![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
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
กพช. ครั้งที่ 128 - วันพฤหัสบดีที่ 26 พฤศจิกายน 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2552 (ครั้งที่ 128)
วันพฤหัสบดีที่ 26 พฤศจิกายน พ.ศ. 2552 เวลา 16.00 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการมาย-กก
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
4.แนวทางการขอใช้พื้นที่ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน
5.แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า
7.การขอความร่วมมือในการดำเนินงานโครงการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
9.การทบทวนแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
10.การขอความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่มีการขออนุญาตออกแบบก่อสร้างใหม่
11.การเตรียมท่าทีของไทยเพื่อการเข้าร่วมประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ
12.ความก้าวหน้าแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากประเทศกาตาร์
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการมาย-กก
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสหภาพพม่า ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2540 ที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 และเมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2552 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้ง ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการมาย-กก
2. บริษัท อิตาเลียนไทย เพาเวอร์ จำกัด (IPC) และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น เป็นผู้พัฒนาโครงการมาย-กก ซึ่งตั้งอยู่ที่รัฐฉาน ประเทศสหภาพพม่า อยู่ห่างจากชายแดนไทย อ. แม่สาย จ. เชียงราย ไปทาง ทิศตะวันตกเฉียงเหนือประมาณ 80 กม. โครงการดังกล่าวเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในบริเวณปากเหมือง ใช้ถ่านหินลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง มีกำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 405 เมกะวัตต์ (3 x 135 เมกะวัตต์) เสนอขาย ณ ชายแดน 369 เมกะวัตต์ (3 x 123 เมกะวัตต์) ส่งไฟฟ้าจากโครงการถึงชายแดนไทยผ่าน สายส่งไฟฟ้าขนาด 230 kV มีความยาวประมาณ 80 กม. และจากชายแดนไทยถึง สฟ. เชียงราย ประมาณ 80 กม. ทั้งนี้ โครงการดังกล่าวจะจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบในเดือนมกราคม 2559 เดือนเมษายน 2559 และเดือนกรกฎาคม 2559 ตามลำดับ
3. Tariff MOU โครงการมาย-กก ใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยคณะอนุกรรมการ ประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ซึ่งจะแตกต่างเฉพาะในส่วนของประเทศที่ตั้ง ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า คุณลักษณะโรงไฟฟ้าด้านเทคนิค และได้เพิ่มข้อกำหนดเรื่องการดำเนินการเกี่ยวกับ Environmental Impact Assessment (EIA) และ Social Impact Assessment (SIA) สรุปสาระสำคัญของร่าง Tariff MOU โครงการมาย-กก ดังนี้
3.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท อิตาเลียนไทย เพาเวอร์ จำกัด (บริษัทฯ) โดยบริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทและจะเจรจากับรัฐบาลสภาพพม่าเพื่อให้ได้สัมปทานพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าดังกล่าว
3.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และ บริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจาก Myanmar Economic Corporation ของรัฐบาลสหภาพพม่า ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม ทั้งนี้ MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบจาก หน่วยงานภาครัฐดังกล่าว
3.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 405 เมกะวัตต์ (3 x 135 เมกะวัตต์) เสนอขาย ณ ชายแดน 369 เมกะวัตต์
3.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) เท่ากับ 2.3114 บาท/หน่วย [1.6924 (AP) + 0.6190 (EP)] ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/ดอลล่าร์สหรัฐ
3.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) ของเครื่องที่จ่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอายุสัญญาอาจยาวกว่านี้ได้ หากรัฐบาลสหภาพพม่าอนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง
3.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อขอยกเลิกก่อนได้
3.7 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกันจำนวน 36.9 ล้านบาท ภายในระยะเวลา 30 วันหลังจากที่ กฟผ. แจ้ง Sponsors ว่า MOU ได้รับการอนุมัติจาก กพช.
3.8 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsors วางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ภายในระยะเวลา MOU ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้
3.9 Sponsors จะขออนุมัติและดำเนินการต่างๆ ด้าน EIA และ SIA ตามมาตรฐานสากล ซึ่งเทียบเท่ามาตรฐานของ Asian Development Bank (ADB)
3.10 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการมาย-กก และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง MOU โครงการมาย-กกในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติ ได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ ต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อจะรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ซึ่งปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ โครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. โครงการหงสาลิกไนต์ กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ภายใต้กรอบ Tariff MOU โดยใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ กฟผ. ได้ลงนามสัญญาฯ แล้วเป็นต้นแบบ และได้ปรับร่าง PPA โครงการหงสาลิกไนต์ให้สอดคล้องกับลักษณะเฉพาะของโครงการที่เป็นโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อน โดยใช้ต้นแบบของสัญญา Independence Power Producer (IPP) ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2552 ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการหงสาลิกไนต์แล้ว
3. ผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ ประกอบด้วย (1) Hongsa Power Company Limited (โรงไฟฟ้า) (บริษัท บ้านปูเพาเวอร์ จำกัด (40%) บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%)) และ (2) Phu Fai Mining Company Limited (เหมือง) (บริษัท บ้านปูเพาเวอร์ จำกัด (37.5%) บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง (37.5%) และรัฐบาล สปป. ลาว (25%)) โครงการดังกล่าวมีกำลังผลิตติดตั้ง 1,653 เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทยที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบเดือนมีนาคม 2558 เดือนสิงหาคม 2558 และ เดือนธันวาคม 2558 ตามลำดับ
4. สรุปสาระสำคัญในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ ดังนี้
4.1 อายุสัญญาฯ นับจากวันเริ่มลงนามสัญญาและต่อเนื่องไปอีก 25 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) กรณีสัญญาฯ หมดอายุ หากฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดประสงค์จะต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปีก่อนที่สัญญาจะหมดอายุ
4.2 Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือนนับจากวันลงนามสัญญาฯ หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 6,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
4.3 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable Power Facility และ Generator ไม่มีสิทธิขายพลังงานไฟฟ้าให้กับบุคคลที่สาม (ยกเว้นส่วนที่ขายให้ลาว)
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า (ณ ชายแดน) และการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า
- Test Energy ทั้งก่อนและหลัง COD ราคา 0.80 บาท/ kWh (คงที่ตลอดอายุ สัญญาฯ)
- Unit Operation Energy ช่วงก่อน COD ราคา 0.7044 บาท + EP
- Post COD (ราคาเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา 25 ปี) เท่ากับ 2.275 บาท/kWh
(AP = 1.409 บาท/kWh + EP = 0.866 บาท/kWh) ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/US$
- ช่วงเวลาในแต่ละปีหลังจากเดินเครื่องครบชั่วโมงพร้อมจ่ายไฟฟ้าตามสัญญาฯ ใช้ ราคา EP + Supplemental (0.5 AP)
4.5 Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดกำหนดไว้ใน Tariff MOU
4.6 การยุติข้อพิพาท ให้ยุติด้วยวิธีการตามลำดับดังนี้ การเจรจา/ อนุญาโตตุลาการ โดยใช้ UNCITRAL Rules ดำเนินการที่ประเทศสิงคโปร์
4.7 สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์กับผู้ลงทุนต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่ออัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ได้ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือเงื่อนไขสำคัญก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2.เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ใช้เงื่อนไขการระงับข้อ พิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ และมอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจากับผู้ลงทุนให้สถานที่ที่พิจารณาของอนุญาโตตุลาการให้เป็นประเทศไทย และภาษาที่ใช้ในกระบวนพิจารณาอนุญาโตตุลาการให้เป็นภาษาไทย และหากได้ข้อยุติประการใดให้นำเสนอ ครม. ให้ความเห็นชอบในวาระที่นำมติที่ประชุม กพช. ครั้งนี้เสนอ ครม. ต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
สรุปสาระสำคัญ
1. มติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อ กพช. เพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน ในการดำเนินงาน กระทรวงมหาดไทยได้แต่งตั้งคณะกรรมการแก้ไขครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ เพื่อดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว โดยได้มีการประชุมหารือร่วมกับ สนพ. และได้เสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนพิจารณาด้วยแล้ว ทั้งนี้ สนพ. ได้รายงานความคืบหน้าผลการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ และข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเบื้องต้นให้ กพช. ทราบเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552
2. ผลการสำรวจข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้และแนวทางการแก้ไขปัญหา
2.1 ในเขตบริการของ กฟน. มีครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ รวมทั้งสิ้น 4,693 ครัวเรือน ซึ่ง กฟน. ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนที่บุกรุกที่ดินส่วนราชการ/เอกชน ได้แก่ ชุมชนหรือสลัม จำนวน 4,194 ครัวเรือน และครัวเรือนที่ไม่มีบ้านเลขที่ ซึ่งก่อสร้างในที่ดินเช่าของเอกชน หรือบ้านที่ไม่ได้ขออนุญาตก่อสร้าง จำนวน 297 ครัวเรือน เนื่องจากต้องได้รับความยินยอมจากเจ้าของที่ดินและมีบ้านเลขที่ก่อน จึงจะดำเนินการได้ คงเหลือครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ที่มีบ้านเลขที่ จำนวน 202 ครัวเรือน แต่อยู่ห่างไกลจากแนวสายไฟฟ้าของ กฟน. ทำให้มีค่าใช้จ่ายเป็นค่าสมทบการลงทุนปักเสาพาดสายเพิ่มขึ้นจากอัตราค่า บริการการขอใช้ไฟฟ้าตามปกติ ในกรณีนี้ กฟน. จะดำเนินการลงทุนปักเสาพาดสายไปถึงครัวเรือนดังกล่าว ในปีงบประมาณ 2553 โดยไม่เรียกเก็บค่าใช้จ่ายเป็นค่าสมทบการลงทุน จำนวนเงินประมาณ 16 ล้านบาท ทั้งนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้าจะจ่ายเฉพาะค่าบริการการขอใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว
2.2 จำนวนครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขต กฟภ. (ณ วันที่ 18 มิถุนายน 2552) รวมทั้งสิ้น 229,670 ครัวเรือน มีครัวเรือนที่จัดเข้าแผนงานการขยายเขตระบบไฟฟ้าในปีงบประมาณ 2552 แล้ว 28,787 ครัวเรือน ครัวเรือนที่การไฟฟ้าไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าด้วยวิธีปักเสาพาดสายได้ เนื่องจากอยู่ในเขตหวงห้าม (ครัวเรือนที่ตั้งอยู่ในเขตป่าสงวน พื้นที่อุทยาน หรือพื้นที่ของทหาร) รวมทั้งสิ้น 29,252 ครัวเรือน และไม่เข้าหลักเกณฑ์การขยายเขต (ครัวเรือนที่ไม่มีบ้านเลขที่, ครัวเรือนที่อยู่ภายในหมู่บ้านจัดสรร, และครัวเรือนที่อยู่ในเขตที่มีไฟฟ้าแต่ไม่ยื่นขอใช้ไฟ เช่น บ้านร้าง) จำนวน 41,075 ครัวเรือน คงเหลือครัวเรือนที่ กฟภ. กำลังพิจารณาหาแนวทางจัดหาไฟฟ้าอีก 130,556 ครัวเรือน ซึ่งในจำนวนนี้ กฟภ. สามารถดำเนินการขยายเขตได้ทันที (ครัวเรือนที่มีงบประมาณขยายเขตไม่เกิน 50,000 บาทต่อครัวเรือน ตามหลักเกณฑ์การขยายเขตไฟฟ้าของ กฟภ.) จำนวน 91,527 ครัวเรือน
สำหรับครัวเรือนที่เหลืออีก 39,029 ครัวเรือน ที่อยู่ในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ ซึ่งไม่เข้าหลักเกณฑ์การขยายเขตไฟฟ้าของ กฟภ. เนื่องจากมีงบประมาณขยายเขตเกินกว่า 50,000 บาทต่อครัวเรือน จะพิจารณาจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนในพื้นที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ดังกล่าวให้สอด คล้องกับนโยบายของรัฐบาลในการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน ตามมติ กพช. วันที่ 9 มีนาคม 2552
3. การดำเนินงานและข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการ
3.1 การแก้ไขปัญหาครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขต กฟน.: ในกรณีเป็นครัวเรือนที่มีบ้านเลขที่แล้วจำนวน 202 ครัวเรือน ซึ่งมีค่าใช้จ่ายดำเนินการเป็น 2 ส่วน คือ (1) เงินลงทุนในการขยายเขตจำนวนเงิน 16.64 ล้านบาท และ (2) ค่าบริการการขอใช้ไฟฟ้า จำนวนเงิน 2,080 บาทต่อครัวเรือน หรือคิดเป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 420,160 บาท กฟน. จะจัดสรรเงินลงทุนจำนวน 16.64 ล้านบาท จากงบประมาณปี 2553 และให้ผู้ใช้ไฟรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในส่วนของค่าธรรมเนียมการขอใช้ไฟฟ้าตาม หลักเกณฑ์ปฏิบัติเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟรายอื่นๆ
3.2 การแก้ไขปัญหาครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขต กฟภ.: ในเขตบริการของ กฟภ. สามารถจำแนกพื้นที่ที่สมควรสนับสนุนให้มีการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็น 2 กลุ่ม ดังนี้
3.2.1 ครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้: จำแนกตามค่าใช้จ่ายในการปักเสาพาดสาย ดังนี้
(1) ครัวเรือนที่มีค่าใช้จ่ายในการปักเสาพาดสายไม่เกิน 50,000 บาทต่อครัวเรือน จำนวน 91,527 ครัวเรือน กฟภ. จะจัดเข้าแผนงานหรือโครงการของ กฟภ. และรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินการทั้งหมด ให้แล้วเสร็จในปี 2553-2554 โดยแบ่งจำนวนครัวเรือนที่จะดำเนินการประมาณร้อยละ 50 ในแต่ละปี
(2) ครัวเรือนที่มีค่าใช้จ่ายในการปักเสาพาดสายเกินกว่า 50,000 บาทต่อครัวเรือน ซึ่งมีจำนวนทั้งสิ้น 39,029 ครัวเรือน มีแนวทางการดำเนินการโดยให้ กฟภ. เร่งสรุปจำนวนครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ และจำแนกประเภทครัวเรือนตามสถานที่ตั้งครัวเรือน เพื่อแสดงลักษณะการกระจายตัวของครัวเรือน แล้วให้ กฟภ. และ พพ. นำข้อมูลดังกล่าวไปวิเคราะห์ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนในแต่ละพื้นที่ เพื่อเสนอประเภทเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสมในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้งงบประมาณการลงทุน โดยให้เปรียบเทียบการลงทุนกับกรณีปักเสาพาดสายหรือการสร้างเคเบิ้ลใต้น้ำใน กรณีจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่เกาะ รวมทั้งข้อจำกัดในการใช้ประโยชน์พื้นที่ในการพัฒนาโครงการด้วย
3.2.2 การสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนบนพื้นที่เกาะ: ปัจจุบันตามเกาะต่างๆ จำนวน 60 เกาะมีไฟฟ้าใช้แล้ว โดยมีรูปแบบการจัดหาไฟฟ้า 2 แบบ คือ (1) เกาะที่เชื่อมโยงกับแผ่นดินใหญ่ จำนวน 31 เกาะ เชื่อมโยงด้วยสายเคเบิลใต้น้ำ จำนวน 17 เกาะ และเชื่อมโยงด้วยการปักเสาพาดสาย จำนวน 14 เกาะ และ (2) เกาะที่ไม่เชื่อมโยงกับแผ่นดินใหญ่ จำนวน 29 เกาะ ติดตั้งโรงจักรไฟฟ้าดีเซล จำนวน 6 เกาะ และติดตั้งระบบ Solar Home System จำนวน 23 เกาะ
เพื่อเป็นการช่วยลดการใช้เชื้อเพลิงดีเซลซึ่งมีต้นทุนสูงและก่อให้เกิดมล ภาวะต่อสิ่งแวดล้อม ประกอบกับอาจมีการขยายปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในอนาคต เห็นควรให้ กฟภ. พัฒนาระบบพลังงานหมุนเวียนเพื่อเชื่อมต่อเข้ากับระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่มีอยู่ แล้วบนเกาะ หรือพัฒนาระบบพลังงานหมุนเวียนที่เชื่อมต่อกันเองและใช้โรงจักรไฟฟ้าดีเซล เสริม (ระบบ microgrid) โดยในช่วงเริ่มแรก เห็นว่าเกาะกูดสามารถเป็นโครงการนำร่องได้ เนื่องจากมีศักยภาพพลังน้ำและพลังงานแสงอาทิตย์ ประกอบกับ กฟภ. มีแผนที่จะดำเนินการอยู่แล้ว
ปัจจุบันเกาะกูด จ. ตราด ใช้ไฟฟ้าจากการผลิตด้วยโรงจักรไฟฟ้าดีเซลและพลังงานแสงอาทิตย์ แต่มีผลประกอบการขาดทุนจากค่าเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นมาโดยตลอด ประกอบกับมีการเติบโตของธุรกิจท่องเที่ยว ทำให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจึงไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าได้เพียงพอกับ ความต้องการ ผู้ใช้ไฟที่เป็นผู้ประกอบการรีสอร์ทส่วนใหญ่จึงติดตั้งเครื่องจักรดีเซลเอง ดังนั้น กฟภ. จึงมีแผนลงทุนสร้าง เคเบิลใต้น้ำเพื่อจัดหาไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม เนื่องจากเกาะกูด มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนบนเกาะ กฟภ. จะดำเนินการติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์ และพลังน้ำขนาดเล็ก และจ่ายไฟผสมผสานกับโรงจักรไฟฟ้าดีเซลด้วย
3.3 การบริหารจัดการการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้: เนื่อง จากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีต้นทุนสูง ประกอบกับอยู่ในพื้นที่ห่างไกลซึ่งยังไม่มีระบบจำหน่ายเข้าถึง ในการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้จึงจำเป็นต้อง ใช้งบประมาณจำนวนมาก ดังนั้น เพื่อให้โครงการดังกล่าวสามารถพัฒนาได้และมีความยั่งยืน สามารถอยู่ร่วมกับชุมชนได้มีข้อเสนอดังนี้
3.3.1 รูปแบบการลงทุน : ในการดำเนินการระยะแรก เสนอเป็นลักษณะโครงการ โดยมีหน่วยงานของรัฐเป็นผู้บริหารโครงการ เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์ในการให้เงินสนับสนุนการลงทุน ร่วมกับ ผู้ลงทุนทั้งที่เป็นภาครัฐดำเนินการเอง เอกชนดำเนินการ หน่วยงานรัฐร่วมกับภาคเอกชน หรือองค์กรระดับท้องถิ่น เช่น อบต. หรือสหกรณ์ท้องถิ่น เพื่อให้เกิดความรู้สึกเป็นเจ้าของร่วมกัน โดยรูปแบบการสนับสนุนอาจเป็นลักษณะเงินสมทบการลงทุนบางส่วน หรือกำหนดเป็นอัตราส่วนเพิ่มพิเศษต่อหน่วยการผลิต เป็นต้น ทั้งนี้ กฟภ. อาจพิจารณาจัดตั้งบริษัทลูกเพื่อผลิตไฟฟ้าสำหรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนแบบ Off-Grid ได้
สำหรับการจัดหาไฟฟ้าบนเกาะที่มีไฟฟ้าใช้แล้ว โดยเฉพาะเกาะที่ใช้ไฟฟ้าจากเครื่องจักรดีเซลซึ่งมีแนวโน้มที่จะใช้ไฟฟ้า เพิ่มขึ้น เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากดีเซล ซึ่งมีราคาสูงและมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม กฟภ. สามารถพิจารณาดำเนินการโดยลงทุนติดตั้งระบบพลังงานหมุนเวียน และกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะ ทั้งนี้ การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษดังกล่าว ให้เป็นไปตามแนวทางตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ซึ่งอนุญาตให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายยื่นข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษ สำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะเพื่อให้ กบง. ให้ความเห็นชอบได้เป็นกรณีๆ ไป
3.3.2 งบประมาณ: ควรขอจัดสรรเงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนโครงการดังกล่าว ซึ่งตรงตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกระจายความเจริญไปสู่ท้องถิ่นและการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน
4. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอประเด็นเพื่อพิจารณาขอความเห็นชอบในหลักการการจัดหาไฟฟ้าสำหรับครัว เรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ และการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ตามรายละเอียดในข้อ 3 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปเร่งดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ขอให้มอบให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนติดตามการดำเนินงาน และจัดทำรายละเอียดโครงการการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่ มีไฟฟ้าใช้ และเร่งรัดหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ดำเนินการเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติ เพื่อนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในปีงบประมาณ 2553
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการการจัดหาไฟฟ้าสำหรับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ และการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ตามรายละเอียดในข้อ 3 และให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไปด้วย
2.มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปเร่งดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติต่อไป
3.มอบให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนติดตามการดำเนินงาน และจัดทำรายละเอียดโครงการการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่ มีไฟฟ้าใช้ และเร่งรัดหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ดำเนินการเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติ เพื่อนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในปีงบประมาณ 2553
เรื่องที่ 4 แนวทางการขอใช้พื้นที่ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. มีมติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปหารือร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อพิจารณาแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมในเขตพื้นที่ที่มี กฎหมายกำหนด กระทรวงพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จัดประชุมยกร่างแนวทางการขอใช้พื้นที่ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2552 จนได้ข้อสรุปรายงานต่อคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานและปลัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเป็น ประธาน เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2552 โดยกระทรวงพลังงานได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาปรับแก้วาระการ ประชุมของคณะอนุกรรมการประสานฯ ที่จะเสนอ กพช. ตามข้อสังเกตที่ประชุมแล้ว
2.กระบวนการขอใช้พื้นที่เพื่อพัฒนาพลังงานลมของภาคเอกชน ในเขตพื้นที่ป่าที่เหมาะสมต่อการเกษตรหรือพื้นที่ ส.ป.ก. (โซน A) และเขตพื้นที่ป่าเพื่อเศรษฐกิจ (โซน E) ที่นำมาดำเนินการปฏิรูปที่ดิน ภาค เอกชนจะขอใช้พื้นที่ ส.ป.ก. เพื่อติดตั้งกังหันลมเพื่อผลิตไฟฟ้าจะเข้าลักษณะการประกอบกิจการตามข้อ 1.5 ของประกาศกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ฉบับที่ 2 ออกตามความใน พ.ร.บ. การปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม พ.ศ. 2518 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2532 มาตรา 30 วรรคห้า ซึ่งเป็นกิจการที่เป็นการบริการหรือเกี่ยวข้องกับความเป็นอยู่ของเกษตรกรใน ด้านเศรษฐกิจและสังคมในเขตดำเนินการปฏิรูปที่ดิน และคณะกรรมการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม (คปก.) ได้ออกระเบียบปฏิบัติ ซึ่งมีหลักเกณฑ์การพิจารณาที่สำคัญ ดังนี้
2.1 ให้ผู้ขอรับอนุญาตยื่นคำขอใช้ที่ดิน ณ สำนักงานการปฏิรูปที่ดินจังหวัดที่ที่ดินตั้งอยู่ พร้อมเอกสารหลักฐาน เช่น เอกสารโครงการ แผนที่แสดงตำแหน่งที่ตั้งและแปลงที่ดินที่จะขอใช้ ขนาดเนื้อที่ กรณีเป็นพื้นที่ทำกินของเกษตรกรต้องได้รับความยินยอมจากเกษตรกรหรือผู้ถือ ครองที่ดินก่อน กรณีขอใช้เพื่อติดตั้งกังหันลมผลิตไฟฟ้าผู้ประกอบกิจการ จะต้องแนบหลักฐานการตอบรับจากการไฟฟ้าว่าจะทำสัญญาจะซื้อจะขายไฟด้วย หลักฐานการรับฟังความคิดเห็นของท้องถิ่นและชุมชน
2.2 คณะกรรมการปฏิรูปที่ดินจังหวัดจะพิจารณาให้อนุญาตตามขั้นตอน
2.3 สิทธิการใช้ประโยชน์ที่ดิน ขณะนี้ให้สิทธิตามสัญญาเช่าที่ดิน ขนาดเนื้อที่ไม่เกิน 50 ไร่ ส่วนระยะเวลา และอัตราค่าเช่าเป็นไปตามที่ คปก. กำหนด (ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณา)
3. การขอใช้พื้นที่ของภาคเอกชนและปัญหาที่เกิดขึ้น
3.1 ภาคเอกชนขอให้มีการพิจารณาขยายอายุสัญญาเช่าพื้นที่จากเดิมที่กำหนดไว้ 3 ปี เป็น การขยายอายุสัญญาเช่าพื้นที่เท่ากับสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และขอให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าเช่าพื้นที่เป็นการเฉพาะสำหรับโครงการ พัฒนาพลังงานลม
3.2 การพิจารณาให้อนุญาตใช้เวลานาน ซึ่งอาจเกิดจากการที่หน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับการอนุญาตให้ใช้พื้นที่ไม่มี กฎระเบียบเฉพาะในการรองรับการพัฒนาโครงการพลังงานลม จึงเห็นควรให้มีการกำหนดกระบวนการดำเนินการและระยะเวลาการให้อนุญาตอย่าง ชัดเจน เพื่อให้การพัฒนาพลังงานลมเป็นไปตามเป้าหมายที่ภาครัฐกำหนด
4. ข้อเสนอแนวทางการขอใช้พื้นที่และดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน
4.1 การออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์เพิ่มเติมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP
กฟผ. และ กฟภ. จัดทำหลักเกณฑ์เพิ่มเติมในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าด้านเทคนิค โดยพิจารณาระยะห่างระหว่างพื้นที่ตั้งโครงการที่เหมาะสม เพื่อป้องกันปัญหาผลกระทบการบังลมกรณีโครงการตั้งใกล้กัน และข้อมูลความเร็วลมและทิศทางลมในพื้นที่ตั้งโครงการ นำเสนอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนประกาศใช้
4.2 การกำหนดพื้นที่ที่สามารถพัฒนาได้และเงื่อนไขการเข้าใช้พื้นที่แต่ละประเภท
พื้นที่ สปก. สำนักงานการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม (ส.ป.ก.) จะพิจารณา
4.2.1 สิทธิการใช้ที่ดิน ในเรื่องอายุสัญญาเช่าพื้นที่และอัตราค่าเช่าพื้นที่เป็นการเฉพาะสำหรับ โครงการพัฒนาพลังงานลม ทั้งนี้ ในส่วนของอายุสัญญาเช่าพื้นที่ให้กำหนดเป็นเงื่อนไขการให้เช่าว่าผู้ประกอบ การจะดำเนินการใช้ประโยชน์อย่างต่อเนื่องภายในระยะเวลาตามสัญญาเช่า
4.2.2 กำหนดกระบวนการดำเนินการและระยะเวลาการให้อนุญาตอย่างชัดเจนสำหรับโครงการพัฒนาพลังงานลม (Fast Track)
5. ผู้แทนกระทรวงกลาโหมได้ชี้แจงเพิ่มเติมในที่ประชุมว่าสืบเนื่องจากมติ กพช.ในการประชุมครั้งที่ 5/2552 เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 เห็นชอบให้ทำโครงการผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลมในพื้นที่ของกระทรวงกลาโหม เพื่อเป็นตัวอย่างโครงการนำร่องของการใช้พลังงานทดแทนนั้น กระทรวงกลาโหมและกระทรวงพลังงานได้มีการประสานหารือในเบื้องต้น ดังนี้
5.1 ให้กระทรวงกลาโหมพิจารณาพื้นที่ที่มีศักยภาพลม และกระทรวงพลังงานจะเข้าติดตั้งเครื่องมือวัดลมในพื้นที่ที่กระทรวงกลาโหม กำหนดไว้ โดยให้กระทรวงกลาโหมเป็นผู้ดูแลเครื่องมือและเก็บข้อมูลเกี่ยวกับลม ตามการแนะนำของกระทรวงพลังงาน เมื่อทราบพื้นที่ที่เหมาะสมต่อการผลิตไฟฟ้าแล้วกระทรวงพลังงานจะพิจารณา ดำเนินการติดตั้งกังหันลมต่อไป
5.2 หลังจากการประสานหารือในเบื้องต้นแล้ว กระทรวงพลังงานและกระทรวงกลาโหมได้ตกลงกันจะจัดตั้งคณะทำงานเพื่อหารือในราย ละเอียดก่อนเริ่มดำเนินการร่วมกันต่อไป
5.3 เมื่อกระทรวงกลาโหมและกระทรวงพลังงานดำเนินโครงการนำร่องสัมฤทธิ์ผลแล้ว หากมีภาคเอกชนที่สนใจใช้พื้นที่ กระทรวงกลาโหมจะต้องพิจารณาศึกษาในรายละเอียดต่อไป
5.4 กระทรวงกลาโหมมีข้อเสนอเพื่อพิจารณาให้ใช้พื้นที่กระทรวงกลาโหมจัดทำโครงการ นำร่องผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานลมร่วมกันระหว่างกระทรวงกลาโหมและกระทรวง พลังงานเพื่อเป็นตัวอย่างให้กับภาคเอกชนที่สนใจในอนาคต โดยขอให้กระทรวงพลังงานสนับสนุนงบประมาณเพื่อดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์เพิ่มเติมในการรับซื้อไฟฟ้า รายละเอียดตามข้อ 4.1 และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ กฟภ. รับไปดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2.เห็นชอบแนวทางการขอใช้พื้นที่สำนักงานการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม (ส.ป.ก.) ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน และมอบหมายให้ ส.ป.ก. พิจารณาสิทธิการใช้ที่ดิน ในเรื่องอายุสัญญาเช่าพื้นที่ และอัตราค่าเช่าพื้นที่เป็นการเฉพาะสำหรับโครงการพัฒนาพลังงานลม และกำหนดกระบวนการดำเนินการและระยะเวลาการให้อนุญาตอย่างชัดเจนสำหรับ โครงการพัฒนาพลังงานลม (Fast Track)
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมรับ ไปหารือแนวทางการใช้พื้นที่ป่าไม้ในการพัฒนาพลังงานลมสำหรับภาคเอกชนให้ได้ ข้อยุติ และนำเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
4.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงกลาโหมจัดทำรายละเอียดโครงการ ผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลมในพื้นที่ทหารเพื่อเป็นตัวอย่างโครงการนำร่อง ของการใช้พลังงานทดแทน และนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 มีมติรับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 โดยรับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์
2. สถานภาพโครงการ:
โรงไฟฟ้า/สถานที่ตั้ง | กำลังการผลิต (MW) | เชื้อเพลิง | SCOD | กำหนดวันที่จะต้องได้รับ EIA | วันลงนามสัญญา |
บริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ. ระยอง |
660 | ถ่านหิน | 9 พ.ย. 2554 | ได้รับ EIA แล้ว | 10 ก.ย. 51 |
บริษัท เนชัลแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด เขาหินซ้อน จ. ฉะเชิงเทรา |
540 | ถ่านหิน | 15 พ.ย. 2556 15 มี.ค. 2557 |
ได้รับ EIA แล้ว | รอลงนาม |
บริษัท สยาม เอ็นเนอยี่ จำกัด อ.บางคล้า จ. ฉะเชิงเทรา |
1,600 | ก๊าซธรรมชาติ | 1 มี.ค. 2556 1 ก.ย. 2556 |
31 ธ.ค. 2553 | 10 ต.ค. 51 |
บริษัท เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น ซัพพลาย จำกัด อ.หนองแซง จ. สระบุรี |
1,600 | ก๊าซธรรมชาติ | 1 มิ.ย. 2557 1 ธ.ค. 2557 |
ได้รับ EIA แล้ว | 10 ต.ค. 51 |
รวม | 4,400 |
3. โครงการโรงไฟฟ้าบางคล้า ของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด ("บริษัทฯ") เป็นหนึ่งในสี่บริษัทที่ได้รับการคัดเลือก โดยบริษัทฯ ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2551 และลงนามสัญญาฉบับแก้ไขวันที่ 17 มิถุนายน 2552 ทั้งนี้ สัญญาซื้อขายไฟฟ้ายังไม่มีผลบังคับใช้ทางกฎหมายจนกว่าจะได้รับอนุมัติรายงาน การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างการดำเนินการตามขั้นตอนการจัดทำ EIA และเข้าพื้นที่เพื่อเตรียมการด้านเทคนิคเพื่อก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบส่งตาม เงื่อนไขที่กำหนดในข้อตกลงเพิ่มเติม (Additional Agreement) ระหว่างบริษัทฯ กับ กฟผ. โดยโครงการมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) หน่วยที่ 1 วันที่ 1 มีนาคม 2556 และหน่วยที่ 2 วันที่ 1 กันยายน 2556 ทั้งนี้ มีกำหนดวันที่จะต้องได้รับอนุมัติ EIA ในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 จากการประสานงานกับ สผ. ได้มีการลงพื้นที่แล้ว และคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ได้มีการพิจารณารายงาน EIA ของบริษัทฯ และได้ให้กลุ่มที่คัดค้านการสร้างโรงไฟฟ้าร่วมให้ความเห็นประกอบการพิจารณาด้วยแล้ว
4. เนื่องจากกลุ่มผู้คัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า ได้ชุมนุมปิดถนนเมื่อวันที่ 8 - 13 มิถุนายน 2552 จนนำไปสู่การจัดทำบันทึกข้อตกลงระหว่างตัวแทนกลุ่มผู้คัดค้านกับส่วนราชการ ซึ่งประกอบไปด้วย สำนักนายกรัฐมนตรี กระทรวงพลังงาน และจังหวัดฉะเชิงเทรา เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2552 โดยมีสรุปข้อตกลงให้จังหวัดทำหนังสือถึงภาครัฐเพื่อให้บริษัทฯ พิจารณาหาสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ที่ไม่ใช่อำเภอบางคล้า ซึ่งในประเด็นนี้ สนพ. ได้มีหนังสือหารือกับ กกพ. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2552 เกี่ยวกับการจัดหาสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ซึ่งอาจกระทบต่อสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าและเงื่อนไขการประมูลแข่งขัน โดยสรุปคือ สถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าเป็นสาระสำคัญรายการหนึ่งของข้อเสนอที่บริษัทฯ ยื่นต่อกระทรวงพลังงานตามประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ และมีผลต่อต้นทุนราคาการผลิตไฟฟ้าของบริษัทฯ ซึ่งเป็นองค์ประกอบหนึ่งที่ส่งผลให้บริษัทฯ ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น การแก้ไขเปลี่ยนแปลงสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าจึงเป็นการเปลี่ยนแปลงสาระสำคัญ ของข้อเสนอของบริษัทฯ และมีผลต่อการพิจารณาคัดเลือกที่ได้ดำเนินการไปแล้ว โดยเฉพาะต่อผู้ยื่นข้อเสนอรายอื่นที่ไม่ผ่านการคัดเลือก นอกจากนี้ ในกรณีที่ภาครัฐเห็นชอบการย้ายสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า อาจเป็นเหตุให้ผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการย้ายสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใช้ สิทธิทางกฎหมายเรียกร้องค่าเสียหายจากภาครัฐได้ ทั้งนี้ สนพ. ได้แจ้งความเห็นให้ผู้ว่าราชการจังหวัดฉะเชิงเทราทราบแล้ว
5. เพื่อให้ได้ข้อยุติในการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ปลัดกระทรวงพลังงานได้มี คำสั่ง แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วย อธิบดีอัยการฝ่ายคดีพิเศษ ผู้แทน สนพ. ผู้แทน กกพ. และผู้แทน กฟผ. มีผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานเป็นคณะทำงานและเลขานุการ และผู้แทน สนพ. เป็นคณะทำงานและผู้ช่วยเลขานุการ ทำหน้าที่ตรวจสอบข้อเท็จจริงเกี่ยวกับหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการประมูลแข่งขัน การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเมื่อปี พ.ศ. 2550 และพิจารณาแนวทางที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งให้ข้อเสนอหรือความเห็นประกอบการพิจารณา ทั้งนี้ เมื่อได้ข้อยุติเกี่ยวกับแนวทางการแก้ไขปัญหา สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้าแล้ว กระทรวงพลังงานจะได้แจ้งต่อสำนักนายกรัฐมนตรีและจังหวัดฉะเชิงเทรารับทราบ ต่อไป
6. คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมแล้ว 2 ครั้งเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2552 และวันที่ 9 พฤศจิกายน 2552 โดยได้เชิญผู้เกี่ยวข้องคือ ผู้ว่าราชการจังหวัดฉะเชิงเทรา และผู้แทนโครงการโรงไฟฟ้าบางคล้า ร่วมให้ความเห็นและเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหา สามารถสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
6.1 ความเห็นของผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง
6.1.1 ผู้ว่าราชการจังหวัดฉะเชิงเทราได้ให้ข้อมูลว่ามีการคัดค้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าบางคล้ามาตั้งแต่ปี 2551 ซึ่งทางจังหวัดได้มีการประสานงานกับบริษัทฯ ให้มีการประชาสัมพันธ์และทำมวลชนอย่างใกล้ชิดเพื่อให้ข้อมูลและทำความเข้าใจ กับชุมชนให้มากขึ้น แต่ก็ยังไม่ประสบความสำเร็จ เนื่องจากชุมชนมีความเข้มแข็ง เป็นชุมชนเก่าอยู่กันอย่างหนาแน่น ส่วนใหญ่ประกอบอาชีพทางการเกษตร และการประมง เช่น เลี้ยงปลาในกระชัง จึงเห็นว่าการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะช่วยแก้ปัญหาการต่อต้านให้ยุติลงได้
6.1.2 บริษัทฯ ได้รายงานให้ทราบถึงการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการคัดค้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าที่นำไปสู่การปิดถนนถึง 2 ครั้ง ซึ่งในการปิดถนนครั้งแรกบริษัทฯ ได้ให้ความร่วมมือกับจังหวัดฯ ในการเข้าร่วมเป็นคณะกรรมการไตรภาคี ตามข้อเรียกร้องของชุมชน และได้มีการเปิดเวทีประชุมร่วมกันหลายครั้ง แต่ก็ไม่มีข้อสรุปใดๆ ที่จะทำให้ปัญหาลุล่วงไปได้ จังหวัดฯ จึงได้มีคำสั่งยกเลิกคณะกรรมการไตรภาคีดังกล่าว จากนั้นจังหวัดฯ ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการแสวงหาข้อเท็จจริงเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าประกอบด้วย ตัวแทนจากภาครัฐและภาคประชาชน แต่คณะกรรมการฯ ดังกล่าวก็ยังไม่สามารถหาข้อสรุปเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าฯ ได้ จังหวัดฯ จึงได้มีคำสั่งยุติบทบาทของคณะกรรมการฯ ชุดดังกล่าวลง ทั้งนี้ บริษัทฯ ไม่ขัดข้องหากต้องย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า โดยยินดีที่จะเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าหนองแซง จังหวัดสระบุรีให้เร็วขึ้นได้
6.1.3 กฟผ. มีความเห็นว่าหากจำเป็นต้องย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นเรื่องที่ระดับ นโยบายจะเป็นผู้ตัดสินใจได้ แต่จะต้องมีการพิจารณาอย่างรอบคอบ
6.2 คณะทำงานได้พิจารณาความเห็นของผู้มีส่วนเกี่ยวข้องแล้วสรุปได้ว่าหากจังหวัด มีความเห็นว่าควรแก้ไขปัญหาการคัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้าด้วยการย้ายสถาน ที่ตั้ง ในการพิจารณาการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า มีประเด็นประกอบการพิจารณาดังนี้
6.2.1 การคัดเลือกข้อเสนอโครงการ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นสาระสำคัญที่เกี่ยวโยงกับข้อเสนอด้านเทคนิคอื่นๆ ได้แก่ การเชื่อมโยงระบบส่ง การเชื่อมต่อระบบเชื้อเพลิง การจัดหาเชื้อเพลิง เป็นต้น รวมทั้งข้อเสนอด้านราคา และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตาม PDP ดังนั้น การย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องพิจารณาความพร้อมของระบบส่ง ต้นทุนค่าระบบส่งและการปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. ความพร้อมของแนวท่อก๊าซฯ และการจัดหาก๊าซฯ ใหม่ รวมทั้ง จะต้องมีการจัดทำรายงาน EIA ของสถานที่ตั้งใหม่ มีการทำมวลชนสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจ เพื่อให้เกิดการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ และดูแลผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อมในสถานที่ตั้งใหม่ด้วย
6.2.2 การดำเนินการของภาครัฐควรสอดคล้องกับมาตรา 74 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ.2550 ที่บัญญัติว่าให้เจ้าหน้าที่ของรัฐมีหน้าที่ดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย ให้บริการที่ดีกับประชาชนตามหลักธรรมาภิบาลและการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ ดี ซึ่งกรณีนี้จะต้องพิจารณาการดำเนินการให้เกิดความสงบสุขของประชาชนในพื้นที่ พร้อมทั้งพิจารณาการส่งเสริมสนับสนุนการลงทุนอย่างเป็นธรรม โดยพิจารณาการสนับสนุนในเรื่องที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การจัดหาเชื้อเพลิง การเชื่อมโยงระบบส่ง การเชื่อมต่อระบบเชื้อเพลิง เพื่อให้เกิดความมั่นคงของการจัดหาพลังงานไฟฟ้าภายในประเทศ
7. เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปอย่างรอบคอบ ถูกต้องตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ ดังนี้
7.1 องค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่างๆ เป็นอนุกรรมการ ดังนี้ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (2) สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (3) สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ (4) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (5) สำนักงานอัยการสูงสุด (6) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยมีผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ
7.2 คณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว มีอำนาจหน้าที่ในการพิจารณาระเบียบ ขั้นตอน วิธีการ และอำนาจหน้าที่ของหน่วยงาน/องค์กร ตลอดจนประเด็นกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาและดำเนินงานเกี่ยวกับการย้าย สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ในกรณีที่ได้ข้อสรุปว่าสามารถพิจารณาให้ย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าได้ ให้คณะอนุกรรมการฯ จัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ เงื่อนไข ประกอบการเจรจากับคู่สัญญา คือ กฟผ. และบริษัทฯ เมื่อพิจารณาร่วมกันจนได้ขอยุติแล้ว ให้เสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอ กพช. อนุมัติ และแจ้งต่อจังหวัดเพื่อดำเนินการแจ้งผู้คัดค้านทราบต่อไป
ทั้งนี้ เห็นควรกำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ในประเด็นดังต่อไปนี้ (1) ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการที่เสนอใหม่ต้องมีความเหมาะสม และเป็นธรรม (2) กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ให้สอดคล้องกับแผน PDP โดยคำนึงถึงระดับกำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ด้วย (3) ความพร้อมของระบบส่ง และการจัดหาเชื้อเพลิง (4) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชน ตลอดจนการยอมรับของชุมชน และ (5) ประเด็นเพิ่มเติมอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
1.รับทราบประเด็นปัญหาและผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ
2.เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อพิจารณาแนวการดำเนินการต่อไป โดยให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาด้วย และนำเสนอ กพช. ภายใน 2 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้กำหนดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อไทยทุกคน เพื่อช่วยเหลือประชาชนจากราคาน้ำมันแพงตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 โดยมาตรการหนึ่งคือ การลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลและน้ำมันดีเซลตั้งแต่วันที่ 25 กรกฎาคม 2551 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2552
2. นายกรัฐมนตรีได้มีคำสั่งที่ 2/2551 ลงวันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการได้รับเงินชดเชยจากการขาดทุนใน น้ำมันที่คงเหลืออยู่ก่อนการปรับลดภาษีสรรพสามิต โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้เรียกเก็บเงินคืนแก่กองทุนน้ำมันฯ เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาตามมาตรการดังกล่าว
3. ตาม พ.ร.บ. ภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 มาตรา 101 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2534 ได้วางหลักการกรณีการลดหย่อนภาษี โดยไม่มีการคืนภาษี ทำให้ผู้ค้าน้ำมันที่มีน้ำมันพื้นฐานคงเหลือไม่สามารถขอคืนภาษีน้ำมันพื้น ฐานที่ชำระไว้ก่อนการลดภาษีได้ กองทุนน้ำมันฯ จึงต้องจ่ายชดเชยให้กับผลขาดทุนของการลดภาษีในวันที่ 25 กรกฎาคม 2551 ซึ่งเงินจำนวนนี้กองทุนน้ำมันฯ ไม่มีโอกาสได้รับคืนในตอนการปรับขึ้นภาษีเพราะกรมสรรพสามิตจะเรียกเก็บภาษี เพิ่มเติมอีกครั้งเมื่อนำน้ำมันพื้นฐานมาผสมเป็นน้ำมันสำเร็จรูปและจ่ายออก จากคลัง
4. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 อนุมัติให้กระทรวงการคลังตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐาน เมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน และให้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการดังกล่าว เพื่อพิจารณาวงเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริง
5. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน โดยมีองค์ประกอบได้แก่ ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือรองปลัดกระทรวงพลังงาน ที่ได้รับมอบหมาย เป็นประธาน และผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ กรมสรรพสามิต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง สำนักงบประมาณ สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็นคณะทำงาน ผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน เป็นคณะทำงานและเลขานุการ และผู้แทน สนพ. เป็นคณะทำงานและผู้ช่วยเลขานุการ โดยมีอำนาจหน้าที่พิจารณาการจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิต เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบายดัง กล่าว
6. คณะทำงานฯ ได้มีมติเห็นชอบจำนวนเงินชดเชยในส่วนของน้ำมันพื้นฐานจำนวน 2,166,005,381 บาท และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตรับไปประสานกับสำนักงบประมาณ เพื่อติดตามความคืบหน้าการขอตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยผลขาดทุนของกองทุนน้ำมันฯ ต่อมากรมสรรพสามิตได้มีหนังสือแจ้งว่าไม่ได้รับการจัดสรรงบประมาณรายจ่าย ประจำปี 2553 และหากมีความ ประสงค์จะขอตั้งงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2554 ให้ส่งพร้อมกับคำขอตั้งงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2554 (ปกติ) ต่อไป
7. ปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ (ณ วันที่ 18 พฤศจิกายน 2552) มีเงินสดในบัญชี 31,001 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,489 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 20,512 ล้านบาท และมีเงินไหลเข้ากองทุนน้ำมันฯ 891 ล้านบาท/เดือน โดยที่ภาระเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐาน จำนวน 2,166.006 ล้านบาท มีความจำเป็นต้องใช้เพื่อสนองนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือนของรัฐบาล ในการบรรเทาความเดือดร้อนด้านราคาน้ำมันให้แก่ประชาชน ซึ่งฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในปัจจุบันสามารถแบกรับได้ และเพื่อมิให้เป็นภาระกับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2554 ของรัฐบาล จึงเห็นควรใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ แบกรับเงินชดเชยดังกล่าว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบกรับภาระเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐาน จำนวน 2,166.006 ล้านบาท
เรื่องที่ 7 การขอความร่วมมือในการดำเนินงานโครงการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 21(1) และ (2) ได้กำหนดให้อาคารที่มีขนาดและปริมาณการใช้พลังงานตามที่กำหนดในพระราช กฤษฎีกากำหนดอาคารควบคุม พ.ศ. 2538 (อาคารที่ได้รับอนุมัติให้ติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้าตัวเดียวหรือหลายตัวรวมกันมี ขนาดตั้งแต่ 1,175 กิโลโวลท์แอมแปร์ขึ้นไป) ต้องดำเนินการอนุรักษ์พลังงานตามที่กฎหมายกำหนด โดยมีอาคารส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ จำนวน 800 แห่ง ที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุมจะต้องดำเนินการอนุรักษ์พลังงานใน 2 กิจกรรมหลัก ดังนี้
1.1 จัดให้มีผู้รับผิดชอบด้านพลังงานประจำอาคารควบคุมแต่ละแห่งตามคุณสมบัติและ จำนวนที่กำหนดในกฎกระทรวงว่าด้วยการกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่ และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน
1.2 ดำเนินการจัดการพลังงานตามมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานตามที่กำหนดในกฎกระทรวงว่าด้วยการกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม
2. กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้จัดทำโครงการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ดังนี้
2.1 โครงการส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ ดำเนินการโดย พพ. เพื่อจัดส่งทีมงานผู้เชี่ยวชาญเข้าไปให้คำปรึกษาและแนะนำวิธีการอนุรักษ์ พลังงานแก่อาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจในสังกัดของกระทรวงต่างๆ 20 กระทรวง รวมจำนวนอาคารควบคุมทั้งหมดประมาณ 800 แห่ง ให้สามารถดำเนินการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายได้อย่างครบถ้วนและถูกต้องทั้ง 2 กิจกรรมหลัก
2.2 โครงการส่งเสริมการใช้หลอดประหยัดพลังงาน ดำเนินการโดย กฟผ. เพื่อส่งเสริมการใช้อุปกรณ์แสงสว่างประสิทธิภาพสูง และสร้างความต้องการใช้หลอดประหยัดพลังงาน ให้ขยายตัวเพิ่มมากขึ้นทั้งในภาครัฐและภาคเอกชน โดย กฟผ. จะดำเนินการเปลี่ยนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T5 แทนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T8 ที่มีอยู่เดิมในอาคารสำนักงานปลัดกระทรวงทุกแห่ง โดยไม่เสียค่าใช้จ่าย
3. เพื่อให้การดำเนินงานของโครงการส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ และโครงการส่งเสริมการใช้หลอดประหยัดพลังงานบรรลุผลสำเร็จตามเป้าหมายและ วัตถุประสงค์ กระทรวงพลังงานได้เสนอให้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือระหว่างปลัด กระทรวงพลังงานกับปลัดกระทรวงต่างๆ 20 กระทรวง (รวมทั้งหัวหน้าหน่วยงานอิสระ) ในโครงการฯ "20 กระทรวงรวมใจ ลดใช้พลังงาน" โดยสาระสำคัญในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ เป็นการแสดงเจตนารมณ์ร่วมกันของทุกกระทรวงในการให้การสนับสนุนและผลักดันให้ อาคารควบคุมทุกแห่งที่อยู่ภายใต้สังกัดในส่วนกลางและส่วนภูมิภาคให้ความร่วม มือในการดำเนินโครงการฯ ร่วมกับ พพ. รวมถึงความร่วมมือในการติดต่อประสานงานกับอาคารควบคุมที่เข้าร่วมโครงการฯ เพื่อตั้งเป้าหมายและดำเนินการให้เกิดผลการประหยัดพลังงานอย่างเป็นรูปธรรม และการขอความร่วมมือจากสำนักงานปลัดกระทรวงต่างๆ ในการจัดเตรียมข้อมูล และอำนวยความสะดวกให้แก่ กฟผ. ในการสำรวจข้อมูล และการเปลี่ยนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T8 เป็นหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T5
4. กระทรวงพลังงาน โดย พพ. ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ดังนี้
4.1 ให้ปลัดกระทรวงเป็นผู้แทนของแต่ละกระทรวง (รวมทั้งหัวหน้าหน่วยงานอิสระ) ลงนามกับปลัดกระทรวงพลังงานในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือในการดำเนินโครงการ ส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ และโครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่เบอร์ 5
4.2 ให้ปลัดกระทรวงทุกกระทรวง รวมทั้งหัวหน้าหน่วยงานอิสระ แจ้งให้หัวหน้าหน่วยงานอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจภายใต้สังกัดทุก แห่งดำเนินการตามที่กฎหมายกำหนด
4.3 ให้ผู้บริหารของอาคารสำนักงานปลัดกระทรวงทุกแห่งที่เข้าร่วมโครงการส่งเสริม การใช้หลอดประหยัดพลังงานให้ความร่วมมือและสนับสนุนการดำเนินโครงการฯ ร่วมกับ กฟผ. ในการจัดเตรียมข้อมูล และอำนวยความสะดวกในการสำรวจข้อมูล และการเปลี่ยนหลอดประสิทธิภาพสูงแทนหลอดเดิม (เช่น หลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T5 แทนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T8) ให้สำเร็จตามเป้าหมายและวัตถุประสงค์ของโครงการฯ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามแนวทางในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจตามการพิจารณาของที่ประชุมข้อ 1 ถึง 3
2.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อสั่งการให้ทุกกระทรวงดำเนินการตาม แนวทางในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ตามมติของที่ประชุมข้อ 1
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส
กันยายน 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 67.64 และ 69.41 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 3.70 และ 1.64 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากกระทรวงการคลังของญี่ปุ่นรายงานยอดนำเข้าน้ำมันดิบเดือนสิงหาคม 2552 ลดลง ร้อยละ 12.4 อีกทั้งบริษัท Idemitsu Kosan (640,000 บาร์เรล/วัน) มีแผนนำน้ำมันดิบเข้ากลั่นในไตรมาส 4 ปีนี้ที่ระดับปริมาณ 479,000 บาร์เรล/วัน ลดลงร้อยละ 5 จากช่วงเดียวกันปีก่อนหน้าเนื่องจากอุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศอ่อนตัว จากภาวะเศรษฐกิจ ขณะที่เดือนตุลาคม 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.15 และ 75.73 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.51 และ 6.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากโรงกลั่นหลายแห่งในสหรัฐฯ กลับมาดำเนินการผลิต ภายหลังเสร็จสิ้นจากการปิดซ่อมบำรุง และ Abu Dhabi National Oil Company ของสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ลดปริมาณส่งมอบน้ำมันดิบให้กับลูกค้าในเดือนธันวาคม 2552 อยู่ที่ร้อยละ 15 จากปริมาณในสัญญา รวมทั้งอัตราการเติบโตของเศรษฐกิจจีนในไตรมาสที่ 3 ปี 2552 อยู่ที่ร้อยละ 8.9 ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 18 พฤศจิกายน 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.78 และ 78.70 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.62 และ 2.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จาก Dow Jones Newires คาดการณ์โรงกลั่นขนาดใหญ่ของจีนจำนวน 17 แห่ง จะเพิ่มอัตราการกลั่นมาอยู่ที่ระดับร้อยละ 88.5 คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบเข้ากลั่น 3.702 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ประธานโอเปกกล่าวมีแนวโน้มที่จะไม่เพิ่มกำลังการผลิตในการประชุมใน เดือนธันวาคม 2552 เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบทั่วโลกอยู่ในระดับสูง
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
กันยายน 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 75.63 , 73.84 และ 74.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 6.47 , 6.29 และ 4.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและอุปสงค์น้ำมันเบนซินในสหรัฐฯ ยุโรปและเอเซียชะลอตัวเนื่องจากสิ้นสุดฤดูท่องเที่ยว ประกอบกับอุปทานจากประเทศจีนและอินเดียเป็นปัจจัยกดดันตลาด โดยเฉพาะจากจีนที่ลดราคาขายปลีกในประเทศลงทำให้เพิ่มแรงจูงใจในการส่งออก เดือนตุลาคม 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.71 , 76.05 และ 79.64 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 2.08, 2.21 และ 4.99 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และ Arbitrage ส่งออกน้ำมันเบนซินจากเกาหลีไปสหรัฐฯ เปิด ขณะที่ Nippon Oil Corp. ของญี่ปุ่นขยายเวลาปิดหน่วยกลั่นน้ำมันดิบไปอีก 5 เดือน เนื่องจากอุปสงค์ภายในประเทศเบาบางนอกจากนี้อิหร่านเริ่มนำเข้าน้ำมันดีเซล ในระดับสูงขึ้นเพื่อเพิ่มปริมาณสำรองในช่วงก่อนเข้าฤดูหนาว ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 18 พฤศจิกายน 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 81.94 , 79.86 และ 84.29 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.23, 3.81 และ 4.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจาก EIA รายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินเชิงพาณิชย์ของสหรัฐฯ ลดลง อยู่ที่ 209.1 MMB และรอยเตอร์รายงานผู้ค้าน้ำมันมีแผนนำน้ำมันดีเซลจากเอเชีย เพื่อเก็บสำรองในคลังลอยน้ำที่ยุโรป
3. ราคาขายปลีก
กันยายน 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 40.30 , 34.70 , 31.10 , 28.80 , 21.92 , 30.30 , 26.83 และ 25.40 บาท/ลิตร โดยที่ เบนซิน 95 , 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10 ,E20 , แก๊สโซฮอล 91 ปรับตัวลดลง จากเดือนก่อน ที่ระดับ 1.40 , แก๊สโซฮอล 95 E85 ลดลง 0.80 บาท/ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็วและดีเซล หมุนเร็ว B5 ลดลง 0.86 และ 1.90 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับเดือนตุลาคม 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 39.72 , 34.12 , 30.52 , 28.22 , 18.72 , 29.72 , 26.70 และ 25.30 บาท/ลิตร โดยที่ เบนซิน 95 , 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10 ,E20 , แก๊สโซฮอล 91 ปรับตัวลดลง ที่ระดับ 0.58 , แก๊สโซฮอล 95 E85 ลดลง 3.20 บาท/ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ลดลง 0.13 และ 0.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 19 พฤศจิกายน 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 40.94 , 35.34 , 31.74 , 29.44 , 18.72 , 30.94 , 28.19 และ 26.79 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน ที่ระดับ 1.22 , 1.22 , 1.22 , 1.22 , 0.00 , 1.22 , 1.49 และ 1.49 บาท/ลิตร
4. สถานการณ์ LPG เดือนพฤศจิกายน 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 77 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 660 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและอุปทานในภูมิภาคลดลงส่งผลให้ปริมาณส่งออกในตลาดจรน้อยลง รัฐได้กำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ไว้ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ทั้งนี้มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่วันที่ 26 เมษายน - 13 พฤศจิกายน 2552 รวมทั้งสิ้น 1,009,989 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 12,334 ล้านบาท ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลจำนวน 17 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 12 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.73 ล้านลิตร/วัน มีปริมาณ การผลิตจริง 1.04 ล้านลิตร/วัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนพฤศจิกายน 2552 อยู่ที่ 24.97 บาท/ลิตร
6. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 13 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 4.45 ล้านลิตร/วัน ในขณะที่ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เดือนตุลาคม 2552 อยู่ที่ 20.70 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการรวม 3,571 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคม 2552 อยู่ที่ 25.45 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 พฤศจิกายน 2552 มีเงินสดในบัญชี 31,001 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,489 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 10,180 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 309 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 20,512 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 การทบทวนแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. ครม. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2551 ได้เห็นชอบการเร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายให้ภายใน 4 ปี จำนวนรถที่ใช้ NGV จะเพิ่มเป็น 240,000 คัน รถบรรทุกโดยสาร 88,000 คัน และจำนวนสถานีบริการเพิ่มเป็น 725 แห่ง ทั่วประเทศ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่ได้เพิ่มสูงขึ้นอย่างรวดเร็วในช่วงครึ่งปีแรกของ ปี 2551 คณะกรรมการติดตามการดำเนินการขยายบริการและส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถ ยนต์ (NGV) ได้จัดทำแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV Roadmap) เพื่อเร่งรัดให้มีการขยายบริการและการใช้ NGV เพื่อทดแทนการใช้น้ำมัน โดยกำหนดให้มีปริมาณการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมันในภาคขนส่งร้อยละ 10 ในปี 2552 ร้อยละ 13 ในปี 2553 ร้อยละ 16 ในปี 2554 และร้อยละ 20 ในปี 2555
3. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้รับทราบการปรับปรุงแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) (พ.ศ. 2551-2555) ให้มีความสอดคล้องกับความต้องการที่เปลี่ยนแปลงไปโดยให้มีการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมันทั้งเบนซินและดีเซลในปี 2552 ร้อยละ 8 จากแผนเดิมร้อยละ 10 และเพิ่มเป็นร้อยละ 13 ในปี 2555 จากแผนเดิมที่กำหนดไว้ที่ร้อยละ 20 ในปี 2555
4. สำหรับความก้าวหน้าการขยายบริการและการใช้ NGV ในช่วงปี 2551 จนถึงเดือนพฤศจิกายน 2552 ปริมาณการจำหน่าย NGV เพิ่มขึ้นจาก 1,146 ตันต่อวัน ในเดือนมกราคม 2551 เป็น 3,972 ตันต่อวัน ณ เดือนพฤศจิกายน 2552 จำนวนรถ NGV เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ที่ 60,415 คัน เป็น 157,917 คัน ณ เดือนพฤศจิกายน 2552 จำนวนสถานีบริการ NGV เพิ่มขึ้นจาก 169 สถานีในเดือนมกราคม 2551 เป็น 357 สถานี ครอบคลุม 49 จังหวัด และจำนวนรถขนส่งก๊าซ NGV เพิ่มขึ้นจาก 312 คัน ณ สิ้นปี 2550 เป็น 1,120 คัน ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2552
5. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบที่ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากไตรมาสแรกของปี 2552 ทำให้มีความจำเป็นต้องมีการทบทวนแผนฯ ดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์และสามารถรองรับกับปริมาณรถที่จะหันมา ใช้ NGV มากขึ้น นอกจากนี้ ครม. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2552 ที่ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวน 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV จึงมีความจำเป็นที่จะต้องมีการทบทวนแผนฯ โดยคำนึงถึงปริมาณรถแท็กซี่ที่จะมาใช้ NGV เพิ่มขึ้น
6. คณะกรรมการติดตามการดำเนินการขยายบริการและส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถ ยนต์ (NGV) ได้ทำการปรับเป้าหมายการส่งเสริมการใช้ NGV ใหม่เพื่อปรับปรุงให้แผนการขยายโครงข่ายการให้บริการมีความสอดคล้องกับความ ต้องการที่เปลี่ยนแปลงไป โดยใช้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2553 ที่ 72 เหรียญต่อบาร์เรล จากแผนเดิมที่ใช้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2553 ที่ 55 เหรียญต่อบาร์เรล ซึ่ง แผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV Roadmap) ใหม่ สามารถสรุปได้ดังตารางต่อไปนี้
ปี 52 | ปี 53 | ปี 54 | ปี 55 | ปี 56 | ปี 57 | |
จำนวนรถ NGV สะสม (คัน) | 162,200 | 212,310 | 236,360 | 257,250 | 275,950 | 291,540 |
Volume การใช้ NGV เฉลี่ยต่อปี (Ton/day) | 3,640 | 5,310 | 6,560 | 7,560 | 8,230 | 8,815 |
Volume การใช้ NGV เฉลี่ยต่อปี (MMCFD) | 131 | 191 | 236 | 272 | 296 | 317 |
ปริมาณทดแทนน้ำมันในภาคขนส่ง ณ สิ้นปี | 7% | 10.5% | 12.7% | 13.7% | 14.2% | 14.6% |
7. เพื่อให้สามารถรองรับกับปริมาณการใช้ก๊าซ NGV ที่จะเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มีการจัดทำแผนการขยายสถานีบริการสำหรับปี 2552-2557 ดังนี้
สถานีจำหน่าย | 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | 2556 | 2557 |
กรุงเทพฯ และปริมณฑล | 190 | 218 | 240 | 245 | 250 | 255 |
ภาคตะวันออก | 57 | 63 | 75 | 75 | 75 | 75 |
ภาคกลาง | 71 | 83 | 88 | 90 | 93 | 95 |
ภาคเหนือ | 23 | 28 | 30 | 31 | 33 | 35 |
ภาคตะวันออเฉียงเหนือ | 27 | 32 | 36 | 40 | 45 | 50 |
ภาคใต้ | 14 | 16 | 20 | 25 | 27 | 30 |
รวมสถานีจำหน่าย1 | 382 | 440 | 489 | 506 | 523 | 540 |
สถานีแม่ | 17 | 20 | 23 | 24 | 25 | 26 |
รวมทั้งหมด | 399 | 460 | 512 | 530 | 548 | 566 |
8. ในส่วนของแผนการจัดหารถขนส่งก๊าซ NGV นั้น ได้มีการวางแผนที่จะเพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซ NGV เพื่อรองรับกับสถานีบริการที่เพิ่มขึ้น รวมถึงป้องกันปัญหาก๊าซ NGV ขาด ซึ่งในแผนใหม่นี้จะมีรถขนส่งก๊าซ NGV ซึ่งเป็นของเอกชน (Third Party Logistic: TPL) ด้วย โดยจะเข้ามาในปี 2553 เป็นจำนวน 150 คัน สำหรับแผนการจัดหารถขนส่งก๊าซ NGV ใหม่ นั้นสรุปได้ตามตารางต่อไปนี้
2552 | 2553 | 2554 | 2555 | 2556 | 2557 | |
กรุงเทพฯ และปริมณฑล | 672 | 855 | 905 | 944 | 974 | 994 |
ภาคตะวันออก | 75 | 105 | 110 | 149 | 179 | 200 |
ภาคกลาง | 275 | 328 | 332 | 371 | 401 | 423 |
ภาคเหนือ | 102 | 145 | 150 | 189 | 219 | 241 |
ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ | 81 | 107 | 113 | 152 | 190 | 214 |
ภาคใต้ | 45 | 65 | 70 | 109 | 139 | 163 |
รวม | 1,250 | 1,605 | 1,680 | 1,914 | 2,102 | 2,235 |
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การขอความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่มีการขออนุญาตออกแบบก่อสร้างใหม่
1. กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ประกาศใช้กฎกระทรวง กำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ซึ่งออกตามความในมาตรา 19 แห่ง พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และความตามมาตรา 20 ได้กำหนดให้คณะกรรมการควบคุมอาคาร ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารพิจารณาให้ความเห็นชอบที่จะนำมาใช้บังคับการ ควบคุมอาคารตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร และหากคณะกรรมการฯ พิจารณาเห็นชอบให้ถือว่ากฎกระทรวงฯ ดังกล่าว มีผลเสมือนเป็นกฎกระทรวงฯ ที่ออกตามมาตรา 8 แห่ง พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
2. เหตุผลในการประกาศใช้กฎกระทรวงฯ ดังกล่าว เนื่องจากอาคารเก่าที่ติดตั้งใช้งานแล้วไม่ได้ มีการออกแบบที่คำนึงถึงการประหยัดตั้งแต่ต้น ทำให้มีการใช้พลังงานอย่างสูญเสียและไม่มีประสิทธิภาพและการปรับปรุงอาคาร ที่ใช้งานอยู่มีความยุ่งยาก และในบางกรณีไม่คุ้มค่ากับการลงทุน พน. จึงได้ประกาศใช้กฎกระทรวงฯ ดังกล่าว โดยกำหนดให้อาคารที่จะขออนุญาตก่อสร้างใหม่ หรืออาคารเดิมที่ใช้งานอยู่ ที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป จะต้องออกแบบให้เป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวงฯ โดยกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 20 มิถุนายน 2552 เป็นต้นไป
3. พน. โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้มีหนังสือที่ พน. 0504/10056 ลงวันที่ 26 พ.ค. 2552 แจ้งให้กรมโยธาธิการและผังเมือง (ยผ.) นำกฎกระทรวงฯ ดังกล่าวเสนอคณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อให้มีผลบังคับ ใช้ตามมาตรา 8 ของพระราชบัญญัติควบคุมอาคารต่อไป
4. เพื่อให้กฎหมายมีผลบังคับใช้และให้เกิดผลในทางปฏิบัติในการพิจารณาให้การ อนุญาตก่อสร้างให้เป็นไปตามกฎหมาย จำเป็นต้องได้รับความร่วมมือจากกระทรวงมหาดไทย (มท.) โดยการสนับสนุนให้คณะกรรมการควบคุมอาคารให้ความเห็นชอบกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว รวมทั้ง การแจ้งประสานให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องภายใต้ มท. โดยเฉพาะหน่วยงานท้องถิ่น ที่มีอำนาจหน้าที่ให้การอนุญาตในการก่อสร้าง ทราบและปฏิบัติ ซึ่งกรอบแนวทางการดำเนินงานในส่วนของ พน. และแนวทางการขอความร่วมมือจาก มท. มีรายละเอียด ดังนี้
4.1 กรอบกิจกรรมของกระทรวงพลังงานดำเนินการโดย พพ.
(1) ประชาสัมพันธ์ เผยแพร่ข้อมูลข่าวสารให้ผู้ประกอบการและประชาชนทั่วไปได้รับทราบถึงการ ประกาศใช้กฎหมายผลประหยัดที่จะได้รับจากการออกแบบอาคารให้เป็นไปตามมาตรฐาน
(2) จัดทำคู่มือเอกสารวิชาการในการออกแบบให้เป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวงฯ รวมทั้งแบบฟอร์มในการยื่นขออนุญาต และคู่มือวิธีการตรวจสอบของเจ้าหน้าที่
(3) จัดให้มีการฝึกอบรม ให้ความรู้และวิธีการในการออกแบบและตรวจสอบแบบที่จะขออนุญาตให้เป็นไปตามกฎ กระทรวง ให้แก่พนักงานเจ้าหน้าที่ของรัฐ และพนักงานท้องถิ่นรวมทั้ง สถาปนิก วิศวกร และผู้เกี่ยวข้องกับการออกแบบอาคาร
4.2 การขอความร่วมมือจากกระทรวงมหาดไทย และหน่วยงานท้องถิ่น
(1) ขอความร่วมมือให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาให้ความเห็นชอบกฎกระทรวง กำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 เพื่อให้กฎกระทรวงฯ มีผลบังคับใช้ตามมาตรา 8 ของพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 ต่อไป
(2) ขอความร่วมมือจาก มท. ในการแจ้งให้หน่วยงานภายใต้ มท. ที่เกี่ยวข้องทั้ง ยผ. และหน่วยงานท้องถิ่นต่างๆ ให้ความร่วมมือกับ พพ. ในการดำเนินการในทางปฏิบัติเพื่อให้เกิดการบังคับใช้กฎหมาย ซึ่งจะมีผลต่อการประหยัดพลังงาน ในแต่ละท้องถิ่นและเกิดการประหยัดโดยรวมของประเทศต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 การเตรียมท่าทีของไทยเพื่อการเข้าร่วมประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (นายกษิต ภิรมย์) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่านายกรัฐมนตรีและคณะผู้แทนไทย จะเข้าร่วมประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Climate Change Conference) ซึ่งจัดขึ้นระหว่างวันที่ 6 - 18 ธันวาคม 2552 ณ กรุงโคเปนเฮเกน ราชอาณาจักรเดนมาร์ค โดยได้ขอให้กระทรวงพลังงานจัดเตรียมข้อมูล 2 เรื่อง ประกอบด้วย (1) การดำเนินการมาตรการประหยัดพลังงาน และ (2) แผนดำเนินการจัดหาพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียน และขอให้กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี จัดเตรียมข้อมูลด้านการวิจัยการประหยัดพลังงาน ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้รับไปดำเนินการในการจัดเตรียมข้อมูลเรื่อง มาตรการประหยัดพลังงานที่ได้ดำเนินการไปแล้วพร้อมตัวเลขที่ประหยัดได้ และแผนการจัดหาพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียน
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเรื่องปัญหาการดำเนินโครงการลดก๊าซเรือนกระจก (โครงการ CDM) ของประเทศไทย ว่าปัจจุบันประเทศไทยมีโครงการ CDM ที่ได้รับหนังสือรับรองโครงการ (Letter of Approval) แล้ว จำนวน 97 โครงการ และมีโครงการที่ได้รับการขึ้นทะเบียน (Registration) กับ Executive Board แล้ว จำนวน 18 โครงการ แต่มีเพียง 2 โครงการที่ขายปริมาณก๊าซเรือนกระจก (Carbon Credit) ได้แล้ว สาเหตุเนื่องจากขณะนี้ทั่วโลกมีหน่วยงาน DOE (Designated Operational Entities) ซึ่งเป็นหน่วยงานกลางที่ผู้ดำเนินโครงการต้องว่าจ้างให้ดำเนินการตรวจสอบและ ยืนยันการการลดก๊าซเรือนกระจก เพียง 27 หน่วยงาน ดังนั้น เพื่อให้โครงการ CDM ดำเนินการได้รวดเร็วและมีประสิทธิภาพมากขึ้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจะหารือกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากร ธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ในการพัฒนา DOE ของประเทศไทยต่อไป
เรื่องที่ 12 ความก้าวหน้าแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากประเทศกาตาร์
นายกรัฐมนตรี ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเรื่องการเดินทางไปเยือนประเทศการ์ตา (State of Qatar) อย่างเป็นทางการ ระหว่างวันที่ 24 - 25 พฤศจิกายน 2552 เพื่อหารือในภาพรวมของความร่วมมือระหว่างประเทศไทยและการ์ตา และนายกรัฐมนตรีแจ้งว่ารัฐบาลการ์ตา ได้สอบถามความก้าวหน้าของแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของประเทศไทย ซึ่ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีการลงนามในข้อตกลงเบื้องต้น (Heads of Agreement : HOA) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2551 รวมทั้ง ได้สอบถามเรื่องการกำหนดราคา LNG รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงดังนี้
1. สูตรราคา LNG ที่ ปตท. เจรจากับบริษัทการ์ตาแก๊ส กำหนดเป็น 16%*JCC (Japanese Crude Cocktail) + 0.755 เหรียญสหรัฐฯ (ค่าขนส่ง) ต่อล้านบีทียู ซึ่งในปี 2551 เป็นระดับราคาที่เหมาะสม เนื่องจากที่ผ่านมา ตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ขาย แต่ปัจจุบันตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ซื้อราคา LNG ตามสูตรดังกล่าวสูงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 6 - 7 เหรียญสหรัฐฯ/ล้านบีทียู ในส่วนของความก้าวหน้าการนำเข้า LNG จากประเทศการ์ตา ปตท. ได้ต่ออายุ HOA อีกหนึ่งปี ถึง 31 ธันวาคม 2553 ซึ่ง HOA เดิมจะหมดอายุในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 นอกจากนี้กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับ แผน PDP ฉบับใหม่ ซึ่งได้ทบทวนแผนการนำเข้า LNG จากประเทศการ์ตา เพื่อพิจารณาปริมาณการจัดหาให้เหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ เพื่อป้องกันปัญหา Take or Pay
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่าในช่วงปี 2551 - 2552 ความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ชะลอตัวลง ส่งผลให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติลดลงด้วย จึงต้องมีการปรับปรุงข้อมูลการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกัน โดยในการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะมาจากแหล่งในอ่าวไทย JDA การนำเข้าจากพม่า (M9) และการนำเข้า LNG จากประเทศการ์ตาในช่วงปี 2554 - 2555 ซึ่งจะทำให้มีปริมาณเกินความต้องการได้ ทั้งนี้คาดว่าจะมีการนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ปริมาณไม่เกิน 1 ล้านตัน/ปี อย่างไรก็ตาม บริษัท ปตท.สผ. ได้ลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติในทะเลในต่างประเทศโดยใช้เทคโนโลยี Floating LNG (FLNG) ซึ่งจะสามารถขนส่งทางเรือมายังประเทศไทยได้ และในส่วนของราคาคาดว่า LNG จาก Floating LNG Plant ของ ปตท.สผ. จะสามารถแข่งขันกับราคานำเข้า LNG ในตลาดโลกได้ ซึ่งการดำเนินธุรกิจ FLNG ของ ปตท.สผ. นอกจากจะสร้างความมั่นคงด้านพลังงานแล้ว ยังเป็นการนำเงินกลับเข้าประเทศอีกด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 127 - วันจันทร์ที่ 24 สิงหาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2552 (ครั้งที่ 127)
วันจันทร์ที่ 24 สิงหาคม พ.ศ. 2552 เวลา 09.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
2.โครงการท่อส่งน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ของมาเลเซียมายังจังหวัดสงขลา
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ
5.นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
7.รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
8.การศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
9.ความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
10.ความคืบหน้าการดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 อนุมัติมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคการขนส่งในช่วงปี 2546 - 2551 โดยในเรื่องของการกำหนดราคาจำหน่าย NGV ได้กำหนดเงื่อนไขไว้ว่าตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป ราคา NGV = 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91ทั้งนี้ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาท/กิโลกรัม ไม่ว่าราคาน้ำมันจะมีการปรับเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV และต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 มีมติให้ทบทวนหลักเกณฑ์เดิม โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา NGV ใหม่ ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์ดังกล่าว เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 โดยโครงสร้างราคาขายปลีก NGV สรุปได้ดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
3. ปัจจุบัน โครงสร้างราคา NGV กำกับดูแลโดย กพช. ขณะที่เชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ชนิดอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซิน หรือน้ำมันดีเซล มีคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้กำกับดูแล ดังนั้น เพื่อให้เกิดความเป็นเอกภาพในการกำกับดูแลราคาเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งและ ให้เกิดการแข่งขันทางด้านราคาอย่างเป็นธรรม สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าการกำกับ ดูแลราคาก๊าซ NGV ควรอยู่ภายใต้กรอบการกำกับดูแลของ กบง. เช่นเดียวกันกับเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ จึงได้ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV และเห็นควรให้มีการทบทวนโครงสร้างราคา NGV เพื่อให้การกำกับดูแลมีประสิทธิภาพ โดยมีประเด็นเสนอเพื่อพิจารณาดังนี้
3.1 การทบทวนสูตรราคาขายปลีก NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการตามที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ซึ่ง สนพ. เสนอให้มีการทบทวน ดังนี้
(1) ให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ มีสูตรดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc
โดย สูตรต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาตินี้ถูกกำกับดูแลโดย กพช. เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า
(2) สำหรับในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการ ซึ่งประกอบด้วยต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนสถานีลูก ค่าขนส่ง และค่าการตลาดให้ไปอยู่ในการกำกับดูแลของ กบง. ซึ่งจะเป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV ต่อไป
3.2 เพื่อให้ กบง. มีอำนาจในการกำกับดูแล NGV จึงต้องมีการปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV นั้นถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบเดียวกันกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิด อื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการปรับสูตรการคำนวณและแนวทางการกำกับดูแลราคา NGV ดังนี้
1.1 การทบทวนสูตรราคาขายปลีก NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการตามที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 เป็น ดังนี้
(1) ให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ มีสูตรดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc
โดย สูตรต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาตินี้ถูกกำกับดูแลโดย กพช. เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า
(2) สำหรับในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการ ซึ่งประกอบด้วย ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนสถานีลูก ค่าขนส่ง และค่าการตลาดให้ไปอยู่ในการกำกับดูแลของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. จะเป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV ต่อไป
1.2 เพื่อให้ กบง. มีอำนาจในการกำกับดูแล NGV จึงให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV ถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบเดียวกันกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ
2. เห็นชอบให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ตามข้อ 1.2 โดยให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา ก่อนนำเสนอนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 2 โครงการท่อส่งน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ของมาเลเซียมายังจังหวัดสงขลา
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงการต่างประเทศได้มีหนังสือแจ้งต่อกระทรวงพลังงานในช่วงปี 2551 - 2552 จำนวน 3 ครั้ง สรุปได้ว่ารัฐบาลมาเลเซียขอรับการสนับสนุนจากรัฐบาลไทยเกี่ยวกับการดำเนิน การร่วมลงทุนเพื่อสร้างท่อน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ - จังหวัดสงขลา (Marine Terminal Pipeline : MTP) ระหว่างบริษัท SKS Corporation Sdn Bhd (SKS) ของมาเลเซีย กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และขอให้รัฐบาลไทยอนุมัติการใช้พื้นที่ (right of way) สำหรับวางท่อน้ำมันจากบริเวณชายแดน อำเภอสะเดา-อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลาขนานกับท่อส่งก๊าซไทย - มาเลเซีย ที่มีในปัจจุบัน
2. โครงการท่อส่งน้ำมันดังกล่าวในฝั่งมาเลเซียประกอบด้วย ท่ารับน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และท่อส่งน้ำมัน ซึ่งอยู่ระ หว่างออกแบบวิศวกรรม ขณะที่โครงการในฝั่งไทย ประกอบด้วย ท่อส่งน้ำมัน และ Export Terminal เพื่อใช้ในการส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปซึ่งกำหนดตั้งอยู่ที่ จังหวัดสงขลา ได้ศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นแล้วเสร็จ แต่เนื่องจากสถานการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบัน ปตท. จึงขอชะลอการเข้าร่วมศึกษาในขั้น Basic Engineering Design (BED) ซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูงถึง 10 ล้านเหรียญฯ ทั้งนี้การดำเนินความร่วมมือจะต้องศึกษา BED และดำเนินการตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยพุทธศักราช 2550 ใน 2 มาตรา คือ มาตรา 190 และมาตรา 67 ให้ได้ข้อยุติก่อนกำหนดท่าทีเพื่อเจรจากับรัฐบาลมาเลเซียต่อไป
3. ต่อมาในระหว่างการเยือนมาเลเซียอย่างเป็นทางการของนายกรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2552 นายกรัฐมนตรีมาเลเซียได้ขอให้รัฐบาลไทยพิจารณาสนับสนุนและสานต่อการดำเนิน การ ซึ่งนายกรัฐมนตรี ได้แจ้งต่อฝ่ายมาเลเซียว่าจะมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำเสนอต่อที่ ประชุม กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4. สรุปสาระสำคัญโครงการ ดังนี้
4.1 SKS เป็นบริษัทในเครือของ Albukhary Group ประเทศมาเลเซีย สำหรับพื้นที่การก่อสร้าง โรงกลั่นตั้งอยู่ที่ Kota Perdana, รัฐเกดะห์ (ตอนเหนือของมาเลเซีย ติดกับประเทศไทย) ซึ่ง SKS ได้จัดทำ Conceptual Study ในส่วนของ Jerlun Import/Export Marine Facility เพื่อการนำเข้าน้ำมันดิบทางฝั่งอันดามัน รวมไปถึง Facilities ต่างๆ เพื่อสนับสนุนโรงกลั่น และได้ขยายผลการศึกษาสำหรับทางเลือกในการส่งออกไปยังฝั่งทะเลจีนใต้ โดยพิจารณา Export Terminal ที่จังหวัดสงขลา เพื่อส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปให้กับประเทศทางแถบ Far East ได้แก่ ประเทศจีน, ญี่ปุ่น, เกาหลี และไต้หวัน โดยการสร้างท่อน้ำมันเชื่อมต่อผ่านแนว Right of Way ของท่อก๊าซฯ TransThai- Malaysia (TTM) เนื่องจากเป็นเส้นทางที่เหมาะสมที่สุดในเชิงต้นทุนและเวลาในการดำเนินการ ทั้งนี้ ปตท.ได้ลงนาม MOU เข้าร่วมศึกษาโครงการเบื้องต้น
4.2 โครงการ Import/Export Terminal ตั้งอยู่ที่ Kuala Jerlun ประเทศมาเลเซียและโรงกลั่นเกดะห์ ตั้งอยู่ที่เมือง Kota Perdana ทางเหนือมาเลเซีย ห่างจากชายฝั่ง 50 กิโลเมตร มีกำลังผลิตขั้นต้นที่ 250 พันบาร์เรลต่อวัน (KBD) และสามารถขยายกำลังการผลิตในระยะที่ 2 ได้อีก 250 KBD โดย SKS ได้มีข้อตกลงกับ National Iranian Oil Refining - Distribution Company (NIORDC) ในการขายน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่น โดยที่ NIORDC จะถือหุ้นในโรงกลั่นร้อยละ 30 ส่วนที่เหลือจะเป็นสัดส่วนของ SKS ซึ่งเปิดโอกาสให้ ปตท. เข้าถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 - 15
4.3 โครงการในฝั่งไทย โครงการท่อส่งน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จ รูปและ Export Terminal เพื่อใช้ในการส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป โดยระบบท่อจะเชื่อมจาก Jurlun ประเทศมาเลเซียไปถึงสงขลาระยะทาง 150 กิโลเมตร มีกำลังการส่งน้ำมันดิบเบื้องต้น 1,000 KBD พร้อมคลังสำรองน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปและท่าส่งออกตั้งอยู่ที่สงขลา โดยจะวางท่อน้ำมันเชื่อมต่อผ่านแนว Right of Way ของท่อก๊าซฯ TTM สัดส่วนการถือหุ้นในโครงการ MTP, SKS เปิดโอกาสให้ ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 กำลังการส่งน้ำมันสำเร็จรูปเบื้องต้นอีก 500 KBD รวมกำลังส่ง 1,500 KBD และมีโอกาสขยายไปถึง 2,100 KBD
5. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการร่วมโครงการ คือ เป็นการส่งเสริมความร่วมมือทางเศรษฐกิจของทั้งสองประเทศ โดยการก่อสร้างและพัฒนาโครงการจะก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างรายได้ให้ ประชาชนในพื้นที่ชายแดน และส่งผลให้เกิดการกระตุ้นการพัฒนาเศรษฐกิจและการพัฒนาในพื้นที่ภาคใต้ของ ไทยด้วย
6. ปัญหาอุปสรรคและข้อกังวลอื่นในการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้
6.1 ผลตอบแทนทางเศรษฐกิจไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน โดยพบว่ามาเลเซียจะมีผลตอบแทนทางเศรษฐกิจสูงกว่าประเทศไทย เนื่องจากเป็นที่ตั้งโรงกลั่นและมีประเทศไทยเป็นทางผ่านสินค้าสู่ตลาด ขณะที่ประเทศไทยจะเป็นพื้นที่ทางผ่านท่อซึ่งจะได้รับค่าผ่านท่อไม่มากนัก ประกอบกับการพัฒนาโรงกลั่นของมาเลเซียจะส่งผลกระทบต่อโอกาสของไทยในการพัฒนา ศูนย์กลางพลังงานในพื้นที่ภาคใต้ที่จะต้องมีการพัฒนาโรงกลั่นขนาดใหญ่ใน อนาคต นอกจากนี้ ปตท. ได้พิจารณาผลตอบแทนเงินลงทุน พบว่าจะมีผลตอบแทนที่ไม่คุ้มทุน ดังนี้ (1) โครงการโรงกลั่นน้ำมันให้ผลตอบแทนต่ำกว่าผลตอบแทนเงินลงทุนขั้นต่ำของ ปตท.และคาดว่าโรงกลั่นในโครงการจะเป็นคู่แข่งโดยตรงกับโรงกลั่นของไทยใน อนาคต (2) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันแม้จะมีผลตอบแทนดีกว่าโครงการโรงกลั่นฯเล็กน้อย แต่มีกลุ่มเป้าหมายผู้ใช้ระบบท่อเป็นโรงกลั่นขนาดเล็กที่มีข้อจำกัด และการคิดค่าผ่านท่ออยู่ในระดับที่ค่อนข้างสูง อาจทำให้ไม่สามารถแข่งขันกับทางเลือกในการขนส่งน้ำมันอื่นได้ ทั้งนี้ ปตท. ยังเห็นว่าความร่วมมือดังกล่าวอาจจะไม่ได้รับการสนับสนุนจาก PETRONAS เนื่องจาก PETRONAS ซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นในโครงการ TTM เป็นคู่แข่งทางธุรกิจกับ SKS
6.2 โครงการฯ กระทบต่อการพัฒนา Landbridge ของประเทศไทยที่ต้องการให้การเชื่อมโยงฝั่งตะวันตก - ตะวันออกอยู่ในประเทศ โดยจากการหารือกับกระทรวงคมนาคมซึ่งอยู่ระหว่างการศึกษา Landbridge ในแนวสตูล-สงขลา มีความเห็นสอดคล้องกันว่าโครงการนี้จะส่งผลกระทบต่อการพัฒนา Landbridge ของไทยอย่างชัดเจน นอกจากนี้ เมื่อต้นปี 2552 มาเลเซียยังได้เสนอให้ Dubai Worldเข้าร่วมดำเนินการในโครงการนี้แทนที่จะลงทุนในไทย อย่างไรก็ตาม แนวคิดในการพัฒนาตามโครงการของไทย มีความเป็นไปได้ในการลงทุนทั้งโครงการดีกว่า ส่งผลให้ Dubai World ยังคงพิจารณาโครงการในฝั่งไทย ซึ่งปัจจุบัน Dubai World อยู่ในระหว่างสรุปโครงการศึกษาในทุกด้านเพื่อให้เกิดการเริ่มต้นดำเนิน โครงการร่วมกับรัฐบาลไทยโดยเร็ว ดังนั้น หากมีการดำเนินโครงการร่วมกับมาเลเซียอาจส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นในการลง ทุนที่จะเกิดขึ้น
6.3 การกำหนดความร่วมมือจะต้องดำเนินการสอดคล้องข้อกำหนดภายใต้รัฐธรรมนูญแห่ง ราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 โดยจะต้องปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญมาตรา 67 ว่าด้วยการรับฟังความเห็นของประชาชน และอาจต้องปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญมาตรา 190 ว่าต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐสภา ดังนั้น ในการดำเนินการเจรจาเรื่องนี้ จึงควรดำเนินการตามขั้นตอนดังกล่าวก่อนเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาที่จะกระทบต่อ ความร่วมมือในภายหลัง
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสภาที่ปรึกษาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ไปศึกษาเพิ่มเติมในรายละเอียดโครงการ ว่าจะมีผลกระทบต่อยุทธศาสตร์การพัฒนาพื้นที่ภาคใต้ของไทยในอนาคตหรือไม่ เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการเจรจากับบริษัท SKS Corporation Sdn Bhd (SKS) ต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. สรุปความเป็นมาของการกำหนดนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ได้ดังนี้
1.1 รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา โดยมีการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อมาโดยตลอด จนกระทั่งในปี 2540 เกิดวิกฤตเศรษฐกิจ ทำให้ต้องยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration เชื้อเพลิงพาณิชย์ ประเภทสัญญา Firm และได้มีการส่งเสริมอีกครั้งในปี 2549 โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ในการกำหนดมาตรการในการจัดหาพลังงาน โดยส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต SPP ไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ในปริมาณที่เหมาะสมผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
1.2 เพื่อเป็นการดำเนินการตามนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศดังกล่าว ครม. จึงมีมติเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 26 ธันวาคม 2549 โดยเห็นชอบ ให้กฟผ. เปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิง ตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และให้ขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration (SPP-Cogen) สามารถนำไฟฟ้าที่ผลิตได้จำหน่ายให้การไฟฟ้า และลูกค้าอุตสาหกรรมในบริเวณใกล้เคียง โดยโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้ากำหนดจากหลักการต้นทุนที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Cost) จากการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ซึ่งราคารับซื้อที่ SPP ได้รับในแต่ละเดือน ประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) และมีการกำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าด้วย
1.3 ในส่วนของการส่งเสริม Cogeneration ผ่านระเบียบ VSPP มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ประโยชน์จากไฟฟ้าและไอน้ำ ณ จุดใช้งาน โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หรือถ่านหิน เมื่อมีไฟฟ้าเหลือจึงขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และไม่มีการประกาศรับซื้อเป็นงวดๆ เหมือน SPP แต่จะกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยหลักการกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP จะกำหนดจากต้นทุนที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายหลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) จากการซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ดังนั้น ราคารับซื้อไฟฟ้าที่ VSPP ได้รับในแต่ละเดือน จะเป็นไปตามประกาศโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดันต่ำ ทั้งนี้ จะต้องมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าด้วย
2. สรุปผลการดำเนินงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิง เชิงพาณิชย์ ได้ดังนี้
2.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา สำหรับการจัดหาไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2538-2557 รวมทั้งสิ้น 49 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบตามสัญญา 3,600.50 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนเปรียบเทียบกับปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดของระบบ ประมาณร้อยละ 12 ทั้งนี้ หากคิดสัดส่วน SPP-Cogen เชื้อเพลิงพาณิชย์ เฉพาะประเภทสัญญา Firm มีจำนวน 44 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบตามสัญญา 3,431.50 เมกะวัตต์ จะคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 11.49 ในปี 2557 สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก VSPP-Cogen ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ คือ ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน มีโครงการยื่นเสนอข้อเสนอรวม 9 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 37.55 เมกะวัตต์
2.2 การกำหนดเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration และประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าของ SPP-Cogen ได้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์จากเดิมระเบียบก่อนปี 2550 กำหนดให้ SPP-Cogen จะต้องมีสัดส่วนการใช้ไอน้ำไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 และมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 สำหรับระเบียบปี 2550 ได้กำหนดในรูปแบบของอัตราการประหยัดการใช้เชื้อเพลิง โดยใช้ดัชนีชี้วัดความสามารถในการใช้พลังงานปฐมภูมิในกระบวนการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Primary Energy Saving: PES) ตามชนิดเชื้อเพลิง โดยกำหนดค่า PES ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10
3. การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration มีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ดังนี้
3.1 เป็นเทคโนโลยีในการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน ซึ่งจะได้ทั้งไฟฟ้าและความร้อนหรือไอน้ำที่สามารถนำไปใช้ประโยชน์ในกระบวนการอุตสาหกรรมต่างๆ ในอาคาร บ้านอยู่อาศัย รวมทั้ง สามารถแปลงสถานภาพไอน้ำเป็นน้ำเย็นเพื่อใช้ในระบบทำความเย็น (District Cooling) ด้วย จึงเป็น การใช้ประโยชน์จากพลังงานอย่างคุ้มค่า
3.2 เสริมความมั่นคงของระบบผลิตไฟฟ้า ช่วยลดความสูญเสียพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่าย เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration จะเป็นการผลิตไฟฟ้า ณ ที่ตั้งของผู้ใช้ไฟฟ้าและความร้อน รวมทั้งช่วยลดปัญหาเรื่องไฟตกไฟดับของโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งต้องการความมั่นคงด้านไฟฟ้าสูง
3.3 ช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายด้านพลังงานและคุ้มค่ากว่าเมื่อเปรียบเทียบกับกรณีที่ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมลงทุนหม้อต้มน้ำ (Boiler) เพื่อผลิตไอน้ำอย่างเดียว แล้วซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปการผลิตพลังงานด้วยระบบ Cogeneration มีประสิทธิภาพสูงถึงประมาณร้อยละ 50 - 80 หากระบบที่ผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว จะมีประสิทธิภาพเพียงร้อยละ 32-35
3.4 สามารถลงทุนก่อสร้างเพื่อสนองตอบความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นได้สะดวก และรวดเร็วกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ต้องรอให้มีความต้องการไฟฟ้าสูงเพียงพอ และตอบสนองให้เกิดการกระตุ้นเศรษฐกิจในภาพรวม
3.5 ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
4. การกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจาก Cogeneration สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในปี 2558-2564 ได้มีการทบทวนผลการศึกษาของสำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) ในปี 2550 ซึ่งได้ประเมินศักยภาพของการประหยัดพลังงานจากระบบ CHP หรือ Cogeneration พบว่าหากมีการส่งเสริมระบบ Cogeneration ในโรงงานและอาคารที่มีแนวท่อก๊าซธรรมชาติได้ ภายในปี 2563 จะสามารถลดความต้องการพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 3,195 เมกะวัตต์ ซึ่งหากส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าประมาณร้อยละ 60 ของศักยภาพดังกล่าว คิดเป็นปริมาณพลังไฟฟ้าประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เดือนมีนาคม 2552) ประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่จะเพิ่มขึ้นถึง 44,281 เมกะวัตต์ ในปี 2564 ซึ่งหมายความว่าจะต้องมีกำลังการผลิตติดตั้งเพิ่มเติม ระหว่างปี 2558-2564 ในปริมาณ 18,050 เมกะวัตต์ ดังนั้น เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration เป็นไปอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดสัดส่วนของโรงไฟฟ้าประเภท Cogeneration ไว้ให้ชัดเจน เพื่อให้การจัดไฟฟ้าสามารถดำเนินการได้ตามแผนที่กำหนด ซึ่งจะต้องมีระยะเวลาในการเตรียมความพร้อม ทั้งในด้านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า การพิจารณาคัดเลือก และการดำเนินการของผู้ผลิตไฟฟ้า โดยหากยังคงสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ไว้ที่ระดับประมาณร้อยละ 12 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ในระหว่างปี 2558-2564 ได้ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณาตอบรับซื้อในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้ สอดคล้องกับสถานภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้
5. ในการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมาสามารถสรุปข้อจำกัดและปัจจัยเสี่ยงในการลงทุนผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ได้ดังนี้
5.1.1 ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen จะสูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ซึ่งเป็นราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขัน เนื่องจาก
(1) ปัจจัยทางด้านขนาดกำลังการผลิต เทคโนโลยี และรูปแบบการใช้ประโยชน์ของไฟฟ้าและความร้อนที่แตกต่างกัน ดังนั้น ในการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจำเป็นต้องคำนึงถึงต้นทุนการผลิตที่มีลักษณะดัง กล่าวด้วย
(2) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบฯ ได้กำหนดค่าความสิ้นเปลืองในการใช้เชื้อเพลิงเฉลี่ย (Heat Rate) คงที่ ในขณะที่ IPP จะต้องรับประกัน Heat Rate ที่ได้จากการประมูล ซึ่งจะขึ้นอยู่กับระดับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามสัญญา ทำให้ค่า EP สำหรับ SPP-Cogen สูงกว่า IPP
(3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้ SPP จะสูงกว่า IPP ในส่วนของค่าดำเนินการ (Margin) โดยราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้ SPP กำหนดค่า Margin ในอัตรา ร้อยละ9.33 ของราคาเนื้อก๊าซ ซึ่งสูงกว่าที่เรียกเก็บจาก กฟผ. และ IPP ซึ่งกำหนดค่า Margin ในอัตรา ร้อยละ1.75 ทำให้ค่า EP สำหรับ SPP-Cogen สูงกว่า IPP
5.1.2 กฟผ. สามารถสั่งลดการเดินเครื่องจาก SPP-Cogen ในช่วงที่ระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้ามีความต้องการต่ำ (Off-peak) ให้เหลือไม่ต่ำกว่าร้อยละ 65 ของพลังไฟฟ้าตามสัญญา ซึ่งทำให้ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าลดลง และอาจไม่สอดคล้องกับแผนการผลิตของลูกค้าอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ ไฟฟ้าและไอน้ำในขณะนั้น
5.2 ข้อจำกัดและปัจจัยอื่นที่มิใช่ราคา
5.2.1 ไม่มีการจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าว่าใช้เกณฑ์ใดสำคัญในการ พิจารณา เช่น ในกรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวนมากราย ณ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดียวกัน แต่มีขีดจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่าย ที่จะต้องเลือกได้เพียงบางราย หรือในกรณีลูกค้าไฟฟ้าและไอน้ำยังไม่มีความชัดเจน เป็นต้น ซึ่งหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการรับซื้อไฟฟ้าที่ชัดเจน จะเป็นส่วนสนับสนุนให้ภาคเอกชนที่มีความพร้อมมีความมั่นใจในการดำเนิน โครงการ
5.2.2 ขีดจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่ายของประเทศในบางพื้นที่ ไม่สามารถรองรับ SPP-Cogen ให้เชื่อมโยงได้ ในขณะที่โรงงานอุตสาหกรรมที่ประสงค์จะใช้ไฟฟ้าและไอน้ำอยู่ในบริเวณดังกล่าว ทำให้โรงไฟฟ้าต้องลงทุนปรับปรุงระบบสายส่งซึ่งต้องใช้เงินลงทุนสูงขึ้น
5.2.3 การส่งเสริม SPP-Cogen ควรมีความต่อเนื่องควบคู่กับความต้องการใช้ไฟฟ้าและการใช้ไอน้ำหรือความร้อน ในภาคอุตสาหกรรม รวมทั้ง ต้องมีมาตรการส่งเสริมรูปแบบอื่นควบคู่ไปด้วย
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration เพื่อขอความเห็นชอบ ดังนี้
6.1 เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในกระบวนการผลิต อุตสาหกรรม อาคาร/สถานประกอบการต่างๆ ด้วยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าและความร้อนหรือความเย็นเพื่อใช้ในกิจการและ เหลือขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า อันจะช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า ดังนี้
6.1.1 เห็นควรกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558-2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ สำหรับระยะยาวให้กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เป็นร้อยละของความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตไว้ในแผน PDP ฉบับใหม่
6.1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ขนาดเล็ก ที่มีการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำหรือความเย็น ณ จุดใช้งาน เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
6.2 เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมายในข้อ 6.1 ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยมีแนวทางดังต่อไปนี้
6.2.1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพ และจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
6.2.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด
6.2.3 ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้ง ประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน
6.2.4 กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเอกสารการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า และจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
6.3 ให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซโดยผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และเป็นการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนได้ในที่สุด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ดังนี้
1. เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในกระบวนการผลิต อุตสาหกรรม อาคาร/สถานประกอบการต่างๆ ด้วยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าและความร้อนหรือความเย็นเพื่อใช้ในกิจการและ เหลือขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า อันจะช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า จึงเห็นควร ดังนี้
1.1 กำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558 - 2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีอาจสามารถกำหนดปริมาณการรับซื้อพลังไฟฟ้า ให้เร็วกว่าปี 2558 ได้ เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นสอดคล้องกับการใช้เครื่องมือในการกระตุ้นเศรษฐกิจ และเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ตลอดจนสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำและความพร้อมในการจัดหาก๊าซ ธรรมชาติในขณะนั้น สำหรับระยะยาวให้กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เป็นร้อยละของความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตไว้ในแผนพัฒนากำลัง ผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่
1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ขนาดเล็กที่มีการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำหรือความเย็น ณ จุดใช้งาน เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
2. เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมายในข้อ 1 ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยมีแนวทางดังต่อไปนี้
2.1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพ และจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
2.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความ พร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด
2.3 ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้ง ประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน
2.4 กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเอกสารการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า และจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
3. ให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซโดยผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และเป็นการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนได้ในที่สุด
เรื่องที่ 4 การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2530 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2530 โดยให้ถือปฏิบัติการคิดค่าไฟฟ้าสาธารณะว่า ไม่คิดค่าไฟสาธารณะในส่วนที่ต่ำกว่า ร้อยละ 10 ของการใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยในแต่ละท้องถิ่น ส่วนที่เกินให้คิดค่าไฟฟ้าในอัตราส่วนราชการ และให้ยกเลิกการจ่ายเงินช่วยเหลือท้องถิ่นเพื่อไฟฟ้าสาธารณะที่การไฟฟ้าส่วน ภูมิภาค (กฟภ.) เคยจ่ายให้เทศบาล 66 แห่ง ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2530 เป็นต้นมา ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ได้เห็นชอบ (1) ให้ กฟภ. ปรับฐานการให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเท่ากับร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กที่มีการใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 200 หน่วย/เดือน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2540 (2) ให้ กฟภ. ยกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอน กิจการจาก กฟภ. ในปี 2530-2539 และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยทำความเข้าใจกับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเพื่อให้ยอมรับ การปรับฐานสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะใหม่และให้ถือเป็นที่ยุติไม่ให้นำกลับมา ขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป
2. สมาคมสันนิบาตเทศบาลแห่งประเทศไทย มีหนังสือขอให้ กฟภ. พิจารณาปรับเพิ่มสิทธิไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลปี 2549 โดยเสนอแนวทางการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลเป็น ร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้ากิจการขนาด เล็กทุกราย รายละ 250 หน่วย ซึ่ง คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2551 ได้มีมติ (1) เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกรายๆ ละ 250 หน่วย และ (2) เห็นชอบการปรับคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้า แสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
3. กฟภ. มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2552 ขอให้พิจารณานำเรื่องการปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลเสนอ กพช. พิจารณาโดยด่วน เนื่องจากเทศบาลหลายแห่งรอการพิจารณาจึงไม่ชำระค่าไฟฟ้า นอกจากนี้กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือลงวันที่ 30 กรกฎาคม 2552 ถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณาให้การสนับสนุนการขยายหลักเกณฑ์การใช้ไฟฟ้าสาธารณะที่ใช้เกินสิทธิ จากร้อยละ 10 เป็นร้อยละ 20 เป็นกรณีพิเศษสำหรับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ จนกว่าสถานการณ์ความไม่สงบจะเข้าสู่ภาวะปกติ
4. กฟภ. ได้รายงานข้อมูลหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระของเทศบาล ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 มีเทศบาลและ อบต. ที่ค้างชำระค่าไฟฟ้าจำนวน 867 ราย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2543 - 2551 ประมาณ 256.19 ล้านบาท ทั้งนี้ การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเพิ่มขึ้นจะทำให้รายได้ของ กฟภ. ลดลงประมาณ 171 ล้านบาท/ปี และจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเมื่อมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ประมาณ 0.13 สตางค์/หน่วย สำหรับการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะในจังหวัดชายแดนภาคใต้จากร้อยละ 10 เป็นร้อยละ 20 ตามหลักเกณฑ์ข้อเสนอใหม่ จะมีผลทำให้รายได้ของ กฟภ. ลดลงเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 16 ล้านบาท/ปี
5. สนพ. ได้พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้
5.1 การขอปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะครั้งนี้ไม่สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ที่ได้พิจารณาปรับฐานสิทธิไฟฟ้าสาธารณะในปี 2540 และให้ถือเป็นข้อยุติ ไม่ให้นำกลับมาขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป ดังนั้น สนพ. จึงเห็นควรนำการปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะและคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะที่คณะ อนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการให้ความเห็นชอบ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณา
5.2 การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเป็นกรณีพิเศษสำหรับจังหวัดชายแดนภาคใต้ อาจไม่มีความเหมาะสมในทางปฏิบัติ เนื่องจากจะทำให้จังหวัดอื่นๆ ขอปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะในลักษณะเดียวกันตามมา ประกอบกับ ปัจจุบัน กฟภ. ได้พิจารณาให้ความช่วยเหลือในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา (อำเภอเทพา อำเภอนาวี อำเภอจะนะ และอำเภอสะบ้าย้อย) ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาให้ความช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสาธารณะให้กับจังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามความจำเป็นและความเหมาะสมโดยตรงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะและคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2552 เป็นต้นไป ตามที่คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการให้ความเห็นชอบดัง นี้
1.1 เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกราย รายละ 250หน่วย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2553 เป็นต้นไป
1.2 เห็นชอบการปรับคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้าแสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค พิจารณาให้ความช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสาธารณะให้กับจังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามความจำเป็นและความเหมาะสมโดยตรงต่อไป
เรื่องที่ 5 นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ออกกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 โดยออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมัน ในเขตกรุงเทพมหานคร นนทบุรี ปทุมธานี และสมุทรปราการ และในเขตพื้นที่อื่นตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ซึ่งสถานประกอบกิจการต้องดำเนินการโดยคลังน้ำมันต้องติดตั้งหน่วยควบคุมไอ น้ำมันเชื้อเพลิง (VRU) ระบบท่อไอน้ำมันและปรับปรุงระบบจ่ายน้ำมันเบนซินให้เป็นระบบเติมน้ำมันด้าน ใต้ถัง (bottom loading) สถานีบริการน้ำมันต้องติดตั้งระบบท่อไอน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันต้องปรับปรุงระบบรับน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading และติดตั้งระบบท่อไอน้ำมัน
2. ต่อมาได้มีการออกประกาศกระทรวงพลังงาน ลงวันที่ 23 เมษายน 2550 เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลบังคับใช้ในวันที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมในพื้นที่ 7 จังหวัด คือ จังหวัดชลบุรี พระนครศรีอยุธยา ระยอง สงขลา สมุทรสาคร สระบุรี และสุราษฏร์ธานี
3. จากประกาศกระทรวงพลังงานดังกล่าวทำให้ผู้ประกอบกิจการคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมัน ในพื้นที่ 7 จังหวัด ต้องปรับปรุงสถานประกอบการให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงและมีการจ่าย น้ำมันเชื้อเพลิงจากคลังน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่รถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงชนิด ที่มีการรับน้ำมันเชื้อเพลิงใต้ถัง (bottom loading) จนถึงปัจจุบัน มีคลังน้ำมันจำนวน 17 แห่ง สถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่ง และรถขนส่งน้ำมันจำนวน 1,058 คัน สามารถปรับปรุงระบบต่างๆ ได้ตามกำหนดเวลาบังคับใช้ ส่วน รถขนส่งน้ำมันที่เหลือ จำนวน 2,468 คัน ซึ่งเป็นรถของผู้ประกอบการรายย่อยต่างๆ ยังไม่ได้ทำการปรับปรุง เนื่องจากยังขาดเงินทุนและการปรับปรุงรถขนส่งน้ำมันเก่าเป็นระบบ bottom loading ไม่คุ้มค่า
4. การดัดแปลงรถขนส่งน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading มีต้นทุนสูงประมาณ 300,000 - 500,000 บาทต่อคัน เพื่อเป็นการบรรเทาภาระ กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงได้มีหนังสือร้องขอให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) พิจารณาทางเลือกให้ใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันแบบ modified top loading ซึ่งมีค่าใช้จ่ายต่ำกว่าการใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงแบบ bottom loading ในขณะเดียวกัน ธพ. ได้ศึกษาระบบการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระบบ ต่างๆ แล้ว พบว่าระบบ modified top loading ที่มีใช้อยู่ในประเทศญี่ปุ่น มีประสิทธิภาพในการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 ตามมาตรฐานของประเทศญี่ปุ่นและมีค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงประมาณ 70,000 บาท จึงได้นำรูปแบบมาทดลองดัดแปลงใช้กับคลังน้ำมันในประเทศไทยโดยประสานกรมควบ คุมมลพิษส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจวัดประสิทธิภาพ พบว่าค่ามลพิษที่เกิดขึ้นอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้
5. การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2552 มีมติเห็นควรให้ปรับปรุงกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2550 โดย 1) ให้เพิ่มเติมการใช้ระบบ modified top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันไว้ในกฎกระทรวงด้วย 2) กำหนดให้ใช้ระบบ modified top loading กับรถขนส่งน้ำมันที่มีอยู่ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ และ 3) สำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตขึ้นใหม่ กำหนดให้ใช้เป็นระบบ bottom loading รวมถึงได้มีมติเห็นควรให้เลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปอีก 1 ปี
6. กระทรวงพลังงานโดย ธพ. ได้ออกประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2552 กำหนดให้เลื่อนการบังคับใช้การควบคุม ไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในพื้นที่ 7 จังหวัดไปอีก 1 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้วันที่ 23 พฤษภาคม 2553
7. ธพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ซึ่งได้ผ่าน การรับฟังความคิดเห็นจากผู้ที่เกี่ยวข้อง แล้วนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง(ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยในช่วงวันที่ 1-14 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 71.89 และ 70.64 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.07 และ 6.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนค่าลงสู่ระดับต่ำสุดในรอบ 10 เดือน และรายงานปริมาณสำรองน้ำมันดิบเชิงพาณิชย์และยุทธศาสตร์ของจีนในเดือน มิถุนายน 2552 ลดลงจากเดือนก่อน ร้อยละ 2.7 มาอยู่ที่ระดับ 275 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยในช่วงวันที่ 1-14 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 83.67, 81.62 และ 79.64 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 10. 84, 10.78 และ 8.55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และบริษัท Pertamina ของอินโดนีเซียนำเข้าน้ำมันเบนซินเดือนสิงหาคม 2552 เพิ่มขึ้นร้อยละ 20 จากเดือนก่อน มาอยู่ที่ 6.0 ล้านบาร์เรล เพื่อสำรองในช่วงเทศกาลถือศีลอดในเดือนกันยายน 2552 ประกอบกับ Saudi Aramco ของซาอุดีอาระเบียนำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนสิงหาคม 2552 ปริมาณ 34,000 บาร์เรล/วัน เนื่องจากโรงกลั่น Rabigh ยังไม่สามารถเริ่มเดินเครื่องได้ตามแผน และรัฐบาลของประเทศอินเดียมีแผนตรึงราคาขายน้ำมันดีเซลในประเทศเพื่อช่วย เหลือเกษตรกรเนื่องจากประเทศเข้าสู่ภาวะแห้งแล้งทำให้ความต้องการใช้น้ำมัน ดีเซลเพื่อสูบน้ำเพิ่มขึ้นมาก
2. ในช่วงวันที่ 1 - 17 สิงหาคม 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E 10,E20, แก๊สโซฮอล 91 เพิ่มขึ้น 1.60 บาท/ลิตร, แก๊สโซฮอล 95 E 85 เพิ่มขึ้น 0.80 บาท/ลิตร, ดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้น 1.20 บาท/ ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็ว ลงลด 0.40 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ณ วันที่ 17 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 41.34, 35.74, 32.14, 29.84, 22.72, 31.34, 27.69 และ 26.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. สถานการณ์ก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง14เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 502.00 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ จากการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกันยายน 2552 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 545 - 555 เหรียญสหรัฐ /ตัน เนื่องจากผู้ผลิตปิโตรเคมีในเอเชียเหนือ เช่น จีน เกาหลีใต้ และญี่ปุ่น มีความต้องการก๊าซ LPG เพื่อใช้ในการผลิตมากขึ้นเนื่องจากความแตกต่างของราคาแนฟทากับ LPG สูงขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นในประเทศอยู่ที่ระดับ 10.9960 บาทต่อกิโลกรัม และราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 14.6443 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท ต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 20 สิงหาคม 2552 รวมทั้งสิ้น 741,943 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 9,637 ล้านบาท
4. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนมิถุนายน 2552 มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 11 ราย และมีปริมาณผลิตจริง 1.18 ล้านลิตรต่อวัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพ เดือนสิงหาคม ปี 2552 อยู่ที่ 21.29 บาทต่อลิตร ในเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2552 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 12.50, 12.00 และ 11.70 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากสถานีบริการรวม 4,231 แห่ง ส่วนการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณ 0.21, 0.22 และ 0.23 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จำนวน 208 แห่ง ซึ่งราคาขายปลีก ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.30 บาท ต่อ ลิตร
5. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนมิถุนายน 2552 มีผู้ผลิตไบโอดีเซล 13 ราย กำลังการผลิตรวม 5.60 ล้านลิตรต่อวัน ปริมาณความต้องการเฉลี่ยในช่วงเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2552 อยู่ที่ 1.84, 1.70 และ 1.68 ล้านลิตร ต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยในช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ 29.73, 31.00 และ 27.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในช่วงเวลาเดียวกัน ปริมาณจำหน่าย 25.48, 24.22 และ 23.55 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ สถานีบริการรวม 3,351 แห่ง ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เท่ากับ 0.81 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.20 บาทต่อลิตร
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 14 สิงหาคม 2552 มีเงินสดในบัญชี 29,244 ล้านบาท หนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 11,452 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 11,115 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 336 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 17,793 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการปรับปรุงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับนโยบายดังกล่าวไปจัดทำในรายละเอียดหลักเกณฑ์เงื่อนไข และยกร่างประกาศการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลภายใต้กรอบนโยบายของรัฐต่อไป (2) เห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนอนโยบายมาตรการสนับสนุนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายเพื่อเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ (3) มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสม สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิดและเทคโนโลยี ให้สอดคล้องกับศักยภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการกำหนดนโยบายการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ และเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนประกอบการพิจารณาจัดทำข้อเสนอในด้านนโยบายต่อไป และ (4) มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อ กพช. เพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน
ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้มีมติรับทราบมติ กพช. ดังกล่าว และให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับข้อสังเกตของคณะรัฐมนตรีไปพิจารณาดำเนินการด้วย โดยมีข้อสังเกตต่อข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน ในส่วนของการกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผน พัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี นั้น ในการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอไฟฟ้า ให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายที่กำหนดได้เท่าที่จะไม่ส่งผล กระทบต่อค่า Ft
2. คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีการประชุมแล้ว 2 ครั้ง เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2552 และ 27 กรกฎาคม 2552 โดยสรุปผลการดำเนินงานได้ดังนี้
2.1 เร่งรัดและติดตามการดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3แห่ง ให้มีการออกประกาศส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ภายในเดือนสิงหาคม 2552
2.2 เร่งรัด สนพ. ให้ดำเนินการจัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสมสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิด และเทคโนโลยี โดยกำหนดระยะเวลาการดำเนินงานของที่ปรึกษาให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.3 ติดตามการดำเนินงานของ กฟภ. และ กฟน. ให้มีการรายงานความก้าวหน้าการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ และการเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนในพื้นที่ดังกล่าว เพื่อให้คณะอนุกรรมการฯ พิจารณากลั่นกรองก่อนเสนอ กพช. ต่อไป
2.4 มอบหมายให้ กฟผ. และกฟภ. ร่วมกันพิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการพลังงานลมที่มีลักษณะ Wind Farm เพื่อลดปัญหาความซ้ำซ้อนของการยื่นข้อเสนอโครงการ และปัญหาข้อจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่าย
2.5 รวบรวมประเด็นปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับเทคโนโลยี แต่ละประเภท เพื่อจัดกลุ่มปัญหา และแนวทางการแก้ไขปัญหา
2.6 จัดทำข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งที่เป็นการรับซื้อไฟฟ้าตาม ระเบียบ SPP และ VSPP และการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยการไฟฟ้า และ พพ.
3. สรุปผลการดำเนินงานตามนโยบายได้ดังนี้
3.1 กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้จัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และร่างประกาศส่วนเพิ่มฯ เพื่อให้การไฟฟ้าใช้เป็นกรอบแนวทางในการจัดทำรายละเอียดก่อนดำเนินการประกาศ การกำหนดส่วนเพิ่มฯ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP ประเภทพลังงานหมุนเวียนแล้ว
3.2 กกพ. ได้ประสานกับการไฟฟ้าเพื่อรายงานผลการดำเนินงานตามมติ กพช. วันที่ 9 มีนาคม 2552 ที่เกี่ยวกับการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
3.2.1 มี SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อไปขายไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP จำนวน 2 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 8.30 เมกะวัตต์ สำหรับ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อไปขายเป็น VSPP ตั้งแต่ปี 2549 จนถึงปัจจุบัน รวมทั้งสิ้น 32 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 160.50 เมกะวัตต์ ดังนั้น มี SPP ที่ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าไปเป็น VSPP รวมทั้งสิ้น 34 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 168.80 เมกะวัตต์
3.2.2 กฟผ. เริ่มสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน SPP ประเภทสัญญา Firm ตามความสามารถในการผลิตตามสัญญา ทั้งในช่วง Peak และ Off-Peak ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2552 เป็นต้นมา ทั้งนี้ กฟผ. ยังมีประเด็นปัญหาในทางปฏิบัติ และต้องการให้มีการปรับลดราคารับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว และได้แจ้งให้ กฟผ. สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ SPP เฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามความสามารถในการผลิตตามสัญญาทั้งใน ช่วง Peak และ Off-Peak ตามมติ กพช. โดยไม่ต้องแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าหรือสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.2.3 ตามประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP และ VSPP ได้กำหนดให้โครงการพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้าน ที่สามารถคำนวณส่วนเพิ่มฯ ตามหน่วยผลิตได้ จะต้องเป็นผู้ใช้ไฟประเภทบ้านอยู่อาศัยของ กฟภ. หรือ กฟน. ตามประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3.3 สนพ. ได้จัดทำข้อเสนอโครงการศึกษามาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดระยะเวลาดำเนินการศึกษา 6 เดือน มีขอบเขตการดำเนินงานเพื่อศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะ (1) ปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขาย และเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะสนับสนุนที่เหมาะสมตามพื้นที่ ชนิดเชื้อเพลิง และเทคโนโลยี (2) การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า รูปแบบ และมาตรการสนับสนุนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแต่ละเทคโนโลยี และประเภทผู้ประกอบการ (3) แนวทางการปรับปรุงการวางแผนการขยายระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไข ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (5) รูปแบบ มาตรฐาน และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ที่เหมาะสมสำหรับเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่แตกต่างกัน
3.4 กระทรวงมหาดไทยได้สำรวจครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟน. และ กฟภ. แล้ว มีจำนวนรวม 234,363 ครัวเรือน โดยเป็นครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟน. จำนวน 4,693 ครัวเรือน และเป็นครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟภ.จำนวน 229,670 ครัวเรือน ขณะนี้ กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และกระทรวงมหาดไทยโดย กฟภ. และ กฟน. อยู่ระหว่างการพิจารณาจัดทำข้อเสนอแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนสำหรับครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ เพื่อเสนอคณะอนุกรรมการฯ พิจารณากลั่นกรองก่อนเสนอ กพช. ต่อไป โดยมีข้อเสนอเบื้องต้นในส่วนของ กฟภ. จะมีการขยายการจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ด้วยวิธีปักเสาพาด สายโดยพิจารณาจากค่าใช้จ่ายในการดำเนินการต่อครัวเรือน สำหรับการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มี ไฟฟ้าใช้ มีแนวทางใน 2 ลักษณะ คือ (1) การติดตั้งระบบพลังงานหมุนเวียนร่วมกับแบตเตอรี่หรือเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ดีเซล (ระบบ Hybrid) ซึ่งจะสามารถจ่ายไฟฟ้าได้หลายครัวเรือน และ (2) การติดตั้งระบบ Solar Home System เพื่อจ่ายไฟฟ้าตรงให้แต่ละครัวเรือน นอกจากนี้ มีแนวทางส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับเกาะห่างไกล ที่มีไฟฟ้าใช้แล้ว ซึ่งมีการผลิตไฟฟ้าจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล จะสนับสนุนให้ติดตั้งระบบ Hybrid เพื่อช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล และเป็นการเสริมภาพลักษณ์ความเป็น Green Island เพื่อการท่องเที่ยวเชิงอนุรักษ์
4. ณ เดือนมิถุนายน 2552 มีปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียนทั้งระบบ on-grid และ off-grid รวมทั้งสิ้น 635.84 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ (SPP และ VSPP) ซึ่งหากสามารถดำเนินการได้จะมีปริมาณพลังไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น อีก 6,228.91 เมกะวัตต์ ภายในประมาณปี 2555 ทั้งนี้ ปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนใหญ่ เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบ SPP และ VSPP ซึ่งหากเปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี พบว่า ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสูงกว่าเป้าหมาย ยกเว้น พลังน้ำ และชีวมวล สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ และพลังลม สูงกว่าเป้าหมายมาก คาดว่าการออกประกาศส่วนเพิ่มฯ ใหม่ จะสามารถคัดกรองผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีความพร้อมได้ระดับหนึ่ง ซึ่งจะทำให้เห็นถึงปริมาณพลังไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง
5. สรุปปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ที่จำเป็นต้องพิจารณาต่อไป ดังนี้
5.1 การกำหนดให้การไฟฟ้าสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้เกินกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อค่า Ft ทำให้ กกพ. และการไฟฟ้า มีความกังวลว่าหากตอบรับซื้อไฟฟ้าจนมีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว จะเป็นข้อผูกพันที่ทำให้ต้องรับซื้อ ซึ่งจะทำให้ภาระต่อค่าไฟฟ้าสูงกว่าค่า Ft ที่ประเมินไว้
5.2 ความเหมาะสมของการส่งผ่านส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าไปยังค่า Ft ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้า ต้องรับภาระจากการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน ควรมีการกำหนดผลกระทบที่สามารถส่งผ่านได้ระดับหนึ่ง การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนควรใช้เงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ที่ให้มีการใช้เงินกองทุนฯ เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
5.3 เทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มีการพัฒนาอย่างต่อเนื่อง และหลากหลายมากขึ้น ทำให้ต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์เปลี่ยนไป รวมทั้ง ระดับเงินสนับสนุนสำหรับเทคโนโลยีบางประเภท จะแตกต่างกัน เช่น พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar Cell กับ Solar Thermal เป็นต้น จึงจำเป็นต้องมีการศึกษาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและระดับการสนับสนุนที่สอดคล้อง กัน
5.4 ข้อจำกัดทางด้านเทคนิคของระบบไฟฟ้าในการรับไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียนที่มีลักษณะการผลิตไฟฟ้าที่ไม่สม่ำเสมอ (Intermittent) รวมถึงข้อกำหนดเรื่องการเชื่อมต่อระบบพลังงานหมุนเวียนกับระบบไฟฟ้าที่มีแนว โน้มในทางกีดกันการแข่งขัน
5.5 ข้อจำกัดเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ที่ดินที่อยู่ภายใต้กฎหมายของหน่วยงานต่างๆ เช่น โยธาผังเมือง สปก. กรมป่าไม้ อุทยานแห่งชาติ เป็นต้น ทำให้โครงการไม่สามารถเกิดขึ้นได้แม้จะมีแรงจูงใจทางด้านราคาที่เหมาะสม เช่น โครงการพลังงานขยะ โครงการพลังงานลม เป็นต้น
5.6 ผลกระทบจากนโยบายสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนต่อภาคเศรษฐกิจ อื่นๆ เช่น ภาคการเกษตร เป็นต้น
5.7 การกระจายตัวของการลงทุนในโครงการพลังงานหมุนเวียนยังเป็นการลงทุนโดยภาค เอกชนเป็นส่วนใหญ่ ทำให้การสนับสนุนโครงการพลังงานหมุนเวียนในระดับชุมชนยังไม่แพร่หลาย
ทั้งนี้ ในการติดตามการดำเนินงาน สนพ. จะประสานงานกับ กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อรายงานผลการดำเนินงาน ปัญหา และอุปสรรคในการดำเนินงานตามนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเพื่อปรับปรุงแก้ไขต่อไป และเพื่อให้การติดตามการดำเนินงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นไปตามเป้า หมาย จะมีการจัดทำฐานข้อมูลที่เป็นระบบทั้งข้อมูลพลังงานหมุนเวียนประเภท on-grid และ off-grid ที่กระจัดกระจายตามหน่วยงานต่างๆ โดยเร็ว
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้ปริมาณพลังไฟฟ้าตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี เป็นเป้าหมายขั้นต่ำ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ กกพ. กำกับดูแลการไฟฟ้าในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามขั้นตอนของประกาศ และระเบียบที่กำหนด ทั้งนี้ หากปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อมีผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ ให้ กกพ. เสนอผลการวิเคราะห์พร้อมข้อเสนอให้ กพช. พิจารณาต่อไป
3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปหารือร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อพิจารณาแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ในเขตพื้นที่ที่มีกฎหมายกำหนด
เรื่องที่ 8 การศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 ได้มีมติเรื่องข้อเสนอการปรับปรุงแนวทาง การแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG โดยเห็นชอบให้ชะลอการพิจารณาปรับราคาก๊าซ LPG ออกไปก่อน เนื่องจากปัจจุบันราคาน้ำมันอยู่ในระดับต่ำและสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศ ชะลอตัว ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาน้ำมันได้เปลี่ยนแปลงไป ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำมาพิจารณาในที่ประชุมใหม่อีกครั้ง และต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 ได้อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ สนพ. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการศึกษาวิจัย เรื่องการศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลว (LPG) ตามต้นทุนการผลิตที่แท้จริง
2. สนพ. ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาและได้คัดเลือกให้ บริษัท ดีลอยท์ ทู้ช โธมัทสุ ไชยยศ ที่ปรึกษา จำกัด (Deloitte Touche Tohmatsu) ร่วมกับ บริษัท เอ็นไวร์เทค คอนซัลแต้นท์ จำกัด เป็นผู้ดำเนินการ ซึ่งการศึกษาจะเริ่มในเดือนสิงหาคม 2552 และจะแล้วเสร็จภายใน 6 เดือน (180 วัน)
3. โครงการดังกล่าวมีวัตถุประสงค์ของการศึกษา เพื่อวิเคราะห์ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซ LPG ตามต้นทุนการผลิตที่แท้จริง และเพื่อกำหนดราคาขายก๊าซ LPG ในประเทศอย่างเป็นธรรมและเหมาะสม
สำหรับ ขอบเขตการศึกษาวิจัยประกอบด้วย (1) ศึกษาและรวบรวมข้อมูลเกี่ยวกับแหล่งวัตถุดิบก๊าซ LPG ในระดับประเทศและต่างประเทศ (2) ศึกษาวิจัยเทคโนโลยีและขบวนการ ผลิตก๊าซ LPG ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (3) ศึกษาวิจัยค่าใช้จ่ายและต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติในประเทศและต่างประเทศ เพื่อนำมาวิเคราะห์ต้นทุนเชิงเปรียบเทียบ (4) ศึกษาทบทวนระเบียบ กฎหมายและนโยบายที่เกี่ยวข้อง (5) เสนอแนะรูปแบบและโครงสร้างต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสม (6) วิเคราะห์ความต้องการ ความคาดหวัง และอิทธิพลของผู้ที่มีส่วนได้ ส่วนเสีย (Stakeholder Analysis) และ (7) เสนอแนะกลยุทธ์การบริหารจัดการผู้ที่มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Analysis) เพื่อลดอุปสรรค และเพิ่มแรงเสริมเพื่อพัฒนานโยบายการกำหนดราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้ คาดว่าผลที่ได้รับจากการศึกษาจะทำให้การกำกับดูแลราคาอยู่ในระดับที่เหมาะสม เป็นธรรมต่อประชาชน และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงที่ผลิตได้ในประเทศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ซึ่งกำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 เป็นต้นไป โดยให้ กฟผ. เป็นผู้เรียกเก็บเงินผ่านค่า Ft และจ่ายเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้รับทราบแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ซึ่งกำหนดให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้ารายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงิน ประจำปีเสนอต่อคณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนา ชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เรื่องเห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระ ราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจนแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน
2. ปัจจุบัน มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จจำนวน 72 กองทุน และอยู่ระหว่างดำเนินการจัดตั้งจำนวน 12 กองทุน โดย กฟผ. เรียกเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550 - มิถุนายน 2552 รวมทั้งสิ้น 3,539.74 ล้านบาท และได้โอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้า ที่จัดตั้งแล้วเสร็จจำนวน 2,936.38 ล้านบาท (หักภาษี ณ ที่จ่ายไว้ 1%) และส่วนที่เหลือ กฟผ. เก็บรักษาไว้จำนวน 603.36 ล้านบาท
3. คณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบ โรงไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2552 รับทราบความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงาน และรายงานงบการเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าจำนวน 21 กองทุน จาก 72 กองทุน และได้มอบหมายให้ สนพ. ประสานแจ้งให้พลังงานจังหวัดเร่งรัดให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าจัดส่งรายงานฯ ประจำปี 2551 ภายใน 15 วัน เพื่อรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป รวมทั้งได้เห็นชอบแผนงานติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า
4. ปัจจุบัน สนพ. ได้รับรายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าประจำปี 2551 จำนวน 38 และ 31 กองทุน ตามลำดับ และอยู่ระหว่างการติดตามรายงานฯ ในส่วนที่เหลือ รวมทั้งอยู่ระหว่างดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาฯ เพื่อช่วยดำเนินการตามแผนงานติดตามและประเมินผล การดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมีมติรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความคืบหน้าการดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจพลังงาน พ.ศ. 2550 กำหนดให้จัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าขึ้น ในสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นทุนสนับสนุนให้มีการให้บริการไฟฟ้าไปยังท้องที่ ต่างๆ อย่างทั่วถึง เพื่อกระจายความเจริญและพัฒนาชุมชนในท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผล กระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยโดยคำนึงถึงความสมดุลของทรัพยากรธรรมชาติและสร้าง ความเป็นธรรมให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า
2. การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีขั้นตอนการดำเนินการตามมาตราต่างๆ ดังนี้ (1) มาตรา 9(8) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบายในการนำส่ง เงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. (2) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ในการออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ นโยบายของ กพช. (3) มาตรา 26 กำหนดให้ก่อนการออกระเบียบ กกพ. จะต้องเปิดเผยสาระสำคัญของระเบียบ และเปิดโอกาสให้มีการแสดงความคิดเห็นตามกระบวนการรับฟังความเห็นที่ กกพ. กำหนด และ (4) มาตรา 11 วรรค 2 กำหนดให้ระเบียบที่ใช้บังคับเป็นการทั่วไปต้องประกาศในราชกิจจานุเบกษา ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า รวมทั้งข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. อุปสรรคที่มีผลต่อการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีดังนี้ (1) การกำหนดให้ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า นับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับ ใช้ และให้บริจาคเงินและทรัพย์สินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อใช้ในกิจการตามมาตรา 97(3) โดยให้นำกลับไปใช้ในท้องถิ่นนั้นๆ ซึ่งคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ามีความเข้าใจคลาดเคลื่อนว่าจะมีการ ยุบกองทุนรอบโรงไฟฟ้า และยึดอำนาจการบริหารและเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเดิมที่เหลืออยู่มาไว้ที่ ส่วนกลาง จึงรวมตัวจัดตั้งเครือข่ายกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อคัด ค้านการรวมกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเข้ากับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (2) ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้ามีภาระในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในส่วนของปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ใช้เองและที่ขายตรงให้กับ ลูกค้าบริเวณข้างเคียง (3) การกำหนดให้ปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อ ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงในการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้านั้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจึงไม่สามารถส่งผ่านภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าได้ และ (4) ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีจำนวนมาก ประกอบกับความเข้าใจที่คลาดเคลื่อน ส่งผลให้การยกร่างระเบียบเกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต้องดำเนินการด้วยความ ระมัดระวังและรอบคอบ
4. การดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่ผ่านมา สรุปได้ดังนี้ (1) สกพ. จัดการประชุมหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อหาแนวทางการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามมติ กพช. (2) ร่วมกับ สนพ. จัดการสัมมนาเรื่อง "แนวทางการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า" ซึ่งผู้เข้าร่วมสัมมนาส่วนมากเป็นกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า และได้รับข้อคิดเห็นที่เป็นประโยชน์ต่อการยกร่างระเบียบฯ เกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (3) ดำเนินการตามมติ กพช. โดยแต่งตั้ง "อนุกรรมการเตรียมการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและกำกับดูแลการดำเนินงานกอง ทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน" (4) จัดประชุมสัมมนาร่วมกับพลังงานจังหวัดในฐานะเลขานุการกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เรื่อง "แนวทางการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้ รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า" และ (5) ชี้แจงทำความเข้าใจกับแกนนำคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้านิคม อุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง และผู้นำชุมชนกองทุนรอบโรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าราชบุรีและราชบุรีเพาเวอร์ และผู้จัดการกองทุนฯ จังหวัดราชบุรี โดยได้รับทราบข้อกังวลในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เกี่ยวกับการยุบกองทุนรอบโรงไฟฟ้า งบประมาณที่จัดสรรให้กับแต่ละพื้นที่น้อยลง จำนวนเงินที่เข้ากองทุนลดลง และข้อสงสัยเกี่ยวกับอำนาจในการบริหารและอนุมัติโครงการ ตลอดจนการมีส่วนร่วมในการร่างระเบียบเกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้าของภาค ประชาชน
5. ปัจจุบัน สกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาและรวบรวมประเด็นเพื่อประกอบการยกร่างระเบียบกองทุน พัฒนาไฟฟ้า โดยมีแผนการดำเนินงานดังนี้ (1) จัดสัมมนาให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับ "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อให้ข้อมูลที่ถูกต้องกับสาธารณชน โดยเชิญผู้แทนจากจังหวัดที่มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไปเข้าร่วมสัมมนา รวมประมาณ 400 คน (2) ดำเนินการยกร่างระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยเปิดโอกาสให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในทุกภาคส่วนเข้ามามีส่วนร่วมตั้งแต่ เริ่มแรก และจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นทั้งในระดับพื้นที่และระดับประเทศก่อนการนำ ระเบียบไปประกาศใช้ คาดว่าระเบียบดังกล่าวจะมีผลบังคับใช้ประมาณเดือนมกราคม 2553 และ (3) ในการยกร่างระเบียบการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 (3) เพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรง ไฟฟ้า ซึ่งเป็นเรื่องที่ละเอียดอ่อนและต้องดำเนินการด้วยความรอบคอบ คาดว่าระเบียบฯ จะแล้วเสร็จและสามารถอนุมัติแผนงานโครงการของชุมชนได้ในราวเดือนเมษายน 2553
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 126 - วันจันทร์ที่ 10 สิงหาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2552 (ครั้งที่ 126)
วันจันทร์ที่ 10 สิงหาคม พ.ศ. 2552 เวลา 15.00 น.
ณ ห้องประชุม 3601 ชั้น 6 อาคารรัฐสภา 3
1.มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2552 นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ได้มอบนโยบายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการจัดทำมาตรการเพื่อบรรเทาผล กระทบจากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่ยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นซึ่งจะส่งผลกระทบ โดยตรงต่อค่าครองชีพของประชาชนและการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ของประเทศ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อ ประชาชนตามนโยบายของรัฐบาลขึ้น
2. ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบได้ปรับเพิ่มขึ้นอยู่ในระดับ 70 เหรียญสหรัฐฯ โดยยังมีแนวโน้มที่จะเพิ่มขึ้นอีกอยู่ในช่วง 75 - 90 เหรียญสหรัฐฯ จนถึงสิ้นปี 2552 เนื่องจากกองทุนการเก็งกำไรที่คาดการณ์ ถึงแนวโน้มเศรษฐกิจที่เริ่มมีสัญญาณการฟื้นตัว จึงส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ของประเทศปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 40.54, 34.94, 31.34, 30.54, 28.89 และ 26.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบัน มีการจัดเก็บภาษีประเภทต่างๆ ได้แก่ ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่ม รวมทั้งการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนประเภทต่างๆ คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันที่ 7 สิงหาคม 2552
4. นอกจากนี้ได้มีการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบายการ ส่งเสริมการผลิตพลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยกระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกของกองทุนน้ำมันฯ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันที่มีเอทานอลหรือไบโอดีเซลมากในระดับ ที่ต่ำกว่าน้ำมันที่มีเอทานอลหรือไบโอดีเซลน้อย เพื่อเป็นการจูงใจและส่งเสริมทั้งผู้ผลิตที่จะได้รับค่าการตลาดที่ สูงกว่าและผู้บริโภคที่จะได้รับราคาขายปลีกที่ต่ำกว่า
5. ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2552 ฐานะกองทุนน้ำมันฯสุทธิ 16,863 ล้านบาท (ทั้งนี้ยังไม่รวมถึงเงินที่กระทรวงการคลังจะต้องจ่ายคืนให้แก่กองทุน น้ำมันฯ จากการดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ของรัฐบาล ประมาณ 2,166 ล้านบาท) และฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2552 มีเงินสดเหลือ 14,856 ล้านบาท ทั้งนี้เมื่อพิจารณาการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบาย การส่งเสริมการผลิตพลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยอาศัยกลไกของกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารและจัดการพบว่ากองทุนน้ำมันฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 3,104 ล้านบาท/เดือน และกองทุนอนุรักษ์ฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 1,026 ล้านบาท/เดือน
6. กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายรัฐบาล โดยคำนึงถึงการบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชนครอบคลุมถึงภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรมและภาคการผลิต รวมทั้งภาคครัวเรือน โดยให้ความสำคัญกับการลดค่าครองชีพของประชาชนเป็นหลัก รวมทั้งการลดต้นทุนการผลิตเพื่อเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจโดยรวมของประเทศ ดังนี้
6.1 ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 2.00 บาท/ลิตร โดยอาศัยกลไกของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควบคู่ไปกับกลไกกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยการบริหารและจัดการ ดังนี้
(1) ยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของทั้งน้ำมัน เบนซินและน้ำมันดีเซล ที่ปัจจุบันเก็บอยู่ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.54 บาท/ลิตร
(2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.37 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 1.70 บาท/ลิตร เป็น 0.33 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 1.46 บาท/ลิตร
- การยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.54 บาท/ลิตร ตามข้อ ควบคู่ไปกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1.46 บาท/ลิตร ตามข้อ (2) รวมกันแล้วจะทำให้สามารถลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงได้ 2.00 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.37 บาท/ลิตร จะส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง ประมาณ 1,002 ล้านบาท/เดือน
(3) เพื่อจูงใจและส่งเสริมผู้ผลิต โดยให้มีค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 สูงกว่าน้ำมันดีเซล รวมทั้งจูงใจผู้ใช้น้ำมัน โดยทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่า น้ำมันดีเซล จึงจำเป็นต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีก 0.58 บาท/ลิตร จากปัจจุบันซึ่งชดเชยอยู่ 0.23 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.81 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล 1.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 421 ล้านบาท/เดือน
(4) เพื่อไม่ให้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลกระทบต่อเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ จึงต้องปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 95 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 7.00 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร และน้ำมันเบนซิน 91 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 5.70 บาท/ลิตร เป็น 6.20 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงขึ้นประมาณ 123 ล้านบาท/เดือน โดยที่การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันทั้ง 2 ประเภท จะไม่ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้น เนื่องจากการปรับเพิ่มจะทำพร้อมไปกับการยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของน้ำมันเบนซิน ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร เช่นเดียวกัน ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล การปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวมลดลงประมาณ 1,300 ล้านบาท/เดือน
6.2 ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) กระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกการกำหนดราคาขายส่งให้คงที่ในระดับ 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 10.99 บาท/กก. เพื่อทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ในระดับราคาประมาณ 18.13 บาท/กก. ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศต่ำกว่าต้นทุนการนำเข้าที่ปัจจุบันอยู่ในระดับประมาณ 550 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 18.59 บาท/กก. ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG ขาดแรงจูงใจในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ระดับ 350,000 ตัน/เดือน จะไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ ในระดับประมาณ 74,000 ตัน/เดือน โดยเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเฉลี่ยประมาณ 10.00 บาท/กก. ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 1 ปี คาดว่าจะเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 740 ล้านบาท/เดือน
6.3 มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อ เป็นทางเลือก โดยเฉพาะในกลุ่มของรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน จำนวนรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนเป็น NGV ประมาณ 30,000 คัน โดยรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ LPG กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดให้มีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวนประมาณ 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV ซึ่งมีค่าใช้จ่ายประมาณ คันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่สามารถช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
6.4 ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) กระทรวงพลังงานเห็นว่า NGV เป็นต้นทุนที่สำคัญต่อราคาสินค้าอุปโภคบริโภคที่ส่งผลต่อค่าครองชีพของ ประชาชน และต้นทุนที่สำคัญต่อภาคขนส่ง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ประกอบกับ ปัจจุบันราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มอบหมายให้ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดและจัดทำแผนการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่ง เสริมการใช้ NGV อย่างต่อเนื่องเพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนอย่างยั่งยืน ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นควรที่จะตรึงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 8.50 บาท/กก. ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 ปี (ส.ค. 52 - ส.ค. 53)
เพื่อไม่ให้การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวกระทบต่อแผนการขยายเครือข่าย และส่งเสริมการใช้ NGV ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ การกำหนดราคา NGV โดยขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550 - 2551 ในระดับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไปจึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง กระทรวงพลังงาน เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานรับไปดำเนินการชดเชยราคาขาย ปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า นอกจากนั้นการดำเนินการชดเชยดังกล่าวจะต้องคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย พร้อมทั้งมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่าย รวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
6.5 มาตรการตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ปัจจุบันค่า Ft ที่ประชาชนต้องจ่ายจะอยู่ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ซึ่งประกอบด้วย ค่า Ft คงที่ 46.83 สตางค์/หน่วย และค่า Ft ที่เปลี่ยนแปลงไป (เดลต้า Ft) 45.72 สตางค์/หน่วย โดยปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้รับภาระค่า Ft แทนประชาชนประมาณ 20,000 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้มีมาตรการตรึงค่า Ft เพื่อเป็นการลดภาระของประชาชน และเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันให้กับภาคอุตสาหกรรมตามที่ภาค อุตสาหกรรมได้ร้องขอ โดยกระทรวงพลังงานจะประสานการดำเนินการตามนโยบายดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับ กิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในรายละเอียดกับ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในทางปฏิบัติสามารถดำเนินการได้โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวจะทำให้สามารถคงค่า Ft ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ได้จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ทั้งนี้การตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. คิดเป็นวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท
6.6 การตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ การดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของ รัฐบาล โดยเฉพาะในประเด็นการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 2 บาท/ลิตร และ 0.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ จำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน และสถานีบริการ เนื่องจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง ผู้ผลิตจะส่งเงินเข้ากองทุนฯ พร้อมกับชำระภาษีสรรพสามิต ก่อนที่จะมีการขนส่งไปจำหน่ายในคลังน้ำมันและสถานีบริการทั่วประเทศ ดังนั้น น้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมันและสถานีบริการ จึงเป็นน้ำมันที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้วทั้งสิ้น เมื่อมีการลดอัตราเงินกองทุนฯ จะไม่มีผลย้อนหลังไปยังน้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมัน และสถานีบริการ ซึ่งส่งเงินเข้ากองทุนฯ ไปแล้วในอัตราเดิม ทำให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการเกิดผลการขาดทุนจากน้ำมันคงเหลือที่ ซื้อมาในราคาสูง มาลดราคาจำหน่ายตามอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ที่ลดลง ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการจะลดปริมาณน้ำมันคงเหลือที่ซื้อมาในราคา เก่าให้เหลือน้อยที่สุด หรือหยุดจำหน่ายชั่วคราว อาจทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันได้
เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว จะต้องมีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และ มีการชดเชยผลการขาดทุนให้แก่ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการ ซึ่งสามารถดำเนินการได้ โดยใช้อำนาจนายกรัฐมนตรีตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ../2552 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อนำเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาลงนามและเพื่อให้การดำเนินการดังกล่าวเป็นไป อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงมหาดไทย รวมทั้งสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการต่อไป
7. ประมาณการวงเงินเพื่อสนับสนุนการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้าน พลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาลตามข้อ 6 คาดว่ามีวงเงินเพื่อการสนับสนุน ดังนี้
7.1 กองทุนน้ำมันฯ ใช้เงินสนับสนุนจำนวนทั้งสิ้น 29,280 ล้านบาท แบ่งเป็น 1) ลดราคาน้ำมันดีเซลจำนวน 1,300 ล้านบาท/เดือน 2) ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG จำนวน 740 ล้านบาท/เดือน 3) ตรึงราคา NGV จำนวน 300 ล้านบาท/เดือน และ 4)โครงการเปลี่ยนแท็กซี่เป็น NGV 30,000 คัน ภายใน 4 เดือน จำนวน 300 ล้านบาท/เดือน อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ ประมาณ 3,104 ล้านบาท/เดือน กรณีที่ต้องสนับสนุนมาตรการดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง 2,640 ล้านบาท/เดือน เหลือเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 464 ล้านบาท/เดือน เพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบายการส่งเสริมการผลิต พลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ตามข้อ 4 รวมทั้งสำรองไว้เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
7.2 กฟผ. รับภาระการยืดเวลาการจ่ายคืนค่า Ft ของประชาชนประมาณ 10,000 ล้านบาท
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ที่ประชุมได้หยิบยกประเด็นภาระของกองทุนหากราคาน้ำมันปรับขึ้นมากกว่า 70 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ขึ้นมาพิจารณา ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า มาตรการตรึงราคา NGV จะไม่ทำให้เกิดภาระเพิ่มขึ้น เนื่องจากมาตรการได้กำหนดให้ ปตท. สามารถทยอยปรับราคาขึ้นได้ประมาณ 2 บาท/กก. ส่วนกรณีการตรึงราคาก๊าซ LPG หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นเป็น 80 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น เป็นประมาณ 600 - 650 เหรียญสหรัฐ/ตัน และทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 2 - 3 บาท/กก. จากปัจจุบันที่กองทุนน้ำมันฯ ได้จ่ายชดเชยอยู่ที่ 10 บาท/กก.นอกจากนี้ถ้าราคาน้ำมันเพิ่มขึ้นผู้ใช้น้ำมันจะหันมาใช้ก๊าซ LPG เพิ่มมากขึ้นซึ่งทำให้ต้องมีการนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นด้วย และกองทุนน้ำมันฯ อาจมีภาระเพิ่มขึ้น เพราะราคาก๊าซ LPG จะผันแปรตามราคาน้ำมัน แต่อย่างไรก็ตามมาตรการเปลี่ยนเป็นรถแท็กซี่ NGV จะลดการใช้ LPG ได้ และในเดือนมิถุนายน 2553 โรงแยกก๊าซที่ 6 จะเปิดเดินเครื่องซึ่งจะทำให้กำลังผลิตก๊าซ LPG ในประเทศเพิ่มขึ้น การนำเข้าก๊าซ LPG จะลดลง และจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ ลดลงได้
2.รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงในส่วนความพร้อมของสถานีบริการและบริการอื่นๆ เพื่อรองรับมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ ที่จะมีผู้ใช้ NGV เพิ่มขึ้นว่าปัจจุบันกระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการตามแผนขยายสถานีบริการ NGV และเครือข่ายเพื่อเตรียมรองรับนโยบายดังกล่าวแล้ว
3.ประธานฯ ได้สอบถามข้อดีและข้อเสียกรณีปรับลดเงินส่งเฉพาะกองทุนอนุรักษ์ฯ ทั้งหมด โดยไม่ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า ปัจจุบันกองทุนอนุรักษ์ฯ มีภาระผูกพันค่อนข้างมาก หากลดการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ มากเกินไปอาจทำให้มีผลกระทบต่อฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ในการจ่ายชดเชยการจ่ายหนี้ผูกพันและการพัฒนาส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้
4.ประธานฯ สอบถามเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ที่ได้จัดเก็บไว้แล้วจำนวน 7,596 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่าจะนำเสนอแนวทางการบริหารเงินดังกล่าวในการประชุม กพช. ในวันที่ 24 สิงหาคม 2552
5.ปลัดกระทรวงพลังงานได้เสนอความเห็นว่า ขอให้ที่ประชุมฯ มีมติให้โอนเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บไว้เพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งที่ได้จัดเก็บ ไว้แล้วประมาณ 7,596 ล้านบาท มาสมทบกับเงินสำหรับส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และลดอัตราจัดเก็บเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลสำหรับส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานจากที่เก็บอยู่ 0.25 บาท/ลิตร เหลือ 0.05 บาท/ลิตร และภายหลังระยะเวลา 1 ปี ให้กลับมาจัดเก็บในอัตราเดิม คือ 0.25 บาท/ลิตร ทั้งนี้เนื่องจากตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี จะต้องมีมาตรการในการส่งเสริมพลังงานทดแทนจำนวนมาก ซึ่งจะต้องใช้เงินจำนวนมากเพื่อผลักดันให้เป็นไปตามเป้าหมาย ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องใช้เงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ จำนวนนี้มาสนับสนุน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล ดังนี้
1.1 ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 2.00 บาท/ลิตร โดยอาศัยกลไกของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควบคู่ไปกับกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยการบริหารและจัดการ ดังนี้
(1) ยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของทั้งน้ำมัน เบนซินและน้ำมันดีเซล ที่ปัจจุบันเก็บอยู่ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร และให้โอนเงินที่ได้จัดเก็บไว้แล้วในส่วนนี้ประมาณ 7,596 ล้านบาท มาสมทบกับเงินสำหรับส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และลดอัตราจัดเก็บเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลสำหรับส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานจากที่เก็บอยู่ 0.25 บาท/ลิตร เหลือ 0.05 บาท/ลิตร เป็นระยะเวลา 1 ปี จนถึงสิ้นเดือนสิงหาคม 2553 หลังจากนั้นให้กลับมาจัดเก็บในอัตราเดิม คือ 0.25 บาท/ลิตร รวมลดอัตราเงินเก็บเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.75 บาท/ลิตร
(2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.17 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 1.70 บาท/ลิตร เป็น 0.53 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 1.25 บาท/ลิตร การยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.75 บาท/ลิตร ตามข้อ (1) ควบคู่ไปกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1.25 บาท/ลิตร ตามข้อ (2) รวมกันแล้วจะทำให้สามารถลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงได้ 2.00 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.17 บาท/ลิตร จะส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง ประมาณ 856 ล้านบาท/เดือน
(3) เพื่อจูงใจและส่งเสริมผู้ผลิต โดยให้มีค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 สูงกว่าน้ำมันดีเซล รวมทั้งจูงใจผู้ใช้น้ำมัน โดยทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล จึงจำเป็นต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีก 0.58 บาท/ลิตร จากปัจจุบันซึ่งชดเชยอยู่ 0.23 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.81 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล 1.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 421 ล้านบาท/เดือน
(4) เพื่อไม่ให้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลกระทบต่อเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ จึงต้องปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 95 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 7.00 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร และน้ำมันเบนซิน 91 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 5.70 บาท/ลิตร เป็น 6.20 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงขึ้นประมาณ 123 ล้านบาท/เดือน โดยที่การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันทั้ง 2 ประเภท จะไม่ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้น เนื่องจากการปรับเพิ่มจะทำพร้อมไปกันกับการยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของน้ำมันเบนซิน ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร เช่นเดียวกัน ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวมลดลงประมาณ 1,154 ล้านบาท/เดือน
1.2 ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553)
กระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกการกำหนดราคาขายส่งให้คงที่ในระดับ 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 10.99 บาท/กก. เพื่อทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศต่ำกว่าต้นทุนการนำเข้าที่ปัจจุบันอยู่ในระดับประมาณ 550 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 18.59 บาท/กก. ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG ขาดแรงจูงใจในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ระดับ 350,000 ตัน/เดือน จะไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ ในระดับประมาณ74,000 ตัน/เดือน โดยเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเฉลี่ยประมาณ 10.00 บาท/กก. ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 1 ปี คาดว่าจะเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 740 ล้านบาท/เดือน
1.3 มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่
กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นทางเลือก โดยเฉพาะในกลุ่มของรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน จำนวนรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนเป็น NGV ประมาณ 30,000 คัน โดยรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ LPG กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดให้มีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวนประมาณ 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV ซึ่งมีค่าใช้จ่ายประมาณ คันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่สามารถช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
1.4 ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553)
กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า NGV เป็นต้นทุนที่สำคัญต่อราคาสินค้าอุปโภคบริโภคที่ส่งผลต่อค่าครองชีพของ ประชาชน และต้นทุนที่สำคัญต่อภาคขนส่ง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ประกอบกับ ปัจจุบันราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มอบหมายให้ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดและจัดทำแผนการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่ง เสริมการใช้ NGV อย่างต่อเนื่องเพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนอย่างยั่งยืน ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นควรที่จะตรึงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 8.50 บาท/กก. ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 ปี (ส.ค. 52 - ส.ค. 53)
เพื่อไม่ให้การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว กระทบต่อแผนการขยายเครือข่ายและส่งเสริมการใช้ NGV ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550 - 2551 ในระดับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และ ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไปจึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นควร มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานรับไปดำเนินการชดเชยราคาขาย ปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกันกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า นอกจากนั้นในการดำเนินการชดเชยดังกล่าวจะต้องคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย และมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
1.5 มาตรการตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553
ปัจจุบันค่า Ft ที่ประชาชนต้องจ่ายจะอยู่ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ซึ่งประกอบด้วย ค่า Ft คงที่ 46.83 สตางค์/หน่วย และค่า Ft ที่เปลี่ยนแปลงไป (เดลต้า Ft) 45.72 สตางค์/หน่วย โดยปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้รับภาระค่า Ft แทนประชาชนประมาณ 20,000 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้มีมาตรการตรึงค่า Ft เพื่อเป็นการลดภาระของประชาชน และเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันให้กับภาคอุตสาหกรรมตามที่ภาค อุตสาหกรรมได้ร้องขอ โดยกระทรวงพลังงานจะประสานการดำเนินการตามนโยบายดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับ กิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในรายละเอียดกับ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในทางปฏิบัติก็สามารถดำเนินการได้โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวจะทำให้สามารถคงค่า Ft ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ได้จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ทั้งนี้ การตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. คิดเป็นวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท
1.6 การตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ
การดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของ รัฐบาล โดยเฉพาะในประเด็นการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 2 บาท/ลิตร และ 0.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ จำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน และสถานีบริการ เนื่องจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง ผู้ผลิตจะส่งเงินเข้ากองทุนฯ พร้อมกับชำระภาษีสรรพสามิต ก่อนที่จะมีการขนส่งไปจำหน่ายในคลังน้ำมันและสถานีบริการทั่วประเทศ ดังนั้น น้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมันและสถานีบริการ จึงเป็นน้ำมันที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้วทั้งสิ้น เมื่อมีการลดอัตราเงินกองทุนฯ จะไม่มีผลย้อนหลังไปยังน้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมัน และสถานีบริการ ซึ่งส่งเงินเข้ากองทุนฯ ไปแล้วในอัตราเดิม ทำให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการเกิดผลการขาดทุนจากน้ำมันคงเหลือที่ ซื้อมาในราคาสูง มาลดราคาจำหน่ายตามอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ที่ลดลง ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการจะลดปริมาณน้ำมันคงเหลือที่ซื้อมาในราคา เก่าให้เหลือน้อยที่สุด หรือหยุดจำหน่ายชั่วคราว อาจทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันได้
เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว จะต้องมีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และมีการชดเชยผลการขาดทุนให้แก่ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการ ซึ่งสามารถดำเนินการได้ โดยใช้อำนาจนายกรัฐมนตรีตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ../2552 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อนำเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาลงนาม
เพื่อให้การดำเนินการดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงมหาดไทย รวมทั้งสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปดำเนินการปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง ตามข้อ 1 ภายใน 1 สัปดาห์ หลังจากที่คณะรัฐมนตรีได้พิจารณาให้ความเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ