลงมากอีกทั้งการใช้น้ำมันเตาเป็น เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ ก็ลดลงมากเช่นกัน
-น้ำมันเบนซิน การใช้น้ำมันเบนซินในแต่ละเดือนมีปริมาณค่อนข้างคงที่เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 20.8 ล้านลิตรต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.4 เนื่องจากราคาขายปลีกเฉลี่ยในปีนี้ที่ต่ำกว่าปีที่แล้ว ปัจจุบันการใช้เบนซินธรรมดามีสัดส่วนร้อยละ 57 แยกเป็นเบนซิน 91 ร้อยละ 38 และแก๊สโซฮอล์ 91 ร้อยละ 19 และเบนซินพิเศษร้อยละ 43 แยกเป็นเบนซิน 95 ร้อยละ 2 และแก๊สโซฮอล์ 95 ร้อยละ 41
-แก๊สโซฮอล์ มีสัดส่วนการใช้มากที่สุด คิดเป็นร้อยละ 60 ของปริมาณการใช้เบนซินทั้งหมด โดยมีปริมาณการใช้เพิ่มจาก 9.2 ล้านลิตร ต่อวันในปี 2551 เป็น 12.2 ล้านลิตรต่อวันในปีนี้ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 32.2 เป็นการใช้แก๊สโซฮอล์ 95 อยู่ที่ระดับ 8.1 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 25.5 ส่วน การใช้แก๊สโซฮอล์ 91 เพิ่มขึ้นสูงมากเนื่องจากรัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ 91 ด้วยการสร้างความมั่นใจในกลุ่มผู้ใช้รถจักรยานยนต์
-น้ำมันดีเซล ปริมาณการใช้รวม 50.3 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 โดยในช่วงต้นปี 2552 ปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นมากเนื่องจากราคาน้ำมันดีเซลต่ำกว่าปีที่ผ่านมา ต่อมาราคาเริ่มปรับตัวสูงขึ้น ทำให้การใช้ลดลง อย่างไรก็ดีในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี 2552 เศรษฐกิจไทยเริ่มมีแนวโน้มปรับตัวดีขึ้น ประกอบกับราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยในปีนี้ต่ำกว่าปีที่ผ่านมา จึงทำให้ปริมาณการใช้ของทั้งปีเพิ่มขึ้น
-ไบโอดีเซล(B5) ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นจาก 10.3 ล้านลิตรต่อวันในปี 2551 เป็น 22.2 ล้านลิตรต่อวันในปีนี้ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 114.7 เนื่องจากรัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนอย่างจริงจัง ด้วยการลดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันและกองทุนอนุรักษ์พลังงานของ B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล เป็นผลให้ราคาขายปลีกของ B5 ต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซล 1.00 - 3.00 บาทต่อลิตร จึงเป็นเหตุให้การใช้น้ำมัน B5 เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
-LPG โพรเพน และบิวเทน ปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.6 อยู่ที่ระดับ 5,198 พันตัน โดยมีการใช้ในภาคครัวเรือนและใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพิ่ม ขึ้น สาเหตุส่วนหนึ่งมาจากรัฐบาลตรึงราคา LPG ให้อยู่ระดับต่ำ โดยปริมาณการใช้เป็นวัตถุดิบในปิโตรเคมีเพิ่มสูงขึ้นถึงร้อยละ 45.2 ในขณะที่การใช้ LPG ในรถยนต์ปีนี้ลดลงร้อยละ 14.1 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทน ประกอบกับระดับราคาน้ำมันในปีนี้ต่ำกว่าปีที่ผ่าน และการใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมลดลงร้อยละ 11.4 ตามภาวะเศรษฐกิจ
4. ก๊าซธรรมชาติ ปริมาณการใช้อยู่ที่ระดับ 3,579 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 โดยก๊าซธรรมชาติถูกนำไปใช้ในภาคการผลิตต่างๆ ได้แก่ การผลิตไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 69 ใช้ใน โรงแยกก๊าซร้อยละ 17 ใช้ในอุตสาหกรรมร้อยละ 10 และใช้ในรถยนต์ร้อยละ 3
5. ลิกไนต์/ถ่านหิน การใช้อยู่ที่ระดับ 35 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.2 (คิดจากค่า ความร้อน) ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 17 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรมต่างๆ ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ กระดาษ อุตสาหกรรมอาหาร และอื่นๆ
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า อยู่ที่ 29,191 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันศุกร์ที่ 24 เมษายน 2552 เวลา 14.30 น. อยู่ที่ระดับ 22,596 เมกะวัตต์ สูงกว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของปี 2551 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 22,568 เมกะวัตต์ จำนวน 28 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.1
-การผลิตไฟฟ้า ปริมาณการผลิตและการรับซื้อของ กฟผ. ในปี 2552 มีจำนวน 148,090 กิกะวัตต์ชั่วโมง ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 0.1 โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ดังนี้ จากก๊าซธรรมชาติร้อยละ 70 จากลิกไนต์/ถ่านหินร้อยละ 21 จากพลังน้ำร้อยละ 5 นำเข้าและอื่นๆ ร้อยละ 3 และจากน้ำมันร้อยละ 1
-การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 134,489 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.1 โดยการใช้ไฟฟ้าชะลอตัวตั้งแต่ปลายปี 2551 และยังคงลดลงจนถึงกลางปี 2552 หลังจากนั้นการใช้ไฟฟ้าได้ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่เดือนตุลาคมเป็นต้นมา ส่งผลให้สาขาอุตสาหกรรมใช้ไฟฟ้าลดลงจากปี 2551 เพียงร้อยละ 1.1 สาขาธุรกิจลดลงร้อยละ 1.6 และอื่นๆ ลดลงร้อยละ 2.3 ในขณะที่บ้านและที่อยู่อาศัยเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.3 สาขาเกษตรกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.4
-ค่าเอฟที ในปีนี้มีการปรับตัวขึ้นเพียงครั้งเดียวในงวดแรกโดยเพิ่มขึ้น14.85 สตางค์/หน่วย จากเดิมในรอบปีที่ผ่านมา (ต.ค. - ธ.ค. 2551) อยู่ที่ 77.70 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 92.55 สตางค์/หน่วย
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2553 สศช. คาดว่าในปี 2553 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 3.0-4.0 และคาดว่าราคาน้ำมันจะอยู่ในระดับ 75 - 85 ดอลลาร์ สรอ.ต่อบาร์เรล สนพ.จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,711 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 โดยความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.7 ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 ลิกไนต์/ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.9 และพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 23.8
น้ำมันสำเร็จรูป ประมาณการว่าความต้องการการใช้น้ำมันเบนซินจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 และดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 ในขณะที่ LPG (ไม่รวมการใช้ที่เป็น Feed stocks ในปิโตรเคมี) คาดว่าจะมีการใช้ลดลงร้อยละ 2.1 และการใช้น้ำมันเตาคาดว่ายังคงลดลง ร้อยละ 5.4 โดยส่วนหนึ่งลดลงตามแผน PDP ของ กฟผ. ส่งผลให้ทั้งปีคาดว่าจะมีปริมาณการใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.7
สำหรับ LPG ในปี 2553 คาดว่าปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นสูงถึงร้อยละ 15.0 เนื่องจากใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 57.6 รวมทั้งการใช้ของภาคครัวเรือนและใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น เช่นกัน อย่างไรก็ตามการใช้ในภาคขนส่งจะลดลงร้อยละ 14.9 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้รถแท็กซี่ที่ใช้ LPG เปลี่ยนเป็น NGV แทน โดยโครงการนี้จะเริ่มดำเนินการในต้นปี 2553
จากการที่ความต้องการภายในประเทศสูงขึ้นมาก ทำให้การผลิต LPG ไม่เพียงพอ (ในกรณีที่โรงแยกก๊าซที่ 6 ของ ปตท. ที่มาบตาพุดไม่สามารถดำเนินการผลิตได้) จึงคาดว่าจะมีการนำเข้า LPG ประมาณเดือนละ 120 -140 พันตัน
ก๊าซธรรมชาติ คาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากปี 2552 ร้อยละ 4.1 (ไม่รวมการใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจมีแนวโน้มดีขึ้น ทำให้มีการนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.4 และภาคขนส่งในรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.5 โดยในปี 2553 จะมีแหล่งเจดีเอ บี 17 เข้ามาใหม่ ซึ่งสามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ปตท. คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2553 เมื่อรวมการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี จะเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 12.2 โดยใช้ในโรงแยกก๊าซเพิ่มขึ้นร้อยละ 53.4
ไฟฟ้า การใช้ไฟฟ้าในปีหน้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 โดยการใช้ไฟฟ้าในภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมจะปรับตัวสูงขึ้น รวมทั้งมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเข้าระบบ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 700 เมกะวัตต์ และมีการนำเข้าไฟฟ้าจากโครงการเขื่อนน้ำเทิน 2 สปป.ลาว 920 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมัน ปี 2552
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป
ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และ ดีเซลเฉลี่ย อยู่ที่ระดับ $61.28 , $69.78 และ $68.55 ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงเมื่อเทียบกับปี 51 $32.90 , $33.49 และ $51.69 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการถดถอยทางเศรษฐกิจโลกโดยเฉพาะสหรัฐฯ อีกทั้งค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ อ่อนค่าลง ในช่วงไตรมาส 1 ราคาน้ำมันได้ลดลงต่ำสุด โดยราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และ ดีเซล อยู่ที่ระดับ $44.31 , $54.81 และ $53.06 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ หลังจากเศรษฐกิจเริ่มฟื้นตัวทำให้ราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยไตรมาส 4 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และ ดีเซล อยู่ที่ระดับ $75.59 , $80.04 และ $81.79 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนสถานการณ์ LPG ตลาดโลกในปี 52 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ $509.58 ต่อตัน ลดลงจากปีก่อน $265.25 ต่อตัน โดยราคา LPG ในเดือนม.ค. 52 อยู่ในระดับ $380 ต่อตัน และได้เพิ่มขึ้นสอดคล้องกับราคาน้ำมัน โดยเพิ่มขึ้นมาอยู่ในระดับ $724 ต่อตัน ในเดือนธ.ค. 52
2. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง
เปรียบเทียบราคาเฉลี่ยน้ำมันเบนซิน ดีเซลตลาดโลก ระหว่างปี 51 กับ ปี 52 พบว่าราคาเฉลี่ยปี 52 ต่ำกว่าปี 51 ประมาณ $33.49 และ $51.69 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ แต่ส่วนต่างราคาขายปลีกในประเทศไม่แตกต่างกันมากเท่าราคาตลาดโลก เนื่องมาจากในช่วงที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นกลางปี 51 รัฐบาลได้มีมาตรการบรรเทาผลกระทบความเดือดร้อนของประชาชน โดยการลดภาษีสรรพสามิตและเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน ต่อมาในช่วงไตรมาส 4 ปี 51 ต่อเนื่องมาถึงไตรมาส 1 ปี 52 ราคาน้ำมันตลาดโลกลดต่ำลง แต่ราคาขายปลีกน้ำมันไม่ได้ปรับลดลงตามราคาตลาดโลกทั้งหมด เนื่องจากมีการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง 2 ครั้ง และปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อลดภาระ ทำให้ราคาขายปลีกปรับลดไม่มาก เมื่อเทียบกับราคาตลาดโลก เพื่อให้ประชาชนประหยัดและใช้อย่างมีประสิทธิภาพ จึงทำให้ราคาขายปลีกระหว่างปี 51 กับ ปี 52 ไม่แตกต่างกันมากนัก
3. การชดเชยนำเข้า LPG
จากการที่รัฐได้ตรึงราคา LPG ทำให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กก. ส่งผลให้มีการใช้ LPG เพิ่มมากขึ้น ทำให้การผลิตในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงมีการนำเข้าจากต่างประเทศประมาณ 757 พันตัน โดยรัฐบาลต้องใช้เงินกองทุนชดเชยการนำเข้า LPG ในปี 52 ประมาณ 7,078 ล้านบาท รวมการชดเชยในช่วงปี 51 - 52 ทั้งสิ้น 15,026 ล้านบาท
4. ค่าการตลาดและค่าการกลั่น
ปี 52 ค่าการตลาดน้ำมันของสถานีบริการเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 1.63 บาท/ลิตร ซึ่งอยู่ระดับใกล้เคียงกับปี 51 ซึ่งเป็นค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสม ส่วนค่าการกลั่น ปี 52 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ $ 3.96 ต่อบาร์เรล (0.86 บาท/ลิตร) ต่ำกว่าในช่วงปี 51 ซึ่งเฉลี่ยอยู่ที่ $9.22 ต่อบาร์เรล (1.93 บาท/ลิตร) เนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปของโลกยังคงไม่สูงขึ้นมากนัก ในขณะที่มีโรงกลั่นเปิดใหม่หลายแห่งในช่วงปีที่ผ่านมา ทำให้มีกำลังการกลั่นเกินความต้องการ ส่งผลให้มีสต๊อกน้ำมันสำเร็จรูปมากในช่วงปลายปี ทำให้ค่าการกลั่นลดลงเหลือ $1.96 ต่อบาร์เรล (0.41 บาท/ลิตร) ในช่วงเดือนพ.ย. 52
5. แนวโน้มราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ปี 53 คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบจะเคลื่อนไหวอยู่ระหว่าง $70 - $90 ต่อบาร์เรล ตามปัจจัยพื้นฐานและทิศทางภาวะเศรษฐกิจ รวมทั้งความผันผวนของค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ หากราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับ $70 - $90 ต่อบาร์เรล คาดว่าราคาขายปลีกในประเทศไทยสำหรับน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 34 - 38 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 27 - 31บาท/ลิตร ตามลำดับ อย่างไรก็ตามหากราคาน้ำมันดิบดูไบไม่สูงเกิน $85 ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกดีเซลจะไม่เกิน 30 บาท/ลิตร (ภาษี และ กองทุน ไม่เปลี่ยนแปลง)
6. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ในช่วงปี 52 ได้มีการปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หลายครั้ง เพื่อลดผลกระทบจากการเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมัน หลังสิ้นสุดนโยบาย 6 เดือน 6 มาตรการ เมื่อวันที่ 1 ก.พ. 52 และเพื่อลดผลกระทบจากการเพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 14 พ.ค. 52 (รวมทั้งมีการปรับเพิ่มเพดานกองทุนน้ำมันฯจาก 7 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร เพื่อเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนน้ำมัน)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ