มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2555 (ครั้งที่ 142)
วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)

2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย

3.แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ

4.หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility

5.พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ

6.ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) เพื่อความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้าในอนาคต กระตุ้นการลงทุนด้านพลังงาน สร้างความเชื่อมั่นให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า รวมทั้งให้เห็นภาพการสนองตอบนโยบายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคการ ผลิตไฟฟ้า โดยมุ่งเน้นความมั่นคงของกำลังการผลิตไฟฟ้าควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวด ล้อม การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อน ร่วม (Cogeneration)

2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแผนแก้ไขปัญหาระยะสั้น (ปี 2554 - 2562) เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงกว่าที่พยากรณ์ไว้ตามแผน PDP 2010 และมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งปัญหาความล่าช้าของโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP) จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ดังนี้ (1) เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. (2) ปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) และ (3) เร่งโครงการโรงไฟฟ้าวังน้อยหน่วยที่ 4 (800 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. ให้แล้วเสร็จเร็วขึ้นจากแผนเดิมอีก 3 เดือน

3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 โดยเห็นชอบแผนการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี เพื่อทบทวนมาตรการด้านความปลอดภัยภายหลังเกิดอุบัติเหตุในโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ฟุกุชิมา จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553- 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ดังนี้ (1) ปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี ทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวม 4 โรง และเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิงเข้ามาทดแทนตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 และ (2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานเพื่อ รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นให้เหมาะสมต่อไป

4. เหตุผลในการปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)

4.1 เมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายการดำเนินการพัฒนาประเทศ ซึ่งจะส่งผลต่อทิศทางนโยบายเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในอนาคต กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ และเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล ในด้านการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานสามารถสร้างรายได้ให้ ประเทศ เพิ่มการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาให้เป็นศูนย์กลางธุรกิจ พลังงานของภูมิภาค สร้างเสริมความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งให้มีการกระจายแหล่งและประเภทพลังงานใหม่ให้มีความหลากหลาย การส่งเสริมการผลิต การใช้ และพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี รวมทั้ง ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี

4.2 ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012 - 2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EE 20 ปี) ซึ่งคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 มีมติเห็นชอบ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดย (1) ให้นำพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมาทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล และการนำเข้าน้ำมันอย่างยั่งยืนในอนาคต โดยแผน AEDP ได้ตั้งเป้า หมายเพิ่มสัดส่วนทดแทนพลังงานไฟฟ้า จากเดิม 6% เป็น 10% และ (2) ให้ความสำคัญกับอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า โดยแผน EE 20 ปี ได้ตั้งเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า จำนวน 96,653 กิกะวัตต์-ชั่วโมง ในปี 2573

4.3 การลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน โดยให้มีการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในประเทศ การรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ และการกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม กำหนดนโยบายให้คงสัดส่วนปริมาณ CO2 Emission ไม่เกิน 0.386 kgCO2/kWh ที่กำหนดไว้เดิมตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2

5. แนวทางการดำเนินการและสมมติฐานในการจัดทำ

5.1 จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดย (1) ใช้ค่า GDP และ GRP ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งได้ประมาณการความต้องการไฟฟ้าใหม่ตามแผนการกระตุ้นเศรษฐกิจตามนโยบาย รัฐบาล และผลกระทบจากอุทกภัยที่เกิดขึ้น (2) วิธีการประมาณการณ์ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า โดยใช้แบบจำลอง End Use Model (ศึกษาจากพฤติกรรมการใช้ การขยายตัวของครัวเรือน และประสิทธิภาพของอุปกรณ์ไฟฟ้า) การกำหนดเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EE 20 ปี การพยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุดโดยใช้ Load Profile ของปี 2550 และคำนึงถึงการใช้รถยนต์ไฟฟ้าในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า มีมติเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ ดังนี้ (1) ค่า GDP ชุดวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 (พิจารณาผลกระทบจากอุทกภัยแล้ว)

(2) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 แบ่งเป็น กรณี Base ที่ 40% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 40%) กรณี Low ที่ 60% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 60%) และกรณี High ที่ 20% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 20%)

5.2 สมมติฐานในการจัดทำ แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้

5.2.1 ด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยเลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ด้วยพิจารณาความมั่นคงระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ เนื่องจากเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ยังไม่มีแผนปฏิบัติการและแผนการติดตามประเมินผลอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจนรอง รับ ซึ่งอาจจะส่งผลต่อความแม่นยำของค่าพยากรณ์ในระยะยาวได้

5.2.2 ด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย ดังนี้ (1) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) (2) การจัดหาไฟฟ้าในอนาคต ได้แก่ การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด ปี 2555-2564 จะพิจารณาปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบแผน AEDP ปี 2565-2573 จะขยายปริมาณพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งนำกำลังผลิตไฟฟ้าของ VSPP และ SPP ที่ยื่นเสนอขายจริง มีความพร้อม และกำลังผลิตตามโครงการพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. มาประกอบการพิจารณา (3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ลดสัดส่วนจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 จากไม่เกินร้อยละ 10 ลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 เพื่อเตรียมความพร้อมด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์ และสร้างการยอมรับจากประชาชน(4) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน พิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชนและเป้าหมายการลด CO2 และ (5) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน

5.2.3 ด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP (พ.ศ. 2555-2564) และในปี 2565-2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ (3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน EE ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้า เพื่อวางแผนการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคพลังงานต่อไป โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน

6. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)

6.1 การพยากรณ์ความต้องการการใช้พลังงาน ในช่วง ปี 2555-2573 สรุปได้ดังนี้

6.2 กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2555-2573 เพิ่มขึ้น 55,130 เมกะวัตต์ เมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2573

(หน่วย: เมกะวัตต์)

6.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2573 รวม 55,130 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า

(หน่วย : เมกะวัตต์)

6.4 เปรียบเทียบผลการจัดหาพลังงานไฟฟ้าปี 2573 ตามแผน PDP

7. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ได้มีมติ (1) เห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ที่ร้อยละ 20 (EE 20%) ของแผน EE 20 ปี (2) เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และ (3) เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปดำเนินการจัดสัมมนาการรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้จัดสัมมนาระดมความคิดเห็น "การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)" ที่กรุงเทพฯ มีผู้เข้าร่วมสัมมนารวม 252 คน ประกอบด้วย หน่วยงานราชการ/รัฐวิสาหกิจนักวิชาการ/ผู้ทรงคุณวุฒิ/องค์กร/NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไป ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาความเห็นและข้อเสนอแนะจากการจัดสัมมนาระดมความคิดเห็นเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 และมีมติเห็นชอบให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ เสนอ กพช. เพื่อประกอบการพิจารณาแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3

8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ

8.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ในปี 2559 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3 เห็นควรเร่งจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม (ขนาด 748 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2559 และจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ใกล้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมเพื่อรองรับ ก๊าซธรรมชาติที่ได้จากการผลิตก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2555 บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ขนาดกำลังผลิตประมาณ 900 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าในปี 2559 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าขนอมของบริษัท EGCO ที่จะหมดอายุสัญญาลงในปีเดียวกัน เนื่องจาก (1) พื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมมีศักยภาพสูงที่จะใช้เป็นพื้นที่สำหรับพัฒนาโรงไฟฟ้า ใหม่ประเภทพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle Power Plant) ด้วยมีพื้นที่ว่างและมีระบบโครงสร้างพื้นฐานพร้อม (ระบบสายส่งไฟฟ้าแรงสูงระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและการพัฒนาแหล่งน้ำดิบ) (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นมาทดแทน ได้รับการอนุมัติการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ แล้ว (3) โรงไฟฟ้าขนอมปัจจุบันได้รับการยอมรับจากคนในพื้นที่เป็นอย่างดีตลอดเวลา 16 ปี และ (4) การมีโรงไฟฟ้าใหม่ในที่เดิมจะช่วยเสริมให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมที่เป็น แหล่งผลิต LPG แห่งเดียวของภาคใต้สามารถผลิต LPG ได้อย่างต่อเนื่อง ลดการชดเชยการนำเข้า LPG จากต่างประเทศประมาณปีละ 6,000 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท EGCO เนื่องจากมีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน พื้นที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า และมีสัมพันธ์ที่ดีกับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าซึ่งจะเป็นการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ โรงไฟฟ้าเดิมที่มีอยู่แล้ว

8.2 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (IPP) ในช่วงปี 2564-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า IPP รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าเอกชนในปี 2550 โดยใช้วิธีเปิดประมูลแข่งขัน (Bidding) (2) การจัดสรรปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าให้ใช้ประมาณการความต้องการกำลังการผลิต ไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ที่เข้าระบบตั้งแต่ปี 2564 - 2573 รวมประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีตามความเหมาะสม กับความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ (3) เงื่อนไขและลักษณะโครงการประกอบด้วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Base load หรือผลิตไฟฟ้าตามที่ กฟผ. สั่งการ ให้ผู้ยื่นข้อเสนอใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและเสนอสถาน ที่ตั้งโรงไฟฟ้าในประเทศไทย ทั้งนี้ ผู้ผลิตไฟฟ้าต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (4) กำหนดคุณสมบัติของ IPP โดยต้องมีประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้า มีฐานะทางการเงินมั่นคง สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนินการในเงื่อนไขที่ดีได้ ไม่อนุญาตให้รัฐวิสาหกิจเข้าร่วมการยื่นข้อเสนอโดยตรง หรือร่วมกับบริษัทอื่นที่ยื่นข้อเสนอ และบริษัทหรือกลุ่มบริษัทใดๆ ที่รัฐวิสาหกิจถือหุ้นโดยตรงหรือโดยอ้อมจะสามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เมื่อสัดส่วนการถือหุ้นและ/หรือการควบคุมโดยรัฐวิสาหกิจในบริษัท/กลุ่ม บริษัทนั้นไม่เกินร้อยละ 50 และข้อจำกัดข้างต้น ให้มีผลทางปฏิบัติตั้งแต่วันยื่นประมูลจนหมดวันสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (5) อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งเป็น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) เป็นค่าพลังไฟฟ้าที่ครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา และค่าอะไหล่ ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริงตามที่โรงไฟฟ้าใช้และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปร ในการผลิตและการบำรุงรักษา และ (6) มอบให้ กกพ. ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอ รวมทั้งเสนอผลการเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป

8.3 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (SPP Cogeneration) ในช่วงปี 2563-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้ กกพ. รับไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration ในปี 2552 (2) เห็นควรกำหนดเป้าหมายพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ปริมาณ 1,350 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ (3) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพและจูงใจให้มีการ ผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติในการผลิตไฟฟ้า ให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด (5) ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้งประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน และ (6) ให้กระทรวงพลังงานเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซธรรมชาติโดยผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)

2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมตามที่บริษัท EGCO เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งพิจารณากรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และ SPP รอบใหม่ (ตามข้อ 8.2 และข้อ 8.3) ให้เป็นไปอย่างเหมาะสมและสอดคล้องกับระยะเวลาตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3

3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและออกประกาศเชิญชวนต่อไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ

4. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 มิถุนายน 2558 และตุลาคม 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (289 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2561 ตามลำดับ

2. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบ Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้วเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน และวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ตามลำดับ ต่อมาเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2553 ได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ รวมทั้งได้มีการลงนามกำกับร่าง PPA (Initial) ตามความเห็นของอัยการสูงสุดเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2555 แล้ว

3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย จะใช้เงื่อนไขแบบเดียวกับร่างโครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่ ซึ่งมีพื้นฐานจากร่าง PPA ฉบับ Initial เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นต้นแบบ และได้นำความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ที่มีต่อร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 มาปรับแก้ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้านได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้ว

4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท SK Engineering & Construction จำกัด (SKEC) (26%) บริษัท Korea Western Power จำกัด (KOWEPO) (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (24%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงจำปาสัก ตอนใต้ของ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างกักเก็บน้ำ โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ (3 x 130 เมกะวัตต์) กำลังผลิต ณ จุดส่งมอบ 354 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,575 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,552 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 23 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าในฝั่ง สปป. ลาว จากโครงการ ถึง สฟ. ปากเซ (สปป. ลาว) ขนาด 230 กิโลโวลท์ ระยะทาง 110 กิโลเมตร สฟ. จากปากเซ ถึง ชายแดนไทย - สปป. ลาว ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 60 กิโลเมตร และในฝั่งไทย จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุบลราชธานี 3 ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 75 กิโลเมตร

5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

5.1 คู่สัญญา คือ กฟผ. และ Xe-Pian Xe-Namnoy Power Company Limited (PNPC : ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา และ Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2555 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน

5.2 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.ปากเซ และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.ปากเซ ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.

5.3 อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว (1) ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ระหว่าง Unit Operation Period เท่ากับ 2.7806 US¢ + 0.9176 บาทต่อหน่วย (กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) และ (3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป Primary Energy (PE) เท่ากับ 3.7075 US¢ + 1.2235 บาทต่อหน่วย Secondary Energy (SE) เท่ากับ 1.4682 บาทต่อหน่วย และ Excess Energy (EE) เท่ากับ 1.3459 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้

5.4 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ ทั้งนี้ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย

6. เงื่อนไขสำคัญที่ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย แตกต่างจากร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่

6.1 ประเด็น Definition ของ "Debt" และ "Repayment Schedule" โดยปรับปรุงคำจำกัดความของคำว่า "Debt" และ "Repayment Schedule" ให้รวมค่าก่อสร้างในการยกระดับแรงดัน (upgrade) สฟ.ปากเซ จาก 230 kV เป็น 500 kV เหตุผล คือ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ส่งไฟฟ้าผ่าน สฟ.ปากเซ ซึ่งในระยะแรกที่มีเพียงโครงการเดียวจะจ่ายไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV แต่เมื่อมีโครงการใหม่เข้ามาใช้งานเพิ่มขึ้น (Third Party Projects) Generator มีหน้าที่ยกระดับแรงดันเป็น 500 kV ซึ่งค่าก่อสร้างดังกล่าวถือเป็นส่วนหนึ่งของ Debt

6.2 ประเด็นการให้ความเห็นชอบของ สปป. ลาว โดย (1) เพิ่มเงื่อนไขให้ Generator นำส่งมติของ National Assembly Standing Committee (NASC) ซึ่งมีสาระสำคัญว่า (1) NASC เห็นชอบ Concession Agreement (CA), แบบฟอร์ม GOL Undertaking และการออก GOL Undertaking ให้ กฟผ. โดยรัฐบาล สปป. ลาว (2) NASC ยกเว้นบางเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking ไม่ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย สปป. ลาว โดย Generator ต้องนำส่งมติดังกล่าวให้ กฟผ. ภายใน 180 วัน นับจากวันลงนามสัญญา เหตุผล เพื่อเป็นหลักฐานยืนยันแก่ กฟผ. ว่า NASC ได้มีมติเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว และ (2) เพิ่มเงื่อนไขว่า กรณีที่ National Assembly (NA) ไม่รับรองมติของ NASC ข้างต้นหรือกลับคำรับรองมติของ NASC ดังกล่าวในภายหลัง หรือ NASC กลับหรือยกเลิกมติที่ได้ออกมาแล้วให้ถือว่าเป็น Lao Change-in-Law เหตุผล NA จะมีการประชุมปีละ 2 ครั้ง นอกสมัยประชุม NASC จะปฏิบัติหน้าที่แทน และรายงานต่อ NA เพื่อรับทราบ และ/หรือรับรองมติของ NASC ในภายหลัง ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2553 สปป. ลาว ได้ออกกฎหมายใหม่ซึ่งให้อำนาจ NA ยกเลิกมติของ NASC ได้ ดังนั้น เพื่อลดความเสี่ยงและผลกระทบของ กฟผ. จากการที่ NA หรือ NASC ยกเลิกมติของ NASC ที่เกี่ยวกับ CA และ PPA กฟผ. จึงได้เจรจาขอเพิ่มเงื่อนไขให้กรณีดังกล่าวเป็น Lao Change-in-Law

6.3 ประเด็นการรับประกันของ Generator โดยปรับปรุงเงื่อนไขให้ Generator รับประกันแก่ กฟผ. ว่า Generator จะตรวจสอบว่ามีกฎหมาย สปป. ลาว ฉบับใดบ้างที่ไม่สอดคล้องหรือเป็นอุปสรรคต่อการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ของคู่สัญญา และ Generator จะนำรายชื่อกฎหมายนั้นมาบรรจุไว้ใน CA เพื่อกำหนดให้เป็นกฎหมาย สปป. ลาว ที่ได้รับการยกเว้นให้ไม่ต้องปฏิบัติตาม ในกรณีที่ Generator ผิดเงื่อนไขการรับประกันในข้อนี้ กฟผ. จะได้รับการบรรเทาความเสียหาย ตามที่กำหนดไว้ในสัญญา เหตุผล เพื่อให้มั่นใจว่า Generator ได้ตรวจสอบกฎหมาย สปป. ลาว ที่เกี่ยวข้องกับการปฏิบัติตามเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking อย่างถี่ถ้วนแล้ว และนำเสนอ NA หรือ NASC เพื่อขอยกเว้นการปฏิบัติตามกฎหมายเหล่านั้น ซึ่งหาก Generator ไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขนี้ Generator จะต้องรับผิดชอบผลกระทบที่เกิดแก่ กฟผ.

6.4 ประเด็นการใช้สถานีไฟฟ้าและระบบส่งเชื่อมโยงฝั่งลาวร่วมกัน ได้แก่ (1) ปรับปรุงเงื่อนไขให้สอดคล้องกับการที่โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย เป็นโครงการแรกที่ใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงจาก สฟ. ปากเซ มายังจุดรับซื้อไฟฟ้าชายแดนไทย- สปป. ลาว เหตุผล โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ใช้งานระบบส่งดังกล่าว จึงต้องมีหน้าที่ในการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา ที่แตกต่างจากโครงการน้ำงึม 3 ซึ่งจะเข้าใช้งาน สฟ. นาบง ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และ (2) เพิ่มเงื่อนไขเพื่อให้โครงการใหม่สามารถเข้ามาใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาวร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยได้ เหตุผล เพื่อมิให้เกิดปัญหาเช่นเดียวกับกรณี สฟ. นาบง จึงมีข้อสัญญาให้โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ต้องยินยอมให้โครงการใหม่สามารถเข้าใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ได้ โดยให้มีการเจรจาจัดทำข้อตกลงเกี่ยวกับการใช้งานร่วมกันและการแบ่งค่าใช้ จ่ายระหว่างโครงการ ซึ่งจะเป็นเอกสารแนบของ CA

6.5 ประเด็นรัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ Generator Subsystems โดยตัดเงื่อนไขเกี่ยวกับการที่รัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ ก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา Generator Subsystems ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน เช่น ระบบส่งเชื่อมโยง ระบบสื่อสาร ระบบป้องกัน และ SCADA เป็นต้น เหตุผล เนื่องจากขณะนี้ยังไม่มีข้อสรุปจากรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับการเข้าเป็นเจ้าของ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว จึงกำหนดให้หน้าที่ดังกล่าวเป็นของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย

6.6 ประเด็นการเข้าเป็น O&M Contractor ของ กฟผ. โดยตัดเงื่อนไขที่กำหนดว่า ในกรณีที่ กฟผ. เข้าเป็น O&M Contractor ให้แก่สถานีไฟฟ้า และ/หรือ ระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน กฟผ. จะยกเว้นค่าปรับให้แก่ Generator หากเกิด Outages ขึ้นในระบบส่งดังกล่าว โดย Outages นั้นต้องมิได้มีสาเหตุจาก Generator เหตุผล เนื่องจากยังไม่มีโครงการอื่นเข้ามาใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย หากมีโครงการใหม่เข้ามาอาจหาทางเลือกอื่นในการแก้ปัญหาต่อไป

6.7 ประเด็น Generator EdL-System โดยเพิ่มเงื่อนไขที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricite du Laos : EdL) เหตุผล เนื่องจากโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL ภายใต้สัญญา EdL Power Purchase Agreement แต่โครงการน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เท่านั้น (ซึ่งโครงการอื่นๆ ของ สปป. ลาว ยกเว้นโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL เหมือนกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย)

7. การขอปรับกำหนด Milestone Date จากที่ต้องใช้เวลาในการขออนุมัติร่าง PPA ปัจจุบันได้ขยายอายุ MOU ออกไปอีก 4 เดือน จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ซึ่งหากลงนาม PPA ในวันที่ 15 สิงหาคม 2555 จะทำให้กำหนด SCOD เลื่อนออกไปเป็นวันที่ 15 สิงหาคม 2561 โดยก่อนหน้า SCOD จะต้องเริ่มมีการกักเก็บน้ำ 6-7 เดือนล่วงหน้าคือเดือนมกราคมถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561 ซึ่งจะทำให้การกักเก็บน้ำบางส่วนไปอยู่ในช่วงฤดูแล้ง ส่งผลให้ระดับน้ำในช่วงทดสอบโรงไฟฟ้าอาจไม่เพียงพอ ดังนั้น เพื่อลดอุปสรรคข้างต้นเมื่อใกล้จะลงนาม PPA หากเกิดความไม่สอดคล้องกับการกักเก็บน้ำเพื่อทดสอบโรงไฟฟ้า อาจพิจารณาให้สามารถปรับกำหนด Milestone Date ให้เหมาะสม โดยไม่ให้กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย

2. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยกับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนที่จะลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลาในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า รวมถึงการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯและ/หรือเงื่อนไขสำคัญ ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก

3. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ

เรื่องที่ 3 แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ

สรุปสาระสำคัญ

1. ปัจจุบันประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศตะวันออกกลาง ประมาณ ร้อยละ 80 ของปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ หากการจัดหาน้ำมันดิบจากประเทศดังกล่าวหยุดชะงัก จะเป็นผลทำให้ประเทศไทยเข้าสู่ภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งการขาดแคลนดังกล่าวจะส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ สังคม และความมั่นคงของประเทศอย่างมีนัยสำคัญและเป็นวงกว้าง และรัฐบาลได้แถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อรัฐสภา เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ภายใต้กรอบนโยบายเศรษฐกิจ และนโยบายความมั่นคงแห่งรัฐไว้ โดยข้อ 3.1.7 ได้กล่าวถึง การบริหารทรัพย์สินของประเทศที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์และความมั่นคงทาง เศรษฐกิจ รวมถึงการจัดตั้งกองทุนที่สามารถใช้ในการบริหารสินทรัพย์ของชาติให้เป็น ประโยชน์ เช่น กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองแห่งชาติ และข้อ 2.4 เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการเตรียมพร้อมแห่งชาติ โดยเน้นการบริหารวิกฤตการณ์เพื่อรับมือภัยคุกคามด้านต่างๆ รวมถึงให้ความสำคัญในการเตรียมพร้อมเพื่อเผชิญกับปัญหาความมั่นคงในรูปแบบ ใหม่ในทุกด้าน จึงเห็นควรให้มี "การจัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์" ขึ้นเพื่อ (1) ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต (2) เป็นเครื่องมือของรัฐบาลสำหรับบริหารจัดการในภาวะวิกฤติที่เกิดจากการขาด แคลนน้ำมัน (3) สร้างความมั่นใจให้ประชาชนว่าจะมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอ ไม่ขาดแคลน ในระดับราคาที่เหมาะสม (4) สร้างความมั่นใจแก่นักลงทุนต่างประเทศว่าไทยมีปริมาณน้ำมันเพียงพอ สามารถบริหารจัดการ โดยไม่ทำให้การดำเนินธุรกิจต้องหยุดชะงักในภาวะวิกฤติ (5) ใช้เป็นเครื่องมือในการรักษาระดับราคาน้ำมันภายในประเทศให้มีเสถียรภาพ และ (6) ใช้เป็นเครื่องมือขยายความร่วมมือด้านพลังงานในกลุ่มประเทศอาเซียน และประเทศผู้ใช้รายใหญ่

2. การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของต่างประเทศ โดยองค์การพลังงานระหว่างประเทศ (International Energy Agency : IEA) ส่วนใหญ่เป็นประเทศนำเข้าน้ำมัน ได้เห็นถึงความจำเป็นและผลกระทบหากเกิดการขาดแคลนน้ำมัน และความมั่นคงทางด้านพลังงานในอนาคต จึงได้จัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์เพื่อรองรับปัญหาการขาด แคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคต โดยกำหนดให้ประเทศสมาชิกต้องเก็บสำรองน้ำมันไม่น้อยกว่า 90 วันของปริมาณนำเข้าน้ำมันสุทธิ และเมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนน้ำมันให้นำน้ำมันสำรองดังกล่าวมาใช้ควบคู่ไปกับ การควบคุมการใช้ หรือปรับเปลี่ยนไปใช้พลังงานอื่นทดแทน หรือปันส่วนน้ำมันคงเหลือที่มีอยู่ถ้ามีความจำเป็น โดยมีการสำรองน้ำมันฯ ใน 2 รูปแบบ คือ การสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) และการสำรองโดยภาครัฐ (Public Stock) โดยแต่ละประเทศกำหนดรูปแบบการบริหารจัดการภายในตามความเหมาะสม

3. แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศเบื้องต้น จากผลการศึกษาของ Booz Allen Hamilton ซึ่งรัฐบาลญี่ปุ่นได้ว่าจ้างให้ศึกษาแผนแม่บทสำหรับการพัฒนาระบบการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในปี 2548 มีข้อสรุปว่า ประเทศไทยมีความเสี่ยงอย่างมากต่อการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้รูปแบบ การดำเนินงานและโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ เพื่อหลีกเลี่ยงความเสียหายทางเศรษฐกิจและการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควรมีการลงทุนจัดตั้งการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ โดยจำนวนวันสำรองที่เหมาะสมคือ 80 วันของการนำเข้าสุทธิ แต่เนื่องจากสถานการณ์โลกที่มีความเสี่ยงมากขึ้นในหลายๆ ด้านและบริบทของประเทศที่มีการเปลี่ยนแปลงไป กระทรวงพลังงานเห็นว่า ประเทศไทยควรมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ในเบื้องต้นประมาณ 90 วัน เท่ากับเกณฑ์มาตรฐานขั้นต่ำของประเทศสมาชิก IEA ที่เป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมัน โดยดำเนินการอย่างค่อยเป็นค่อยไปตามความพร้อมของประเทศและช่วงเวลาที่เหมาะ สม ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควบคุมและรักษาระบบเศรษฐกิจภายในประเทศให้มีเสถียรภาพในภาวะวิกฤติ (2) เป้าหมาย เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศและการบริหารความเสี่ยง หากเกิดการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ประชาชนมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอในยามวิกฤติ และกำหนดเป้าหมายการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศประมาณ 90 วัน ของความต้องการใช้ภายในประเทศ ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ส่วน คือ ภาคเอกชน (Private Stock) และภาครัฐ (Public Stock)

3.1 ภาคเอกชน ประเทศไทยมีการสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) โดยใช้พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 20 กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันต้องสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ทุกขณะ โดยให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจกำหนดอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้อง สำรองไม่เกินร้อยละ 30 ของปริมาณการค้าประจำปี ซึ่งปัจจุบันอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคเอกชนอยู่ที่ร้อยละ 5 โดยปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 6 ทำให้ประเทศไทยมีน้ำมันสำรองใช้ได้เพิ่มขึ้นจากประมาณ 36 วัน (ประมาณ 23.3 ล้านบาร์เรล) เป็นประมาณ 43 วันของความต้องการใช้ในประเทศ ทั้งนี้ เห็นควรให้เวลาภาคเอกชนสำหรับเตรียมการจัดหาน้ำมันและสถานที่สำหรับเก็บ สำรองตามอัตราใหม่ เพื่อมิให้เป็นภาระของผู้ค้าน้ำมันมากจนเกินไป จนไม่สามารถแข่งขันทางธุรกิจกับต่างชาติหรือเกิดความไม่เป็นธรรมทางการค้า ได้

3.2 ภาครัฐ โดยมีการจัดตั้งองค์กรขึ้นเพื่อกำกับดูแลและบริหารจัดการน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ รวมทั้งจัดหาแหล่งเงินทุน

มติของที่ประชุม

1. รับทราบเหตุผล ความจำเป็นและแนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ ในเบื้องต้น

2. เห็นชอบในหลักการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดตั้งการ สำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศต่อไป

เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดย กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้าและระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG รวมทั้งดำเนินการศึกษาผลตอบแทนในการลงทุน นำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบขอบเขตการลงทุนดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยาให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา

2. ต่อมา สนพ. ได้หารือกับ ปตท. เพื่อศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ซึ่ง ปตท. ได้ศึกษาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facitity โดยมีรายละเอียดดังนี้

2.1 ประมาณการเงินลงทุน เพื่อใช้ดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวม 48,599 ล้านบาท แบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ ระยะที่ 1 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 27,645 ล้านบาท

2.2 ผลตอบแทนการลงทุน

สมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1

2.3 วิธีการคำนวณผลตอบแทนการลงทุน การเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนต่อหน่วย แบ่งเป็น ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge :Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) โดยมีรายละเอียดดังนี้

ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) คำนวณโดยใช้อัตราผลตอบแทนจากการลงทุน (IRR) มีค่าเท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. ในช่วงก่อสร้าง

ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) คำนวณโดย ใช้ต้นทุนการดำเนินงานต่อหน่วย ที่เกิดขึ้นตามจริงของแต่ละ Facility

2.4 แนวทางการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน (1) ภาครัฐเป็นผู้เรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนก่อสร้าง LPG Facility จากปริมาณการจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าโรงแยกก๊าซ คลังก๊าซปิโตรเลียม และโรงกลั่นน้ำมัน จากผู้ค้ามาตรา 7 แล้วนำมาจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้แก่ ปตท. เป็นรายเดือน ประกอบด้วย ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) และกำหนดให้มีการทบทวนสมมติฐานในการคำนวณอย่างน้อยทุก 3 ปี หรือหากมีการเปลี่ยนแปลงสมมติฐานจากแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) ภาครัฐต้องกำหนดให้มีหน่วยงานกลางที่สามารถทำนิติกรรมได้ เช่น สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อจัดทำข้อตกลง/สัญญา ในการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้กับ ปตท. (3) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการต่อสัญญาเช่าที่ดิน คลังก๊าซเขาบ่อยา และคลังก๊าซอื่นๆที่เกี่ยวข้อง เช่น ที่ดินของการท่าเรือแห่งประเทศไทย (4) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการใช้สิทธิในพื้นที่ดิน (Rights of Way) (5) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนให้ได้รับสิทธิประโยชน์การลงทุนตามสมมติฐานข้างต้น และ (6) เงื่อนไขการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน โดยให้ ปตท. สามารถหักผลตอบแทนการลงทุนจากเงินนำส่งให้ภาครัฐที่ราคาจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าคลังได้ทันที และภาครัฐจะต้องจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้ ปตท. ภายใน 30 วัน นับจากวันที่มีการนำส่งเอกสาร ขอผลตอบแทนการลงทุนครบถ้วน

3. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และการจ่ายผลตอบแทนระยะที่ 1 ดังนี้

3.1 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน

ทั้งนี้ เพื่อปรับให้สอดคล้องกับเงินลงทุนและสถานการณ์ปัจจุบันควรมีการทบทวนทุก 5 ปี หรือมีการเปลี่ยนแปลงการลงทุนอย่างมีนัยสำคัญ

3.2 การจ่ายผลตอบแทนการลงทุน เนื่องจากค่าตอบแทนการลงทุนก่อสร้างคลังก๊าซ LPG นำเข้าสามารถรวมในค่าใช้จ่ายของก๊าซ LPG นำเข้าได้ และในส่วนค่าตอบแทนการลงทุนสร้างคลังภูมิภาคและคลังจ่ายก๊าซก็สามารถชดเชย พร้อมกับการชดเชยค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ ซึ่งปัจจุบันรัฐได้ชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าและชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาคอยู่แล้ว โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปพิจารณาวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป

ทั้งนี้ โดย ปตท. ได้มีหนังสือด่วนที่สุด ลงวันที่ 7 มิถุนายน 2555 ถึง สนพ. เพื่อขอยืนยันผลตอบแทนการลงทุนใช้หลักเกณฑ์เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงิน ทุน (WACC) ของ ปตท. ซึ่งความต่างระหว่าง WACC กับ MLR อยู่ประมาณ 3%

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ระยะที่ 1 ดังนี้

2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบตามข้อ 1 และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป

เรื่องที่ 5 พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ

สรุปสาระสำคัญ

1. ในการประชุมระดับรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่ 9 (EMM 9) ณ เมือง Fukui ประเทศญี่ปุ่น เมื่อเดือนมิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบให้มีการใช้เทคโนโลยีสะอาดเพื่อวางแผนการลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ในเมืองของเขตเศรษฐกิจเอเปค เพื่อเป็นแนวปฏิบัติที่ดีที่สุดและสามารถนำไปใช้กับเมืองต่างๆ โดยเน้นเรื่องระบบ smart grid ของโครงข่ายสายส่งไฟฟ้าที่ทันสมัยหรืออาคารที่ใช้พลังงานทดแทน โดยศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (Asia Pacific Energy Research Center - APERC) ได้ดำเนินโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในสังคมเมืองทั้งระบบ และมีเป้าหมายการดำเนินโครงการเป็นระยะเวลา 3 ปี จำนวน 10-20 เมือง เพื่อศึกษาและปรับเปลี่ยนเป็นสังคมที่มีคาร์บอนไดออกไซด์ต่ำ ซึ่งกำหนดการดำเนินงานเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ขั้นวางแผน ศึกษา และดำเนินการ ระยะที่ 1 ได้คัดเลือกเขตศูนย์ธุรกิจ Yujiapu ในเมือง Tianjin สาธารณรัฐประชาชนจีน เป็นโครงการนำร่องในการศึกษาความเหมาะสม

2. การดำเนินการโครงการประกอบด้วยคณะผู้วิจัยกลุ่ม A (Study Group A) ที่เป็นกลุ่มผู้เชี่ยวชาญจากกลุ่มสมาชิก APEC โดยร่วมกันพัฒนาคู่มือการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำ และคณะผู้วิจัยกลุ่ม B (Study Group B) เป็นผู้ทบทวนเชิงนโยบายการดำเนินการดังกล่าวในแต่ละพื้นที่ โดยในคณะผู้วิจัยกลุ่ม A และ B มีผู้แทนจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมอู่ทหารเรือ เป็นผู้แทนไทยเข้าร่วม ตามลำดับ ในส่วนการคัดเลือกพื้นที่เพื่อศึกษาความเหมาะสม (Feasibility Study) ในการดำเนินโครงการจะพิจารณาจากความพร้อมของข้อมูล เช่น แผนการพัฒนาพื้นที่ การคมนาคมขนส่ง การใช้พลังงาน การรักษาสิ่งแวดล้อม งบประมาณและบุคลากรที่จำเป็นต่อการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำภายในประเทศ ซึ่งมีประเทศต่างๆ เสนอเมืองเข้าแข่งขันในระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) ประเทศเปรู เสนอเมือง San Borja Z2) ประเทศเวียดนาม เสนอเมือง Danang และ (3) ประเทศไทย โดย พพ. ได้เสนอพื้นที่เกาะสมุย สุราษฎร์ธานี และในการประชุม APEC Energy Working Group ครั้งที่ 42 ระหว่างวันที่ 19-20 ตุลาคม 2554 ได้ประกาศผลให้เกาะสมุย จ.สุราษฎร์ธานี เข้าร่วมโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) ระยะที่ 2

3. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานฝ่ายไทยเพื่อกำกับการดำเนินงานโครงการต้น แบบเมืองคาร์บอนต่ำ (APEC Low Carbon Model Town) ระยะที่ 2 ภายใต้กรอบความร่วมมือเอเปค ประกอบด้วย ผู้ทรงคุณวุฒิ และผู้แทนหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง จำนวน 20 คน โดยมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็นประธานคณะทำงาน โดยมีอำนาจหน้าที่ คือ (1) ประสานงานกับศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) สำนักงานเลขาธิการเอเปค และกระทรวงอุตสาหกรรม การค้าและเศรษฐกิจของญี่ปุ่น (METI) ในการดำเนินการโครงการ LCMT ตลอดระยะเวลาของการศึกษา (2) กำหนดแนวทาง กำกับและติดตามผลการทำงานของที่ปรึกษาระดับนานาชาติ และที่ปรึกษาฝ่ายไทย (3) พิจารณาให้ความเห็นชอบและอนุมัติผลการศึกษาแผนแม่บทของเมืองแบบแผนคาร์บอน ต่ำ (Low - Carbon Development Plan) และ (4) แต่งตั้งคณะทำงาน/คณะทำงานย่อย/ที่ปรึกษาเพิ่มเติม เพื่อดำเนินการต่างๆ ตามที่เห็นสมควร

4. ศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) ได้สนับสนุนการดำเนินโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พื้นที่เกาะสมุย เกาะพะงัน ในลักษณะการศึกษาเชิงเทคนิคเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ ศึกษาทบทวนนโยบายแผนการพัฒนาเมืองของหน่วยงานส่วนกลางและท้องถิ่น วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน โดย APERC ได้ว่าจ้างบริษัท EEC Engineering Network Co., LTD. ประเทศไทย ร่วมกับ Nikken Sekkei Research Institute (NSRI) ประเทศญี่ปุ่น เป็นที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการดังกล่าว โดยจะเป็นการออกแบบ ก่อสร้าง พัฒนาและดำเนินการตามมาตรการที่กำหนดไว้ ซึ่งขั้นตอนนี้จะไม่ได้รวมอยู่ในการดำเนินโครงการ APEC LCMT

5. เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกันในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พพ. ได้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินการ "โครงการสร้างความตระหนักและการมีส่วนร่วมเพื่อพัฒนาเกาะสมุยสู่เมืองต้นแบบ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างยั่งยืน" โดยการสานเสวนาหาทางออก (public deliberations) ทุกภาคส่วน หาแนวทางการดำเนินงานร่วมกัน พร้อมทั้งแต่งตั้งคณะทำงาน 3 ภาคส่วน เพื่อขับเคลื่อนกระบวนงานและกำหนดบทบาทหน้าที่ของแต่ละฝ่าย ซึ่งในเดือนมีนาคม 2555 พพ. และคณะทำงานฯ ได้เข้าหารือผู้ว่าราชการจังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อนำเสนอข้อมูลการศึกษาและดำเนินโครงการ พร้อมทั้งขอความอนุเคราะห์ข้อมูลประกอบการศึกษาแนวทางการพัฒนาเกาะสมุยสู่ สังคมคาร์บอนต่ำต่อเจ้าหน้าที่ส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง เทศบาลเมืองเกาะสมุย และสมาคมที่เกี่ยวข้อง เพื่อเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินการโครงการ

6. แผนการดำเนินการ มีดังนี้ (1) ที่ปรึกษาฝ่ายเทคนิคจะลงพื้นที่เพื่อสำรวจ รวบรวมข้อมูลประกอบการศึกษาเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน ในต้นเดือนพฤษภาคม 2555 (2) ประสาน นัดหมายเพื่อหารือกลุ่มผู้เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็น ข้อเสนอแนะต่อการดำเนินการโครงการ (3) เร่งรัดการเนินการเพื่อให้ที่ปรึกษาฝ่ายสังคมสามารถเข้าดำเนินการในพื้นที่ เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกัน สร้างความไว้วางใจ ในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยได้การกำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า

2. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ.2555-พ.ศ.2564) (AEDP 2012-2021) ได้กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW และคณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 สรุปได้ดังตาราง

ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมีนาคม 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน

3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะมีการเสนอขายไฟฟ้ารวมสูงกว่าเป้าหมายรวมจนสิ้นสุดแผน AEDP ขณะที่ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ดำเนินการและ จ่ายไฟฟ้าให้ระบบได้จริงจะต่ำกว่าปริมาณเป้าหมายปี 2555 ตามแผน AEDP ดังนั้น ควรเร่งรัดการคัดกรองโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถดำเนินการได้จริง แต่สามารถที่จะซื้อขายไฟฟ้าได้ คณะกรรมการบริหารฯ จึงได้มีมติดังนี้ "โครงการที่ไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดยมีสาเหตุจากผู้ลงทุน โดยโครงการ ที่ต้องการจะขยาย SCOD ต้องแจ้งการขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD จึงจะสามารถพิจารณาขยาย SCOD ได้ 1 ครั้ง เป็นเวลา 6 เดือน ตามมติ กกพ. ซึ่งพิจารณาความพร้อม 4 ด้าน และความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการให้แล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบทัน กำหนด SCOD ที่ขยายเวลาให้ใหม่ ทั้งนี้ หากได้รับการขยายระยะเวลาครั้งที่ 1 แล้วแต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตาม SCOD ที่ได้ขยายเวลาให้ โดยไม่มีเหตุที่จะอ้างได้ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขของสัญญาการ ซื้อขายไฟฟ้า ให้การไฟฟ้าดำเนินการเรื่องการสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามเงื่อนไขของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการกำหนดเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกภายใน 1 เดือน และรายงานรายชื่อโครงการพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวให้กับคณะกรรมการบริหารฯ ทราบต่อไป"

4. กฟภ. ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD แล้ว 51 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 231.68 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 228.86 เมกะวัตต์ แต่จากข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เดือนมีนาคม 2555 พบว่ายังมีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังไม่มีการดำเนินการ รวมทั้งสิ้น 119 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 402.31 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 379.20 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้

โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ครบกำหนด SCOD

5. คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินการกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด ดังนี้ (1) มอบให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาไปดำเนินการยกเลิกสัญญากับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ก่อนเดือนตุลาคม 2554 และยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน และ (2) มอบให้ กฟภ. และสำนักงาน กกพ. ตรวจสอบเอกสารการขอขยาย SCOD สำหรับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ระหว่างเดือนพฤศจิกายน 2554 -เมษายน 2555 หากโครงการไม่ได้มีการแจ้งขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD ให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน ทั้งนี้ ให้สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ทราบ เพื่อนำเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับความเห็นของประธานฯ ไปดำเนินการต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2555 (ครั้งที่ 141)
วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555 เวลา 8.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล

2.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG

รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เกี่ยวกับข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซินและ แก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม และ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม

2. กบง. ได้ประชุมและมีมติเห็นชอบให้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 5 ครั้ง โดยครั้งที่ 5 เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลในอัตราเดิม เพื่อรักษาระดับอัตราเงินเฟ้อและบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนจากภาวะราคา น้ำมันแพง โดยมีอัตราและผลบังคับใช้ ดังนี้

3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยวันที่ 9 พฤษภาคม 2555 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 109.07, 123.98 และ 125.09 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศสูง ตามไปด้วย โดย ณ วันที่ 10 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 30.83, 42.45 และ 39.03 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 พฤษภาคม 2555 มีทรัพย์สินรวม 3,740 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 26,857 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 19,428 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 349 ล้านบาท และเงินกู้ยืม 7,080 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 23,117 ล้านบาท

5. การทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน (ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554) ทำให้เกิดปัญหาการกักตุนน้ำมันของผู้ค้าน้ำมัน และปัญหาการขาดแคลนน้ำมันจากการที่สถานีบริการน้ำมันปิดจำหน่ายน้ำมันก่อน วันที่มีการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับ ราคาน้ำมันดีเซลในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ในระดับ 30.83 บาทต่อลิตร ส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตสินค้าและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ ดังนั้น การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงที่ที่อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร จะทำให้ไม่สามารถบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้

6. เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอความเห็นชอบจาก กพช. เพื่อมอบหมายให้ กบง. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในมาตรา 6 (2) "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการ กำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของ ประเทศ" และมาตรา 9 "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอาจแต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่งหรือหลายคณะ เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างใดอย่างหนึ่งตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติมอบหมายได้" มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับตามนโยบายพลังงานที่รัฐบาลแถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ในการแก้ปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนและผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามข้อ 1.7.3 ข้อ 1.7.4 และ ข้อ 3.5.3 โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้

6.1 การปรับลดหรือเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ดังนี้ (1) หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและค่าโดยสาร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และ (2) หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสม ไม่กระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและโดยสาร

6.2 การปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น

ทั้งนี้การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป

2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและมอบ ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้

• 2.1 น้ำมันดีเซล
  • การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม
  • การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร
• 2.2 น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล
  • การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
  • ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวให้คำนึงถึง สถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1 - 2 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 2 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับนโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 - สิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาและนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 (2) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมจำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (3) ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน

3. การดำเนินการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV กบง. ได้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ลง 4 ครั้งๆละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา โดยปัจจุบันอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ NGV อยู่ที่อัตรากิโลกรัมละ 0.00 บาท และราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นจาก 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV กระทรวงพลังงานได้จัดตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV โดยคณะทำงานฯ ได้มอบหมายให้ สนพ. จัดจ้างสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เกี่ยวข้องในการ กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ซึ่งใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน

4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ไตรมาสๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 30.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 11.2150 บาท ส่วนในภาคขนส่ง ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ครั้งๆ ละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคขนส่งปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 2.8036 บาท

5. เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาและมีความเห็นดังนี้ (1) ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ระหว่างการตรวจสอบข้อมูล คาดว่าใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน เพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV เพื่อเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณา หากปรับราคาก๊าซ NGV เกิน 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยที่ผลการศึกษายังไม่แล้วเสร็จ ราคาที่ปรับขึ้นจะไม่เป็นที่ยอมรับของผู้ใช้ก๊าซ NGV ที่ประสงค์จะให้รอผลการศึกษาฯ (2) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 อาจไม่สอดคล้องกับต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่มีการเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และ (3) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบให้การปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) และต้องปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ทำให้การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และ NGV ต้องปรับขึ้นทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน ตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2555 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง ลงวันที่ 5 มกราคม 2555 เป็นเหตุให้ผู้ค้าก๊าซ LPG มีการซื้อก๊าซล่วงหน้าเพื่อกักตุนก๊าซและสถานีบริการบางแห่งปฏิเสธการขาย ก๊าซให้ลูกค้าเพื่อที่จะรอราคาใหม่ในวันที่ 16 ของทุกเดือนทำให้ผู้ใช้รถยนต์ได้รับความเดือดร้อน

6. จากปัญหาที่เกิดขึ้นและสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ขอความเห็นชอบจาก กพช. โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มาตรา 6 (2) และมาตรา 9 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง และก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม คำนึงถึงสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ฐานะกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับนโยบายพลังงานของประเทศตามข้อ 4.3 ที่รัฐบาลได้แถลงต่อรัฐสภา โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ (1) การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ (2) การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน

7. ฝ่ายเลขานุการฯได้เสนอประเด็นให้ กพช. พิจารณาดังนี้

7.1 ก๊าซ NGV (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(1)

7.2 ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)

7.3 ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2) ขอความเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)

7.4 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติ กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้องและออกประกาศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป

มติของที่ประชุม

1.ก๊าซ NGV

(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลNGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555

(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)

(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย

2.ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม

(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม

(2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน

3.ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง

(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน

(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)

(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน

4.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส

5.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1, 2 และ 3 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้อง และออกประกาศตามข้อ 2 และ 3 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2555 (ครั้งที่ 140)
วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555 เวลา 10.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

2.โครงการน้ำงึม 3 ขอปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์

3.อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด

4.นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า

5.ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์)

6.แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559

7.การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ

8.สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555

รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้

1.1 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ (3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง

1.2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line) และ (2) หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ก็ตาม ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ให้ กพช. มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา

2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานได้พิจารณาแนวทาง การจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ และมีความเห็นว่าการกู้ยืมเงินจากธนาคารออมสินจะมีค่าธรรมเนียมที่สูงกว่า ธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 0.1 ต่อปีของวงเงินสินเชื่อ ขณะที่ธนาคารกรุงไทยไม่มีการเก็บค่าธรรมเนียมต่างๆ แต่ สบพน. มีความจำเป็นต้องเบิกใช้สินเชื่อเป็นการด่วนในช่วงต้นเดือนมกราคม 2555 จึงมีมติเห็นชอบให้ สบพน. กู้ยืมเงินจากธนาคารกรุงไทย ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท เพียงแห่งเดียว เพื่อมิให้วงเงินสินเชื่อรวมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554

3. เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2554 กบง. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาท ต่อลิตร) จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป และ (2) เห็นชอบร่างประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการออกประกาศฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป

4. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2555 สบพน. ได้ลงนามในเอกสารคำขอสินเชื่อธุรกิจ และสัญญารับชำระหนี้ กับธนาคารกรุงไทย เป็นจำนวนเงิน 10,000 ล้านบาท และเริ่มทยอยเบิกเงินกู้ ตั้งแต่วันที่ 6 มกราคม 2555 เป็นต้นไป ซึ่ง ณ วันที่ 11 มีนาคม 2555 สบพน. เบิกเงินกู้ไปแล้วทั้งสิ้น 5,303 ล้านบาท โดยออกตั๋วสัญญาใช้เงิน ระยะเวลา 90 วัน

5. กบง. เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2555 ได้เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ในช่วงวันที่ 1 - 15 กุมภาพันธ์ 2555 ในอัตรา 0.7009 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG และ NGV ในภาคขนส่ง โดยให้กำหนดอัตราเงินชดเชยราคา NGV ในอัตรา 1.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 1.4018 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และเห็นชอบให้ปรับอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นลิตรละ 1 บาท และน้ำมันดีเซลไม่มีการปรับเพิ่ม และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2555 เป็นต้นไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำข้อเสนอการปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแต่ละชนิดไม่สูงเกินกว่าอัตราเดิมที่เคยกำหนดไว้ ณ วันที่ 26 สิงหาคม 2554 นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

6. จากการกำหนดอัตราเงินชดเชย และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ส่งผลต่อฐานะกองทุนฯ ณ สิ้นวันที่ 11 มีนาคม 2555 โดยกองทุนมีสินทรัพย์รวม 3,824 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 24,961 ล้านบาท และมีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 21,137 ล้านบาท

7. ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยที่ปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์และมีนาคม 2555 อยู่ที่ประมาณ 160,222 ตัน และ 180,000 - 198,000 ตัน ตามลำดับ ซึ่งสูงกว่าช่วงที่ผ่านมา (ปี 2554 เฉลี่ย 119,922 ตันต่อเดือน) เนื่องจากโรงแยกก๊าซในประเทศ (โรงแยกก๊าซที่ 6 และโรงแยกก๊าซที่ 1) ปิดซ่อมบำรุง จึงต้องนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังการผลิตที่หายไป

8. สบพน. ได้จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด เพื่อประเมินผลกระทบจากการปรับเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซ LPG และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 โดยจัดทำเป็น 2 กรณีศึกษา โดยใช้สมมติฐาน อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ประมาณอัตราเงินชดเชย LPG เป็นดังนี้

สรุปประมาณการ ตามกรณีศึกษาต่างๆ ดังนี้

หมายเหตุ * ประมาณการราคาก๊าซ LPG ในปี 2556 เท่ากับ 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยคำนวณจากราคาเฉลี่ยในปี 2554

จากทั้งสองกรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ มีความต้องการวงเงินสินเชื่อเกินกว่าวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเริ่มเกินวงเงินในเดือนมีนาคม 2555 เป็นต้นไป และมีระยะเวลาชำระคืนมากกว่า 1 ปี ซึ่งไม่เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554

9. คณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้วงเงินกู้เดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะเวลาชำระหนี้ 1 ปี เป็น 3 ปี และจัดหาเงินกู้เพิ่มเติมอีก 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 3 ปี รวมเป็นวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2555 กบง. มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อ กพช. ดังนี้

9.1 แนวทางการจัดหงห้งทุนน้ำมันฯ โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะ 1 ปี เป็น 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท ระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)

9.2 หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้า หนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา

10. สบพน. ประมาณการว่าราคาก๊าซ LPG ปี 2555 จะปรับตัวลงมาอยู่ที่ระดับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท จะสามารถรองรับกรณีที่ปริมาณนำเข้า LPG อาจสูงกว่า ที่คาดการณ์ไว้ในกรณีที่ 1 ได้ระดับหนึ่ง แต่หากราคาก๊าซ LPG จะประตัวสูงขึ้นไปจนทำให้วงเงิน 30,000 ล้านบาท ไม่พอเพียงสำหรับชดเชยราคาก๊าซ LPG สบพน. จะนำเสนอ กบง. พิจารณาอีกภายหลัง ประกอบกับการขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้ในครั้งนี้ เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลา การชำระหนี้คืนได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จาก 1 ปี เป็นระยะเวลา 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท มีระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำ เป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)

2.หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ควรขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มี มาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา

เห็นชอบให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 1 และ 2 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 2 โครงการน้ำงึม 3 ขอปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์

สรุปสาระสำคัญ

1. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการ ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (MOU) ในวันที่ 11 มีนาคม 2553 (MOU อายุ 12 เดือน ถึงวันที่ 10 มีนาคม 2554) และได้เริ่มจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) และลงนามกำกับ (Initial PPA) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2554 (วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2554 ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอใช้สิทธิ์ตาม MOU ในการขยายอายุ MOU ออกไปอีก 60 วัน จนถึงวันที่ 9 พฤษภาคม 2554 โดยได้ขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกัน (MOU Security) ให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ขยายออกไป)

2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถขยายอายุ MOU ออกไปจนกว่าจะมีการลงนาม PPA โครงการน้ำงึม 3 โดยการขยายอายุ MOU ต้องขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกันให้ครอบคลุมด้วย ทั้งนี้ กพช. และคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบร่าง PPA เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 และวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ

3. เนื่องจากร่าง PPA ยังอยู่ในขั้นตอนการเสนอขออนุมัติและการส่งร่าง PPA ให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา ผู้พัฒนาโครงการจึงมีหนังสือขอขยายอายุ MOU โดยได้มีการขยายอายุ MOU ออกไป รวมทั้งสิ้น 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดขอขยายอายุออกไปอีก 2 เดือน จนถึงวันที่ 9 เมษายน 2555

4. ในช่วงที่อายุ MOU ขยายออกไป ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอให้พิจารณาปรับกำหนดเวลา (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 เนื่องจากหากมีการลงนาม PPA ในวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2555 (ตามวันที่ MOU ครบกำหนด) แล้วใช้กำหนดเวลาตามร่าง PPA จะไม่สอดคล้องกับระยะเวลาการเก็บกักน้ำและแผนงานพัฒนาโครงการ ทำให้ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ซึ่งคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการในการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เสนอ กพช. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป

5. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการคือ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้น GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการตั้งอยู่ ตอนกลางของลำน้ำงึม แขวงไชสมบูน สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นประเภทมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 2,128 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วย Secondary Energy 151 ล้านหน่วย และ Excess Energy 48 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว ที่ก่อสร้างใหม่ ขนาด 500 กิโลโวลต์ (kV) จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง 99 กิโลเมตร และที่ใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ส่งไฟฟ้าจาก สฟ. นาบงมายังชายแดนไทยที่ จ.หนองคาย ระยะทาง 27 กิโลเมตร จะเป็นการใช้ระบบส่งที่โครงการน้ำงึม 2 ก่อสร้างไว้แล้ว โดยจะมีการปรับปรุง สฟ. นาบง เพิ่มเติม ฝั่งไทยใช้ระบบส่งเดิมที่รับไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2 โดยจะมีการปรับระดับแรงดันไฟฟ้าจาก 230 kV เป็น 500 kV สำหรับระบบส่งจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 และจะก่อสร้างระบบส่งช่วงอุดรธานี 3 - ชัยภูมิเพิ่มเติม อายุสัญญา 27 ปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) เดิมในเดือนมกราคม 2560

6. เหตุผลในการปรับกำหนดเวลา (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ โดย Milestone Date ของโครงการน้ำงึม 3 ที่ผู้พัฒนาโครงการเสนอเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม ดังนี้

6.1 Scheduled Financial Close Date (SFCD) กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติมจาก 6 เดือน เป็น 9 เดือน เพื่อให้มีเวลาหาข้อตกลงกับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 2 น้ำเงี้ยบ 1 สถาบันการเงิน และรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับสถานีไฟฟ้าแรงสูงนาบง ซึ่ง สปป. ลาว มีแผนที่จะให้เป็นจุดร่วม ในการส่งไฟฟ้าจากโครงการต่างๆ ข้างต้นมายังไทย แต่ผู้เกี่ยวข้องต้องหารือเพื่อตกลงเรื่องของโครงสร้างการลงทุน การคิดค่าระบบส่ง และเรื่องอื่นๆ

6.2 Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD เนื่องจาก (1) ส่วนที่ได้มีการเตรียมงานไว้ล่วงหน้ารวมถึงถนนเข้าสู่โครงการได้รับความเสีย หายจากลมพายุไหหม่าในเดือนมิถุนายน 2554 ทำให้ต้องมีการเตรียมงานดังกล่าวส่วนใหญ่อีกครั้ง จึงต้องใช้เวลาเพิ่มขึ้น และ (2) หากไม่มีการปรับเพิ่มระยะเวลาของ SCOD จาก 60 เดือน นับจาก SFCD จะมีอุปสรรคที่ระยะเวลาเริ่มต้นกักเก็บน้ำบางส่วนจะไปอยู่ในช่วงฤดูแล้งส่ง ผลให้ระดับน้ำในช่วงที่จะเริ่มทดสอบโรงไฟฟ้าไม่เพียงพอ

6.3 กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencementb Date และ 1 มิถุนายน 2559 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และเปลี่ยนเป็นกำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติม 3 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับข้อเสนอในการขอเพิ่มกำหนดเวลาการก่อสร้างที่เพิ่มจาก 60 เดือนเป็น 63 เดือน

มติของที่ประชุม

เห็นชอบข้อเสนอการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 ดังนี้

1. Scheduled Financial Close Date (SFCD)

• กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
• กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ

2. Scheduled Commercial Operation Date (SCOD)

• กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD
• กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD

3. กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD

• กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 1 มิถุนายน 2559
• (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
• (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
• กำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560
• (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
• (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date

โดยให้ กฟผ. แก้ไขร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในส่วนที่เกี่ยวข้องก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

เรื่องที่ 3 อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด

สรุปสาระสำคัญ

1. ปัจจุบัน กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐ ที่มีทั้งซื้อและขายแลกเปลี่ยนกัน รวม 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด

1.1 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ผลิตจากโครงการน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) น้ำลึก 1 (60 เมกะวัตต์) และน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดหนองคาย บึงกาฬ นครพนมและมุกดาหาร โดย ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ซึ่งสัญญามีอายุ 8 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) โครงสร้างของอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ตามสัญญาฯ เป็นดังนี้

(1) อัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือน ช่วง 4 ปีแรก (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553) คือ อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งตามช่วงเวลา Peak และ Off-Peak โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. ช่วงเวลา Peak เท่ากับ 1.60 บาท/หน่วย และ Off-Peak เท่ากับ 1.20 บาท/หน่วย ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. จะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. แล้วบวกเพิ่ม 0.19 บาท/หน่วย เพื่อชดเชยค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย (Loss) ทั้งนี้ ในสัญญาฯ มีการระบุให้สองฝ่ายทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับช่วง 4 ปีหลัง (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) หากคู่สัญญายังเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ไม่ได้ ให้มีการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามอัตราเดิมไปก่อน

(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา หาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในส่วนของปริมาณส่วนเกิน กฟผ. จะคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าด้วยราคาจำหน่ายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวัน ที่ 25 กันยายน 2544 (เงื่อนไขนี้อยู่ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดเช่นกัน) จากการที่อัตราค่าไฟฟ้า ซื้อขายรายเดือนในข้อ (1) มีข้อตกลงถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553 แต่การเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2553 ฟฟล. จึงได้มีหนังสือขอให้คงเงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปก่อน จนกว่าทั้งสองฝ่ายจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ได้ ต่อมา กฟผ. กับ ฟฟล. ได้เจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ จนได้ข้อสรุปแก้ไขเฉพาะส่วนที่สะท้อนค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย โดยลดค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสียลงจาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย โดย ฟฟล. ได้มีหนังสือลงวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว สรุปอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ดังนี้

หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย
ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)

1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ โดยสัญญามีอายุ 12 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 - วันที่ 30 เมษายน 2556)

ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด ได้ระบุราคาซื้อขายไฟฟ้า และมีข้อกำหนดให้สองฝ่ายทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าได้ทุก 4 ปี ซึ่งเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด แก้ไขเพิ่มเติม ครั้งที่ 1 โดยให้ใช้ราคาซื้อขายไฟฟ้านี้ในช่วง 8 ปีหลังของสัญญาฯ (วันที่ 1 พฤษภาคม 2548 - วันที่ 30 เมษายน 2556) ซึ่งเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ดังนี้

หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชย)
ทั้ง นี้ เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 ฟฟล. ได้ที่เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยเสนอเพิ่มเติมให้ กฟผ. พิจารณาใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 กับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดด้วย

2. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา

เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) และคณะเดินทางไปเยือน สปป. ลาว กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้แจ้งว่า ปัจจุบัน สปป. ลาว จำเป็นต้องซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. เพิ่มมากขึ้น จึงขอให้ไทยพิจารณาลดราคาค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยเสนอขอเปลี่ยนราคาค่าไฟฟ้าจากเดิม ที่ใช้ราคาค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน (สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด)

3. จากการศึกษา Loss ในบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศไทย กรณีซื้อ/ขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ตามชายแดนไทย-สปป. ลาว ปี 2554 - 2558 พบว่า การซื้อขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ทำให้เกิดค่า Loss ในช่วงเวลา Peak เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 3.92 มีค่าประมาณ 0.14 บาท/หน่วย จึงเห็นควรปรับปรุงอัตรา ค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 โดยลดค่าไฟฟ้าส่วนที่สะท้อนค่า Loss จาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย และเนื่องจากพื้นที่ในการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดอยู่ใน ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จึงเห็นควรปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดให้เป็น อัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ด้วย

4. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา

4.1 ตามที่ สปป. ลาว เสนอว่า ในแต่ละรอบปีสัญญา กรณีปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. จากเดิมที่ใช้ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน (ตามมติคณะรัฐมนตรี) ขอเปลี่ยนเป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พบว่า อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนตามข้อเสนอของ สปป. ลาว เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตและส่งเฉลี่ยของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย จึงทำให้ไม่เหมาะสมที่จะปรับลดราคาให้ สปป. ลาว ตามที่เสนอ

4.2 เนื่องจาก สปป. ลาว เป็นแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าที่สำคัญของไทย ซึ่งเป็นโครงการของหน่วยงานรัฐ คือ ฟฟล. และโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน กรณีโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน ปัจจุบันมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยแล้วจำนวน 4 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 9,900 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 6% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) และภายปี 2562 ตามแผนจะมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยทั้งสิ้น 10 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 33,700 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 14% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) ขณะที่โครงการที่เป็นหน่วยงานรัฐมี 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด จึงเห็นควรที่จะใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน

4.3 จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 โดยเห็นชอบในหลักการให้ราคาจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. และ กฟผ. จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ารวมกับค่าชดเชย รายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ. ดังนั้น หาก กพช. อนุมัติให้เปลี่ยนแปลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งแทน จะต้องนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบให้มีมติคณะรัฐมนตรีเพิ่มเติม เกี่ยวกับการใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน สำหรับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด

เปรียบเทียบโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า
สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา

หมายเหตุ : * คำนวณโดยใช้สมมติฐานค่า Ft มกราคม-เมษายน 2555

5. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดและให้ กฟผ. เจรจากับ ฟฟล. โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตามสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 ทั้งนี้ หากทั้งสองฝ่ายสามารถตกลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งได้แล้ว ให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบ และต่อมา ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ลงวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2555 เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของไทย เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อน น้ำงึม 1 โดยให้มีผลบังคับใช้ตามเงื่อนไขในสัญญาฯ คือ ในช่วง 4 ปีหลังของสัญญาปัจจุบัน (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) ดังนี้

หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติและวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)

2.เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตาม

3.เห็น ชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด ในอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ตามข้อ 1 โดยให้มีผลบังคับใช้นับจากเดือนถัดไปของวันที่ลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด

4.สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป

5.เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดในส่วนที่เกี่ยวกับอัตราค่า ไฟฟ้าตามที่อนุมัติและเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมต่อไป

เรื่องที่ 4 นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิต ไฟฟ้า ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิต ติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี ทั้งนี้ ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี และ (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายและใช้เอง โดยไม่รวมถึงพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า ในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย ตามชนิดของเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า

2. กกพ. ออกประกาศ เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 เป็นต้นมา ซึ่งพบว่าเกิดมีประเด็นปัญหาในการปฏิบัติงาน กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพิ่มเติม ดังนี้

2.1 จากระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการกำหนดประเภทเชื้อเพลิงของลมร้อนทิ้ง จากกระบวนการผลิตปูนซีเมนต์และพบว่า (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 5 กำหนดพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วย กพช. โดย พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ได้กำหนดให้พลังงานหมุนเวียน หมายความรวมถึงพลังงานที่ได้จากไม้ ฟืน แกลบ กากอ้อย ชีวมวล น้ำ แสงอาทิตย์ ความร้อนใต้พิภพ ลม และคลื่น เป็นต้น ซึ่งไม่ได้ระบุถึงลมร้อนทิ้งให้เป็นพลังงานหมุนเวียนที่ชัดเจน (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน พ.ศ. 2550 (ฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2552) กำหนดนิยามพลังงานหมุนเวียนได้รวมถึง พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำที่เหลือจากกระบวนการผลิต ซึ่งต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย

2.2 ปัจจุบันมีผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากลมร้อนทิ้งจากกระบวน การผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ และการหลอมเหล็ก จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 218.50 เมกะวัตต์ ที่ยังไม่มีการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าไว้ชัดเจน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ และสร้างความเป็นธรรมต่อผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับพลังงานเหลือทิ้งใน อัตรา 1 สตางค์/หน่วย รวมทั้ง กำหนดประเภทของพลังงานหมุนเวียนจากความร้อนใต้พิภพ และคลื่น ตาม พ.ร.บ. กพช. ให้ชัดเจน ซึ่งข้อเสนออัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เป็นดังนี้

หมายเหตุ - *พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร (Waste Heat)

มติของที่ประชุม

เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยคำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุน เวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนพัฒนาฯที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อ ประชาชนรอบโรงไฟฟ้า

เรื่องที่ 5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์)

สรุปสาระสำคัญ

1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ในการออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่อง จักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงรวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ

2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ (2) ตู้เย็น (3) พัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้น (4) เครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศ (5) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (6) เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (7) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า และ (8) กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า และต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนด เครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงฯ แล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่ง กพช. และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 และวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ตามลำดับ ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงดังนี้ (1) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัว (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ได้แก่ หลอดมีบัลลาสต์ในตัวและหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส และ (5) เตาหุงต้ม ในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว

3. ต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ และนำร่างกฎกระทรวงดังกล่าวเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะกรรมการพัฒนากฎหมายของ พพ. ซึ่งคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติอนุมัติร่างกฎกระทรวงให้นำเสนอ กพช. ประกอบด้วย 1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ 2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ 3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่

4. ร่างกฎกระทรวง ฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย 1) บันทึกหลักการ และเหตุผล ชื่อผลิตภัณฑ์ และ 2) ร่างกฎกระทรวงฯ ชื่อผลิตภัณฑ์ และกำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ การอ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ และรายละเอียดกำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภท ของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น รวมทั้งกำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ตลอดจนกำหนดขอบเขตเกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ วันบังคับใช้

5. ค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวงฯ 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้

5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอด ฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ ผลิตระบุ ดังนี้ ขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ 18 วัตต์ (หลอดกลม) 32 วัตต์ (หลอดวงกลม) และ 36 วัตต์ (หลอดตรง) มีค่าประสิทธิภาพพลังงาน 19 - 16 วัตต์, 35 - 30 วัตต์ และ 36 - 34 วัตต์ ตามลำดับ

5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซ็นต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาด ความยาว และกำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้

(1) ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น

หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T8 และ T12

หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T5

(2) ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีขนาดความยาวและกำลัง ไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุตาม (1) ต้องมีค่าไม่น้อยกว่าร้อยละ 90 ของค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นที่มีขนาดความยาวและกำลังไฟฟ้าเดียวกัน

(3) ดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ทุกขนาดตาม (1) ต้องมีค่า ไม่น้อยกว่า 80

5.3 โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามชนิด ที่ผู้ผลิตระบุดังนี้ 1) ชนิดตะแกรง (Louver Luminaires) 2) ชนิดกรองแสง (Diffuser Luminaires) และ 3) ชนิดโรงงาน (Industrial Luminaires) มีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 88 - 100, 76 - 87 และ 91 - 100 ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป

เรื่องที่ 6 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559

สรุปสาระสำคัญ

1. ตามความในมาตรา 4(4) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ให้ กพช. กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงิน "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามความในมาตรา 24 โดยมีวัตถุประสงค์ให้นำไปใช้จ่ายเงินตามมาตรา 25 และเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 กพช. ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ปี 2548-2554)

2. เนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ได้สิ้นสุดในปี 2554 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2554 ได้เห็นชอบให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559

3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแผนการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ และเห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) โดยกำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม

4. สนพ. ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ที่สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี และได้เสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2554

5. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประกอบด้วยแผนงานรอง 3 แผน ได้แก่ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และ แผนบริหารทางกลยุทธ์ ทั้งนี้ได้มีการเพิ่มกลุ่มงานแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการอนุรักษ์ พลังงานในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของเงินกองทุนฯ รวมทั้งได้เพิ่มกลุ่มงานต่างๆ ในแผนบริหารทางกลยุทธ์ เพื่อรองรับการบริหารกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพ มากขึ้น ดังนี้

6. หลักเกณฑ์ เงื่อนไขการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559

6.1 ผู้มีสิทธิได้รับการสนับสนุนเป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชนที่ไม่มุ่งค้ากำไรตามมาตรา 26 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

6.2 การสนับสนุนค่าใช้จ่าย เป็นเงินช่วยเหลือให้เปล่าเพื่อการศึกษา วิจัย พัฒนา หรือการสาธิตขนาดเล็ก เป็นเงินช่วยเหลือสนับสนุนแก่หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชน ในการพัฒนาโครงการด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน และเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือสนับสนุน และค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นสมควร

6.3 หน่วยงานที่รับจัดสรรเงินไปจากกองทุนฯ จะทำสัญญาหรือหนังสือยืนยันกับ สนพ. และ/หรือ พพ. เพื่อเป็นข้อผูกพันที่จะดำเนินงานให้ได้ผลตามเป้าหมายที่กำหนด และ สนพ. และ/หรือ พพ. มีสิทธิบอกเลิกสัญญาหากหน่วยงานนั้นไม่สามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมาย

7. กรอบการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559

7.1 การวิเคราะห์ฐานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ ในบัญชี จำนวน 21,710 ล้านบาท ขณะที่มีรายจ่ายผูกพันในปี พ.ศ. 2548 - 2554 ซึ่งจะต้องจ่ายในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประมาณ 9,710 ล้านบาท จึงทำให้กองทุนฯ มีวงเงินคงเหลือ จำนวน 12,000 ล้านบาท ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์การดำเนินงานโครงการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบ อุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท

7.2 การวิเคราะห์ระดับรายได้ของกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 คาดว่ากองทุนฯ จะมีรายรับ ประมาณ 7,200 - 7,500 ล้านบาท/ปี รวมเงินรายได้ 5 ปี เป็นเงิน 37,000 ล้านบาท

7.3 การจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท โดยกำหนดสัดส่วนวงเงินการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และแผนบริหารทางกลยุทธ์ เป็นร้อยละ 50 45 และ 5 ตามลำดับ หรือคิดเป็นวงเงิน 17,500 ล้านบาท 15,750 ล้านบาท และ 1,750 ล้านบาท ตามลำดับ

8. การจัดสรรเงินกองทุนฯ รายปี จะดำเนินการตามแนวทาง/หลักเกณฑ์การพิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน ที่คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนด และจะเสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559

2.เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว

เรื่องที่ 7 การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ

สรุปสาระสำคัญ

1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรีสัญจรที่จังหวัดภูเก็ต เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะรัฐมนตรีเศรษฐกิจนัดพิเศษ เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2555 ซึ่งเห็นชอบให้หน่วยงานราชการดำเนินมาตรการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่าง น้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนให้หน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจดำเนินการให้เป็น ไปตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เห็นควรสนับสนุนและส่งเสริมให้อาคารควบคุมภาครัฐมีการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพ สูง โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาดำเนินการ จึงได้จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ขึ้น

2. ผลการสำรวจข้อมูลเบื้องต้นของโครงการส่งเสริมและกำกับดูแลการอนุรักษ์ พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐประมาณ 800 แห่ง ที่ พพ. ได้ดำเนินการ สรุปได้ดังนี้ (1) ศักยภาพการประหยัดพลังงาน 75 ktoe ต่อปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาทต่อปี หรือร้อยละ 15 ของการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐทั้งหมด (2) ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 442,000 ตันต่อปี และ (3) ประเมินมูลค่าการลงทุน 6,300 ล้านบาท

3. พพ. จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐใน ลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) ที่ดำเนินการให้กับอาคารเอกชนมาประยุกต์กับอาคารควบคุมภาครัฐ ซึ่งให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจรที่มีวัตถุประสงค์ของโครงการ เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) มาดำเนินการ โดยการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อเป็นตัวอย่างที่ดีให้แก่อาคารภาคเอกชน และประชาชนในด้านอนุรักษ์พลังงาน มีกลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ อาคารควบคุมภาครัฐในปี 2555 ประกอบด้วย อาคารสำนักงาน 485 แห่ง อาคารสถานศึกษา 180 แห่ง อาคารโรงพยาบาล 139 แห่ง และอาคารประเภทอื่นๆ 19 แห่ง รวมทั้งสิ้น 823 แห่ง และดำเนินงานในรูปแบบธุรกิจจัดการพลังงานที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. หรือ กฟภ. โดยผู้ดำเนินการธุรกิจจัดการพลังงานจะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบ ครบวงจร ตั้งแต่การสำรวจ ตรวจสอบและวิเคราะห์เพื่อกำหนดมาตรการอนุรักษ์พลังงานและการลงทุน รวมทั้ง ออกแบบ การหาแหล่งเงินทุน การควบคุมการติดตั้ง และการติดตามประเมินผล ทั้งนี้ กฟน. และ กฟภ. จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่ลดลงมาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงานและค่า อุปกรณ์ โดยอาคารควบคุม ภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม

4. การดำเนินการ โดย 1) พพ. เป็นผู้ประสานงาน ให้คำปรึกษา และประชาสัมพันธ์โครงการฯ ให้กับ กฟน. กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐ 2) ทีมงาน กฟน. หรือ กฟภ. และ อาคารควบคุมภาครัฐร่วมกันดำเนินการ โดยการสำรวจ ออกแบบ กำหนดมาตรการประหยัดพลังงาน โดยการกำหนดคุณสมบัติอุปกรณ์ (Spec) และคัดเลือกผู้ผลิต/ผู้จำหน่าย (Supplier) โดยการจัดทำสัญญาการจัดการพลังงาน โดยการควบคุมการติดตั้งอุปกรณ์ และทดสอบการใช้งาน และโดยการตรวจประเมินผลการจัดการพลังงาน 3) กฟน. หรือ กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ ร่วมกันติดต่อแหล่งเงินทุน (Bank & ESCO Fund) เพื่อขอกู้เงิน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการออกแบบ การติดตั้งอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน การรับประกัน และการบำรุงรักษาอุปกรณ์ 4) กฟน. หรือ กฟภ. เรียกเก็บค่าไฟฟ้าและค่าจัดการพลังงานจากอาคารควบคุมภาครัฐ ที่เข้าร่วมโครงการฯ ประมาณ 800 แห่ง 5) อาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ จ่ายเงินค่าไฟฟ้า และค่าจัดการพลังงานให้แก่ กฟน. หรือ กฟภ. และ 6) พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สนพ. เป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป

5. พพ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย โดย พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) (ลงนาม เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2554) และร่วมกับมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ ในการดำเนินโครงการนำร่องบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการบริหารจัดการเพื่อการ ประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ตามรายละเอียดของการดำเนินโครงการฯ ที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เสนอ โดยให้ดำเนินการโครงการนำร่อง 3 แห่ง ได้แก่ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และศูนย์ราชการเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา

2.ให้ พพ. ประสานกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้

3.ให้ พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

เรื่องที่ 8.1 สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
เรื่องที่ 8.2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 8.3 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์
เรื่องที่ 8.4 แนวทางการจัดเก็บป้ายภาษีทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 8.5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2554
เรื่องที่ 8.6 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 และ 2552

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2554 (ครั้งที่ 139)
วันพุธที่ 30 พฤศจิกายน 2554 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.นโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy)

2.แผนการ พัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012 - 2021)

3.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)

4.โครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน

5.การปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี

6.การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91

รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)

เรื่องที่ 1 นโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy)

สรุปสาระสำคัญ

1.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) โดยมีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 20 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายภายในปี 2565 และต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 20 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับการใช้พลังงานในปี 2553 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ หรือลดพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) ร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548

2. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายต่อรัฐสภา ที่จะต้องส่งเสริมผลักดันการอนุรักษ์พลังงานเต็มรูปแบบตาม ข้อ 3.5.4 ส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี ทั้งนี้ ให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรมอย่างครบวงจร และข้อ 3.5.5 ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงาน อย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี ประกอบกับเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2554 ในการประชุมระดับรัฐมนตรีเอเปค ครั้งที่ 23 ซึ่งผู้นำกลุ่มเอเปคได้ตกลงจะร่วมกันส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเพื่อให้ บรรลุเป้าหมาย ในการลดสัดส่วนของการใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติ (Energy Intensity : EI) ลงโดยรวมให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยประเทศไทยจะต้องมีส่วนร่วมในการลดการใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชา ชาติลงร้อยละ 26.5 ในปี 2573 ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงได้มีการปรับปรุงนโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy) ขึ้น โดยมุ่งเน้นการลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (CO2) ลง พร้อมทั้งการเป็นจุดเริ่มต้นในการให้ประเทศไทยก้าวไปสู่การเป็นสังคมคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Society) ดังนี้

2.1 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ได้กำหนดเป้าหมายตามนโยบายของรัฐบาลที่ลดระดับการใช้ พลังงานต่อผลผลิต (EI) ลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี โดยประเทศจะต้องลดการใช้พลังงานลง 38,200 ktoe ในปี 2573 หรือคิดเป็นการลดการปลดปล่อยก๊าซ CO2 ลง 130 ล้านตัน จำแนกเป็น ภาคอุตสาหกรรม ภาคขนส่ง ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ และภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านที่อยู่อาศัยเป็น 50, 47, 20 และ 13 ล้านตัน ตามลำดับ โดยแบ่งแผนการดำเนินงานตามเป้าหมายที่จะลดเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะเร่งด่วน (2554 - 2555) จำนวน 8 ล้านตันในปี 2555 ระยะสั้น (2554 - 2559) จำนวน 27 ล้านตันในปี 2559 ระยะกลาง (2554-2564) จำนวน 63 ล้านตันในปี 2564 และระยะยาว (2554 - 2573) จำนวน 130 ล้านตันในปี 2573 และจากคำประกาศของผู้นำกลุ่มประเทศเอเปค ประเทศไทยจะต้องลดค่า EI ให้ได้อย่างน้อย ร้อยละ 26.5 ภายในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 ทำให้ประเทศไทยจะต้องมีส่วนร่วมในการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 35,900 ktoe ซึ่งปัจจุบัน ประเทศไทยมีแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี มีเป้าหมายที่จะลดค่า EI ลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี หรือปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 ทำให้จะต้องลด การใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe แต่หากคำนวณค่า EI โดยใช้ปีฐานในปี 2548 ไทยสามารถลด EI ได้ถึงร้อยละ 55 ซึ่งแสดงให้เห็นว่าไทยสามารถลดการปล่อยเรือนกระจกจากการลดค่า EI ได้ดีกว่าเป้าหมายของเอเปคมาก

2.2 แผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021) โดยกำหนดเป้าหมายให้เพิ่มการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นร้อยละ 25 ของการใช้พลังงานทั้งหมดภายในปี 2564 ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2555 - 2559) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 5,625 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 11,426 ktoe และระยะที่ 2 (พ.ศ. 2560 - 2564) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 9,201 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 24,931 ktoe เมื่อดำเนินการตามแผน AEDP (2012 - 2021) จะลดการนำเข้าน้ำมันของประเทศประมาณปีละ 574,000 ล้านบาท และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ 76 ล้านตัน ในปี 2564 พร้อมทั้งมีรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิตประมาณ 23,000 ล้านบาทต่อปี

ตารางแสดงสถานภาพกำลังผลิตของพลังงานทดแทนในปัจจุบันและเป้าหมายในปี 2564

ที่มา: กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน

2.3 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการที่รัฐบาลได้ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างน้อยร้อยละ 25 และให้มีการส่งเสริมผลักดันการอนุรักษ์พลังงานเต็มรูปแบบโดยลด Energy Intensity ลงร้อยละ 25 ใน 20 ปี จะทำให้ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงประมาณ 206 ล้านตันต่อปี แบ่งเป็นจากแผน ADEP 76 ล้านตันในปี 2573 และจากแผนอนุรักษ์พลังงาน 130 ล้านตันในปี 2573

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้ยกเลิกแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 และวันที่ 27 เมษายน 2554 ตามลำดับ

2.เห็นชอบนโยบายด้านพลังงานของประเทศไทยตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564)

เรื่องที่ 2 แผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012 - 2021)

สรุปสาระสำคัญ

1.รัฐบาลได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ Alternative Energy Development Plan : AEDP (2012 - 2021) เพื่อกำหนดกรอบและทิศทางการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ ลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงและพลังงานชนิดอื่น ช่วยกระจายความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อการผลิตไฟฟ้า และลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยทั้งนี้คาดว่าในปี 2564 ความต้องการพลังงานในอนาคตของประเทศ เพิ่มขึ้น 99,838 ktoe จากปัจจุบัน 71,728 ktoe โดยในส่วนของพลังงานทดแทนตาม PDP 2010 และแผน AEDP (2012 - 2021) กำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม

2.สาระสำคัญแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564)

2.1 วัตถุประสงค์ เพื่อให้ประเทศไทยสามารถพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นพลังงานหลักของประเทศทดแทน การนำเข้าน้ำมันได้ในอนาคต เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และเพื่อวิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนสัญชาติไทยให้สามารถแข่ง ขันในตลาดสากล

2.2 ยุทธศาสตร์ ได้กำหนดยุทธศาสตร์ส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนตามแผน AEDP 6 ประเด็น ประกอบด้วย (1) การส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนอย่างกว้าง ขวาง (2) การปรับมาตรการจูงใจสำหรับการลงทุนจากภาคเอกชนให้เหมาะสมกับสถานการณ์ (3) การแก้ไขกฎหมาย และกฎระเบียบที่ยังไม่เอื้อต่อการพัฒนาพลังงานทดแทน (4) การปรับปรุงระบบโครงสร้างพื้นฐาน เช่น ระบบสายส่ง สายจำหน่ายไฟฟ้ารวมทั้งการพัฒนาสู่ระบบ Smart Grid (5) การประชาสัมพันธ์ และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชน และ (6) การส่งเสริมให้งานวิจัยเป็นเครื่องมือในการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานทดแทนแบบ ครบวงจร

2.3 เป้าหมาย โดยมีเป้าหมายในปี 2564 แต่ละประเภทของพลังงาน ดังนี้

ตารางค่าเป้าหมายตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี

ตารางเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพื่อการขับเคลื่อนและติดตาม

3. ผลประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับ

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2010 - 2021 ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของ ประเทศเป็นร้อยละ 25

เรื่องที่ 3 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)

สรุปสาระสำคัญ

1.ตามนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานของรัฐบาลกำหนดให้ส่งเสริมและผลักดัน การอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ประกอบกับ ผู้นำประเทศในกลุ่มความร่วมมือเศรษฐกิจเอเชียแปซิฟิค (APEC) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2554 ได้กำหนดเป้าหมายตกลงจะร่วมกันส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานโดยลดสัดส่วนของ การใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติ (Energy Intensity : EI) ลงโดยรวม ให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 เมื่อ เทียบกับปี 2548 โดยในส่วนของไทย จะต้องลดค่า EI ให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 26.5 เมื่อเทียบกับปี 2548 กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล และเป้าหมายของผู้นำเอเปคข้างต้น รวมทั้งบรรลุเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตให้ได้ ร้อยละ 25 ภายในปี 2573

2.สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2574)

2.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.3ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จาก ปี 2533 - ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน

2.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย

2.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ทั้งนี้ หากคำนวณค่า EI โดยใช้ปี พ.ศ. 2548 เป็นปีฐาน ไทยสามารถลด EI ได้ถึงร้อยละ 55 ซึ่งเกินกว่าค่าเป้าหมายของเอเปค

3.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ที่ได้ปรับปรุงใหม่ได้กำหนดกรอบการพัฒนาตามภาคเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย โดยในปี 2573 จะสามารถลดการใช้พลังงานได้ทั้งสิ้น 38,200 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณ การใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ ดังนี้

ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมสนับสนุนจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมและทิศทางตลาด (3) การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการ พลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง

กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน ได้แก่ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน อาทิ การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน (mandatory labeling) (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน เช่น การสนับสนุนการดำเนินการของบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน

6.ประโยชน์ที่จะได้รับจากการลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะก่อให้เกิดการประหยัดพลังงาน ขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,200 ktoe และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 130 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายด้านพลังงาน ได้ 707,700 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553

เรื่องที่ 4 โครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1.พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 4(1) กำหนดให้คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบาย เป้าหมาย หรือมาตรการเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานต่อคณะรัฐมนตรี กระทรวงพลังงานจึงได้เสนอโครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลัง น้ำลดของกระทรวงพลังงานต่อ กพช.

2.แนวทางการดำเนินการเยียวยาและฟื้นฟูผู้ประสบอุทกภัย การดำเนินงานเป็นการช่วยเหลือการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ เครื่องจักร ที่ได้รับความเสียหายจากอุทกภัยให้เป็นเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพสูงขึ้น ใน ภาคอาคาร และภาคอุตสาหกรรม โดยดำเนินงานตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ในมาตรา 7 สำหรับการช่วยเหลือฟื้นฟูภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ การปรับปรุงประสิทธิภาพการเผาไหม้ของเชื้อเพลิง การป้องกันการสูญเสียพลังงาน และการนำพลังงานที่เหลือจากการใช้แล้วกลับมาใช้ใหม่ เป็นต้น และมาตรา 17 ในการช่วยเหลือฟื้นฟูในภาคอาคารและที่อยู่อาศัย ได้แก่ การลดความร้อนจากแสงอาทิตย์ที่เข้ามาในอาคาร และการใช้วัสดุก่อสร้างอาคารที่จะช่วยอนุรักษ์พลังงาน เป็นต้น

3.มาตรการในการดำเนินงาน มี 3 ส่วนได้แก่ 1) มาตรการช่วยเหลือทางด้านการเงิน เช่น การสนับสนุนด้านเงินทุนหมุนเวียน (ESCO FUND) และการสนับสนุนด้านการลดอัตราดอกเบี้ย 2) มาตรการด้านการเยียวยาและฟื้นฟู เช่น การสนับสนุนการซ่อมแซมและปรับปรุงอุปกรณ์เครื่องจักรของโรงงานที่ได้รับผล กระทบจากอุทกภัย การฟื้นฟู ปรับปรุง และส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนสำหรับโครงการในพื้นที่ประสบอุทกภัย และการปรับแต่งเครื่องยนต์ (Tune Up) ที่ได้รับผลกระทบจากอุทกภัยให้มีประสิทธิภาพ และ 3) มาตรการด้านการให้คำปรึกษาและประชาสัมพันธ์ ได้แก่ การให้คำปรึกษาเพื่อฟื้นฟูปรับปรุงสภาพอุปกรณ์ เครื่องจักรของอาคารและโรงงานให้มีประสิทธิภาพ เป็นต้น

4.สำหรับตัวอย่างการให้ความช่วยเหลือ ได้แก่ (1) ภาคอาคารและที่อยู่อาศัย อาทิ การจัดมหกรรมสินค้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้าประสิทธิภาพสูงใน พื้นที่จังหวัดที่ประสบอุทกภัย เพื่อให้ประชาชนได้ซื้อสินค้าเพื่อการประหยัดพลังงาน ไปใช้ทดแทนอุปกรณ์ที่ได้รับความเสียหาย โดยนำเงินงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปช่วยอุดหนุนลด ราคาอุปกรณ์ร้อยละ 20 ซึ่งคาดว่าจะมีประชาชนประมาณ 1,000,000 ครัวเรือน ที่จะได้รับความช่วยเหลือภายใต้งบประมาณโครงการ 2,000 ล้านบาท และ (2) ภาคอุตสาหกรรม อาทิ การช่วยเหลือโดยให้เงินอุดหนุนให้กับโรงงานอุตสาหกรรม และ SMEs ในการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ เครื่องจักร ที่ได้รับความเสียหายจากอุทกภัยให้เป็นอุปกรณ์เครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพ สูงขึ้น เช่นมอเตอร์ไฟฟ้า และปั้มสูบน้ำประสิทธิภาพสูง โดยนำเงินงบประมาณกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปช่วยอุดหนุนลด ราคาอุปกรณ์ เครื่องจักรอัตราร้อยละ 20 ซึ่งคาดว่าจะมีผู้ประกอบการ SMEs ประมาณ 200,000 โรงงานที่จะได้รับความช่วยเหลือ ภายใต้งบประมาณโครงการ 2,000 ล้านบาท

5.หลักเกณฑ์และเงื่อนไขการใช้จ่ายเงินในการดำเนินโครงการ โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนฯ ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเงื่อนไขของการใช้จ่ายเงินให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ตามมาตรา 25 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2550 และดำเนินโครงการด้านการอนุรักษ์พลังงานและการส่งเสริมพลังงานทดแทนใน พื้นที่ที่ประสบอุทกภัยให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2555

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์ในการดำเนินโครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ภายในวงเงินรวม 10,000 ล้านบาท

2.มอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินโครงการแผนการฟื้นฟูผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน โดยให้เป็นไปตามมาตรา 28 (1) และ (2) ในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2555

เรื่องที่ 5 การปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี

สรุปสาระสำคัญ

2.คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2552 และวันที่ 14 กรกฎาคม 2552 เห็นชอบมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและประเภทหอพักและอพาร์ทเมนต์ ที่มีอัตราค่าเช่าไม่เกิน 3,000 บาท/เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 จนถึงเดือนธันวาคม 2552 ซึ่งต่อมา คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการมาตรการลดภาระค่าครอง ชีพอย่างต่อเนื่องจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2554

คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 มีมติรับทราบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดย กพช. เห็นชอบกำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ได้รับการอุดหนุนให้ใช้ไฟฟ้าฟรี 90 หน่วย โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ทั้งนี้จากการคำนวณภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นวงเงินประมาณ 12,000 ล้านบาทต่อปี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตรา 0.12 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร ซึ่งจากการดำเนินมาตรการดังกล่าวได้ส่งผลให้ภาคอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาด ใหญ่ของประเทศต้องแบกรับภาระจากการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี โดยค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 ซึ่งภาระต้นทุนดังกล่าวส่งผลกระทบต่อขีดความสามารถในการแข่งขันและมีข้อร้อง เรียนว่าไม่เป็นธรรมกับภาคอุตสาหกรรมที่จะต้องรับภาระการอุดหนุนแทนภาครัฐ และขอให้มีการทบทวนมาตรการดังกล่าว

3.สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้ร่วมกันพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้น และได้วิเคราะห์เพิ่มเติมการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือน สรุปได้ว่า เพื่อให้การดำเนินนโยบายดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยประสบ ความสำเร็จโดยไม่ผลักภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นมากเกินไป จึงควรปรับมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือน ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ทั้งนี้ได้คำนวณเปรียบเทียบภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่าย ไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90, 65 และ 50 หน่วยต่อเดือน ดังนี้

ซึ่งผลการคำนวณเปรียบเทียบภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าทั้ง 3 ประเภท เป็นดังนี้

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้มีการปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และกระจายภาระค่าใช้จ่ายไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร

2.มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป โดยพิจารณาถึงวันเริ่มต้นการใช้มาตรการค่าไฟฟ้าฟรีที่ปรับปรุงใหม่ให้มีความ เหมาะสม

เรื่องที่ 6 การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91

สรุปสาระสำคัญ

เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 กพช. เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกการใช้น้ำมันเบนซิน 91 โดยมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแนวทางและแผนปฏิบัติการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

การผลิตและการใช้เอทานอลในปี 2554 มีโรงงานผลิตเอทานอล จำนวน 19 แห่ง มีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตรต่อวัน และมีปริมาณความต้องการใช้เอทานอล 1.3 ล้านลิตรต่อวัน ทำให้มีกำลังการผลิตส่วนเกิน 1.63 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะช่วยเพิ่มความต้องการใช้เอทานอล โดยไม่มีปัญหาเรื่องปริมาณการผลิตไม่เพียงพอ เนื่องจากโรงงานเอทานอลมีศักยภาพการผลิตเหลือเพียงพอรองรับความต้องการที่ เพิ่มขึ้นได้

กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ภายใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) โดยกำหนดให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ภายในปี 2555 ซึ่งจะมีผลกระทบและข้อจำกัด คือ เนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันมีขีดความสามารถสูงสุดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน เพียง 495 ล้านลิตรต่อเดือน ดังนั้น จึงไม่เพียงพอรองรับปริมาณความต้องการใช้ที่ระดับ 525-507 ล้านลิตรต่อเดือนได้ จึงต้องนำเข้าจากต่างประเทศ ประมาณ 30-12 ล้านลิตรต่อเดือน

ผลกระทบจากการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 พบว่า มีข้อดี คือ ช่วยเพิ่มปริมาณการใช้เอทานอล 19 - 21 ล้านลิตรต่อเดือน หรือ 0.6 - 0.7 ล้านลิตรต่อวัน สามารถสร้างมูลค่าให้กับอุตสาหกรรมเอทานอลได้ 404 - 477 ล้านบาทต่อเดือน ลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศทำให้ราคาผลผลิตทางการเกษตรมีเสถียรภาพ เป็นการช่วยเหลือเกษตรกรในประเทศ และลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และข้อเสีย คือ โรงกลั่นน้ำมันอาจจะไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) หรือน้ำมันองค์ประกอบ (Components) บางตัวได้เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงต้องนำเข้าประมาณ 12 - 30 ล้านลิตรต่อเดือน ในขณะที่ต้องส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือจากการยกเลิกการผลิตน้ำมัน เบนซิน 91 ประมาณ 96 - 113 ล้านลิตรต่อเดือน ส่งผลให้ มีต้นทุนการผลิตแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้น หากบริหารจัดการไม่ดี

5.ปัญหาและข้อจำกัด ได้แก่ (1) ข้อจำกัดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยการปรับปรุงหน่วยกลั่น เพื่อให้สามารถผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานเพิ่มขึ้นอาจทำได้ไม่มากนัก เนื่องจากโรงกลั่นบางแห่งได้ดำเนินการปรับปรุงการผลิตของหน่วยกลั่นเพื่อ ผลิตน้ำมันยูโร 4 ไปในระดับหนึ่งแล้ว และโรงกลั่นน้ำมันไม่สามารถปรับเปลี่ยนการผลิตน้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันเบนซิน 95 ให้กลายเป็นน้ำมันเบนซินพื้นฐานในสัดส่วน 1:1 ได้เนื่องจากมีข้อจำกัดเรื่องค่าความดันไอ (RVP) และค่าอุณหภูมิการกลั่นที่ 50% (T-50) ดังนั้น หากต้องการ ให้ผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานได้เพิ่มขึ้น อาจต้องพิจารณาผ่อนผันค่า RVP และ T-50 ซึ่งกรณีดังกล่าวยังไม่เป็นที่ยอมรับของอุตสาหกรรมยานยนต์ในปัจจุบัน จะส่งผลให้เกิดปัญหา Vapor Lock และทำให้เกิดมลพิษเพิ่มขึ้นด้วย (Evaporative Emissions) (2) ข้อจำกัดเรื่องขีดความสามารถของ Facilities โดยโรงกลั่นน้ำมันอาจจะไม่สามารถนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือในปริมาณที่เพิ่มสูงขึ้นในระยะเวลาต่อ เนื่องยาวนานได้ เนื่องจากถังเก็บน้ำมันในกลุ่มเบนซิน (เบนซินและแก๊สโซฮอล์) มีจำนวนน้อย และเป็นถังขนาดเล็ก ทำให้มีข้อจำกัดในเรื่องการหมุนเวียนถังในการรับ-จ่ายน้ำมัน และท่อน้ำมัน และท่าเรือที่ใช้ในการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันองค์ประกอบเพื่อผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือ ซึ่งเป็นช่องทางเดียวกับที่ใช้จ่ายน้ำมันสำเร็จรูปให้กับลูกค้าภายในประเทศ และ (3) การนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันองค์ประกอบเพื่อผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยการนำเข้าในกรณีเร่งด่วนหรือฉุกเฉินจะมีราคาสูง เนื่องจากเป็นข้อกำหนดคุณภาพ (specification) ที่ต้องสั่งผลิตโดยเฉพาะไม่มีจำหน่ายในตลาดโดยทั่วไป โดยต้องปรับให้มีค่า RVP และ T-50 สูง อีกทั้งไทยได้บังคับใช้มาตรฐานยูโร 4 แล้ว

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไป

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปแก้ไขปัญหาการผลิตและการนำเข้า น้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

    มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
    ครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138)
    วันศุกร์ที่ 30 กันยายน 2554 เวลา 15.30 น.
    ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

        1.สรุปสาระสำคัญนโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
        2.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
        3.ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)
        4.การขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
        5.นโยบายการการส่งเสริมพลังงานทดแทน

    นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
    ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สรุปสาระสำคัญนโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)

สรุปสาระสำคัญ

คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซ LPG และก๊าซ NGV ซึ่งมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และก๊าซ NGV ไปจนถึง มิถุนายน 2554 (2) ให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึง มิถุนายน 2554 (3) ยกเลิกการกำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.34 บาท/กก. และ (4) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำมาตรการและแนวทางช่วยเหลือกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิคและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ ในกรณีที่รัฐมีนโยบายให้ทยอยปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม และให้นำกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
        ครม. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง นโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ซึ่งมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่งไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) ให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. (3) ให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และ (4) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
        กบง. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2554 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมและได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม โดยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคอุตสาหกรรม ตามระยะเวลาและอัตรา ดังต่อไปนี้
            ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 - 30 กันยายน 2554 ในอัตรากิโลกรัมละ 2.8037 บาท
            ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2554 - 31 ธันวาคม 2554 ในอัตรากิโลกรัมละ 5.6075 บาท
            ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 - 31 มีนาคม 2555 ในอัตรากิโลกรัมละ 8.4112 บาท
            ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2555 เป็นต้นไป ในอัตรากิโลกรัมละ 11.2150 บาท
            โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตาม ตรวจสอบ และเฝ้าระวังการลักลอบการใช้ก๊าซ LPG ผิดประเภท แล้วให้รายงานผลการดำเนินการเสนอ กบง. เพื่อทราบต่อไป
        ในปี 2554 (มกราคม - กรกฎาคม) การจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศมาจากการผลิตในประเทศ 414 พันตัน/เดือน และจากการนำเข้า 118 พันตัน/เดือน สำหรับส่วนที่ผลิตในประเทศมาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 280 พันตัน/เดือน และจากโรงกลั่นน้ำมัน 134 พันตัน/เดือน ส่วนความต้องการใช้หลักจะอยู่ ในภาคครัวเรือน 216 พันตัน/เดือน ที่เหลืออยู่ในภาคขนส่ง 73 พันตัน/เดือน ภาคอุตสาหกรรม 65 พันตัน/เดือนและภาคปิโตรเคมี 186 พันตัน/เดือน
        ปี 2553 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 583 - 921 เหรียญสหรัฐ/ตัน เฉลี่ยอยู่ที่ 711 เหรียญสหรัฐ/ตัน และภาระการชดเชยก๊าซ LPG จากการนำเข้า จากต่างประเทศโดยตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 17 กันยายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,880 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 57,339 ล้านบาท รวมทั้งภาระการชดเชยก๊าซ LPG จากการโรงกลั่น ตั้งแต่ 14 มกราคม - สิงหาคม 2554 ประมาณ 7,354 ล้านบาท
        ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2554 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 6,895 ตันต่อวัน และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 453 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 19 สถานี สถานีลูก 434 สถานี ครอบคลุม 52 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 283,431 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 193,051 คัน รถดีเซล 38,699 คัน และรถ OEM 51,681 คัน นอกจากนั้นกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมตั้งแต่ มีนาคม 2553-สิงหาคม 2554 ประมาณ 6,202 ล้านบาท
        ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 26 กันยายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 16,867 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 18,168 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 18,024 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 144 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯสุทธิติดลบ 1,302 ล้านบาท
        ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคา ดังนี้
            (1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
                ภาคครัวเรือน : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555
                ภาคขนส่ง : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงาน และปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่ 16 มกราคม 2555เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาท/กก. (0.41 บาท/ลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาท/กก. จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
                ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
            (2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV
                ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตรา เงินชดเชยในอัตรา 2 บาท/กก. ต่อไปตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2554 จนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV
                ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาท/กก. ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป
                ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาท/กก. จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 - เมษายน 2555
                เพื่อบรรเทาผลกระทบจากแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จึงมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาหาแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มดังกล่าวต่อไป
            (3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
                ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
                ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
            (4) ผลกระทบต่อรายรับ-รายจ่าย ของกองทุนน้ำมัน
                ทั้งนี้หากดำเนินการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จะมีผลทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ ณ สิ้นปี 2555 อยู่ที่ 3,877 ล้านบาท
        ประเด็นเพื่อพิจารณา (1) ขอความเห็นชอบข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ภาคอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป

    มติของที่ประชุม

        เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคา ดังนี้
            1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
                ภาคครัวเรือน : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555
                ภาคขนส่ง : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงาน และปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาท/กก. (0.41 บาท/ลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาท/กก. จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
                ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
            2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV
                (1) ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยในอัตรา 2 บาท/กก. ต่อไปตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2554 จนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV
                (2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาท/กก. ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 จนถึงธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป
                (3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาท/กก. จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 - เมษายน 2555
                (4) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จึงมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาหาแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มดังกล่าวต่อไป
            3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
                (1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
                (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาท/ลิตร ตั้งแต่16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
        มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
        มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป

เรื่องที่ 2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

        กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว โดยการปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อป้องกันปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะเกิดจากผู้ค้าน้ำมันลดหรืองดการจำหน่ายเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดทุน และ กพช. ได้เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมันของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะต้องมีรายจ่ายจากการจ่ายเงินชดเชยตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันประมาณ 3,800 ล้านบาท และต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 กบง.มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ลงเหลือ 0 บาทต่อลิตรตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2554
        การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2554 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลไม่จูงใจให้ผู้บริโภคใช้ และเพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลมากขึ้น กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 จากอัตรา 2.40 บาทต่อลิตรเป็น 1.40 บาทต่อลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และ แก๊สโซฮอล 95 (E20) ชนิดละ 1.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตราชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ นับตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2554 เป็นต้นไป
        เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เสนอเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ วงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 1 ปี โดยให้คณะอนุกรรมการด้านจริยธรรม ธรรมาภิบาล บริหารความเสี่ยง และการจัดหาเงินสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน พิจารณารวบรวมข้อมูลและเงื่อนไขเกี่ยวกับการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ก่อนเสนอ กพช. ทั้งนี้ ให้เจรจากับสถาบันการเงินมากกว่าหนึ่งแห่งเพื่อเป็นทางเลือก และวงเงินสินเชื่อควรเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line)
        แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
            4.1 ฐานะกองทุนฯ ณ วันที่ 26 กันยายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 16,867 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 18,168 ล้านบาท มีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 1,302 ล้านบาท (รวมเงินฝากโครงการส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันจำนวน 500 ล้านบาท)
            4.2 สบพน. จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด ตามแนวทางที่ สนพ. จะนำเสนอรัฐบาล ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 จนไปสู่อัตราเดิมก่อนดำเนินมาตรการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลอัตรา 0.60 บาท/ลิตรตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 (3) ยกเลิกเบนซิน 91 ในปี 2556 และ (4) เริ่มปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคขนส่ง และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในเดือนธันวาคม 2554
        สบพน. ได้จัดทำประมาณการทางการเงิน ดังนี้ (1) กรณีศึกษาที่ 1 ดำเนินการตามแนวทางที่ สนพ. เสนอ (2) กรณีศึกษาที่ 2 ปรับระยะเวลาเริ่มดำเนินการตามกรณีศึกษาที่ 1 เฉพาะนโยบายด้านน้ำมัน ตามข้อ 4.2(1) และ ข้อ 4.2(2) ออกไปอีก 2 เดือน และ (3) กรณีศึกษาที่ 3 ปรับระยะเวลาเริ่มดำเนินการตามกรณีศึกษาที่ 1 ทุกประเภทเชื้อเพลิง ตามข้อ 4.2(1), ข้อ 4.2(2) และ ข้อ 4.2(4) ออกไปอีก 2 เดือน ซึ่งสรุปได้ดังนี้

        จาก 3 กรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มขาดสภาพคล่องทางการเงิน มีเงินสดคงเหลือติดลบประมาณเดือนธันวาคม 2554 และหากเริ่มปรับราคา LPG ภาคขนส่ง และ NGV ในเดือนธันวาคม 2554 และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 เป็นต้นไป กองทุนฯ มีกระแสเงินสดสุทธิติดลบเพียง 8 เดือน และมีความต้องการวงเงินสินเชื่อประมาณ 6,000 ล้านบาท และหากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ (ตามข้อ 4.2(1) และ 4.2(2)) ล่าช้าไป 2 เดือนจากเดิม เริ่มดำเนินการในเดือนมกราคม 2555 เป็นเริ่มในเดือนมีนาคม 2555 โดยที่ยังคงเริ่มปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม และ NGV (ตามข้อ 4.2(4)) ในเดือนธันวาคม 2554 ตามเดิม หรือในกรณีที่เริ่มดำเนินการตามแนวทางทั้งหมดจากที่กำหนดไว้ใน ข้อ 4.2(1), ข้อ 4.2(2) และ ข้อ 4.2(4) โดยล่าช้าไปอีก 2 เดือน กองทุนน้ำมันฯ จะมีกระแสเงินสดสุทธิติดลบ 10 เดือน และมีความต้องการวงเงินสินเชื่อประมาณ 11,000-12,000 ล้านบาท ตามลำดับ และมีระยะเวลากู้เงินประมาณ 1 ปี 5 เดือน (ธันวาคม 2554 - เมษายน 2556)

        เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2554 คณะอนุกรรมการด้านจริยธรรม ธรรมาภิบาลฯ ได้มีมติเห็นควรให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงินวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line) ทั้งนี้ ในกรณีที่รัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการ ในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา และให้ สบพน. เสนอแนวทางการจัดหาเงินนี้เสนอประธานคณะกรรมการสถาบันฯเพื่อขอความเห็นชอบ ก่อนเสนอ กพช. ต่อไป

    มติของที่ประชุม

        เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท (หนึ่งหมื่นล้านบาท) ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line)
        หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงานให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา

เรื่องที่ 3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)

        กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งได้มีแก้ไขเพิ่มเติม โดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสอง กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจออกกฎกระทรวง กำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่องจักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
        เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วย (1) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (2) กฎกระทรวงกำหนดตู้เย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (3) กฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (4) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (5) กฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 (6) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (7) กฎกระทรวงกำหนดหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 และ (8) กฎกระทรวงกำหนดกระติกน้ำร้อนไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552
        พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ (1) บัลลาสต์ขดลวดประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัวที่มีประสิทธิภาพสูง (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ แบ่งเป็น หลอดมีบัลลาสต์ในตัวที่มีประสิทธิภาพสูง และหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยวที่มีประสิทธิภาพสูง (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่มีประสิทธิภาพสูง และ (5) เตาหุงต้มในครัวเรือน ใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวประสิทธิภาพสูง โดยจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวง 6 ฉบับ ซึ่ง พพ. ได้นำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน และได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการพัฒนากฎหมาย ของ พพ. และคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
        ร่างกฎกระทรวงฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย (1) บันทึกหลักการและเหตุผล... ชื่อผลิตภัณฑ์... (2) ร่างกฎกระทรวงฯ... ชื่อผลิตภัณฑ์... 1) กำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ 2) อ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ 3) รายละเอียดในกฎกระทรวงฯ ข้อ 1 กำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภทของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ข้อ 2 กำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ ข้อ 3 วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ข้อ 4 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ ข้อ 5 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) วันบังคับใช้
        การกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้
            5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์ขดลวดที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ผลิตระบุ
            5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดาน และชนิดส่ายรอบตัวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดของพัดลมไฟฟ้าและขนาด
            5.3 หลอดคอมแพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ประกอบด้วย (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดมีบัลลาสต์ในตัวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่กำหนด และอุณหภูมิสีของหลอดมีบัลลาสต์ในตัว (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่กำหนด รูปร่าง (หลอดแฝดและหลอดแฝดสอง) และอุณหภูมิสีของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว ที่ผู้ผลิตระบุ
            5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่ผู้ผลิตระบุ
            5.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานสำหรับเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีประสิทธิภาพสูง ทุกขนาดโดยมีค่าประสิทธิภาพพลังงานระหว่างร้อยละ 53 ถึงร้อยละ 70

    มติของที่ประชุม

        เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ในข้อ 5 ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ
        มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป

เรื่องที่ 4 การขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

ความเป็นมา
        กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ออกกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือ ขนาดอาคาร หลักเกณฑ์และวิธีการมาตรฐานในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยกำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงที่มีขนาดรวมกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป จะต้องออกแบบให้ระบบต่างๆ ของอาคารเป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวง ซึ่งออกตามมาตรา 19 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม 2550) และถ้าคณะกรรมการควบคุมอาคาร ตามพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 พิจารณาให้ความเห็นชอบที่จะนำมาใช้บังคับกับการควบคุมอาคารด้วยแล้ว ให้ถือว่ากฎกระทรวงดังกล่าวมีผลเสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 แห่ง พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
        ข้อกำหนดตามกฎกระทรวง
        กฎกระทรวงฯ ได้กำหนดประเภทอาคาร 9 ประเภท ประกอบด้วย สถานพยาบาล สถานศึกษา สำนักงาน อาคารชุมนุมคน อาคารโรงมหรสพ อาคารโรงแรม อาคารสถานบริการ และอาคารห้างสรรพสินค้าหรือศูนย์การค้า ที่ออกแบบก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง หากมีพื้นที่รวมกันทุกชั้นในหลังเดียวกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ต้องมีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานให้เป็นไปตามข้อกำหนด ในระบบต่างๆ ดังต่อไปนี้ (1) ระบบกรอบอาคาร (ผนัง, หลังคา) (2) ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง (3) ระบบปรับอากาศ (ขนาดเล็ก, ขนาดใหญ่, แบบดูดกลืน) (4) อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน (หม้อไอน้ำ, หม้อต้มน้ำร้อน, ฮีตปั้ม) (5) การใช้พลังงานรวมของอาคาร และ (6) การใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่าง ๆ ของอาคาร
        สถานภาพของกฎกระทรวงและประกาศกระทรวง
            3.1 กฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 มีผลบังคับใช้เมื่อพ้น 120 วัน นับจากประกาศในราชกิจจานุเบกษา ทำให้มีผลทางกฎหมายในวันที่ 20 มิถุนายน 2552
            3.2 ประกาศกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ประกอบด้วย (1) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องการกำหนดค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะขั้นต่ำ และค่าประสิทธิภาพการให้ความเย็น และค่าพลังไฟฟ้าต่อตัน ความเย็นของระบบปรับอากาศที่ติดตั้งใช้งานในอาคาร และ (2) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารแต่ละระบบการใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร
            ทั้งนี้ ประกาศกระทรวงทั้งสองฉบับได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2552 โดยมีผลบังคับใช้ทันที
        สถานภาพการบังคับใช้กฎกระทรวงฯ
        พพ. ได้มีหนังสือถึงกรมโยธาธิการและผังเมือง (ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการควบคุมอาคาร) เพื่อนำเสนอคณะกรรมการควบคุมอาคาร พิจารณาความเห็นชอบในการนำเอากฎกระทรวงฯ มาใช้บังคับเสมือนเป็นกฎกระทรวงตามความในมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2552 และกรมโยธาธิการฯ ได้มีหนังสือถึง พพ. เมื่อ 22 เมษายน 2554 แจ้งให้ทราบว่า คณะกรรมการควบคุมอาคารยังไม่เห็นสมควรที่จะให้ความเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว โดยมีเหตุผลและข้อคิดเห็นสรุปได้ดังนี้ "เจตนารมณ์ของกฎหมายควบคุมอาคาร มุ่งเน้นควบคุมการก่อสร้างให้มีความแข็งแรงปลอดภัยเพื่อป้องกัน ภยันอันตรายต่อชีวิตและทรัพย์สินของประชาชน ส่วนเจตนารมณ์ของกฎหมายด้านการอนุรักษ์พลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมการใช้พลังงานให้มีประสิทธิภาพ โดยบทพิจารณาโทษของกฎหมายทั้ง 2 ฉบับดังกล่าว มีความแตกต่างกัน หากกฎกระทรวงตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีผลเหมือนมาตรา 8 ของ พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร จะต้องมีโทษเป็นไปตาม พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร ซึ่งมีความรุนแรงมากกว่า"ดังนั้น ในปัจจุบันควรเป็นมาตรการในลักษณะการส่งเสริมและสนับสนุน และเมื่อใดที่สังคมหรือประชาชนมีความพร้อมในด้านการอนุรักษ์พลังงาน และเหมาะสมต่อสภาพการบังคับใช้ควบคุมตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารแล้ว คณะกรรมการควบคุมอาคารจะพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของกฎกระทรวงฯ ดังกล่าวอีกครั้งหนึ่ง
        การส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายที่ผ่านมา
        เพื่อเป็นการส่งเสริมและสนับสนุนให้ผู้ที่จะขออนุญาตก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร มีการออกแบบอาคารให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กฎหมายกำหนด โดยไม่รอให้กฎหมายมีผลบังคับใช้ พพ. จึงได้ดำเนินการ "โครงการส่งเสริมและกำกับการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลง" ระหว่างปี 2553 - 2554 โดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สรุปการดำเนินงานได้ดังนี้
            5.1 จัดตั้ง "ศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน" ขึ้นที่ พพ. เพื่อเป็นศูนย์รวมข้อมูลด้านวิชาการและด้านเทคนิคการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน รวมถึงการให้บริการตรวจประเมินแบบอาคาร และให้ข้อเสนอแนะในการปรับปรุงแบบอาคารให้มีการอนุรักษ์พลังงานตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด
            5.2 ประชาสัมพันธ์การจัดตั้งและการให้บริการของศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคาร เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยผ่านทางสื่อต่างๆ เช่น หนังสือพิมพ์ วารสาร เว็บไซต์ และอื่นๆ
            5.3 พัฒนาและอบรมการใช้โปรแกรมสำเร็จรูปการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (Building Energy Code, BEC) ให้แก่วิศวกร สถาปนิก และผู้สนใจทั่วไป ประมาณ 900 คน
            5.4 จัดฝึกอบรมการตรวจสอบเอกสารประกอบการยื่นขออนุญาตก่อสร้างอาคาร ให้กับเจ้าหน้าที่ส่วนกลางและส่วนภูมิภาคที่เกี่ยวข้องกับการขออนุญาตก่อสร้างอาคาร ประมาณ 2,000 คน
            5.5 บริการตรวจประเมินแบบอาคารให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด โดยไม่เสียค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น รวมประมาณ 100 แบบ
            5.6 สร้างเครือข่ายความร่วมมือในการส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมาย โดยได้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือฯ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น จำนวน 7 แห่ง ประกอบด้วย เทศบาลนครเชียงใหม่ เมืองพัทยา กรุงเทพมหานคร เทศบาลนครนครราชสีมา เทศบาลนครหาดใหญ่ เทศบาลนครภูเก็ต และเทศบาลเมืองเกาะสมุย
            5.7 ลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือฯ กับสมาคมวิศวกรรมสถานแห่งประเทศไทย ในพระบรมราชูปถัมภ์ (วสท.) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายให้เป็นที่แพร่หลาย โดย วสท. จะให้ความร่วมมือในการจัดฝึกอบรมการใช้โปรแกรม BEC ซึ่งพัฒนาโดย พพ. ให้แก่สมาชิก และผู้สนใจทั่วไป
        แนวทางการขอความร่วมมือจากหน่วยงานภาครัฐ
        เพื่อเป็นการส่งเสริมและสนับสนุนให้ผู้ประกอบการมีการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรฐานและหลักเกณฑ์ที่กฎหมายกำหนดโดยสมัครใจและแพร่หลายมากยิ่งขึ้น จึงสมควรเริ่มต้นจากหน่วยงานภาครัฐก่อน เพื่อเป็นตัวอย่างอันดีให้แก่ภาคเอกชนโดยขอความร่วมมือจากหน่วยงานภาครัฐที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร มีการออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด ภายใต้การสนับสนุนงบประมาณจากรัฐบาลในส่วนของค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่สูงขึ้น

    มติของที่ประชุม

        เห็นชอบให้หัวหน้าหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่งให้ความร่วมมือในการตรวจประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ ตามที่กฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการออกแบบอาคารเพื่ออนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 กำหนด
        เห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาคำขอตั้งงบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ที่ได้ตรวจประเมินแบบแล้ว โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2556

เรื่องที่ 5 นโยบายการการส่งเสริมพลังงานทดแทน

สรุปสาระสำคัญ

        รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการใช้การวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยกำหนดเป้าหมายให้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี และให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรมอย่างครบวงจร กระทรวงพลังงานได้มีแผนการส่งเสริมเอทานอล ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี เพื่อเป็นการลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศ เพิ่มมูลค่าและสร้างเสถียรภาพให้กับผลผลิตทางการเกษตร โดยการสร้างตลาดเอทานอลอย่างยั่งยืน ส่งเสริมอุตสาหกรรมเอทานอลแบบครบวงจรและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และการส่งเสริมให้ผู้บริโภคใช้เชื้อเพลิงเอทานอล โดยกำหนดเป้าหมายให้มีการใช้เอทานอล ไม่น้อยกว่า 9 ล้านลิตรต่อวัน ภายในปี พ.ศ. 2565 โดยมีแผนการส่งเสริมเอทานอลแผนที่มาผ่าน เช่น การกำหนดราคาขายปลีกแก๊สโซฮอลให้จูงใจต่อประชาชน เสริมให้มีการใช้รถยนต์ E85 การส่งเสริมการใช้ E10 และ E20 ในรถจักรยานยนต์ การส่งเสริมการใช้เอทานอลในภาคอุตสาหกรรม และส่งเสริมการส่งออกเอทานอล (HUB)
        การผลิตเอทานอลในปี 2554 มีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบในการผลิตจากกากน้ำตาล 9 แห่ง กำลังการผลิต 1.30 ล้านลิตรต่อวัน จากมันสำปะหลัง 4 แห่ง กำลังการผลิต 0.63 ล้านลิตรต่อวัน และจากกากน้ำตาลและมันสำปะหลัง 6 แห่ง กำลังการผลิต 1.00 ล้านลิตรต่อวัน
        เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลมากขึ้น คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 จึงได้มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้
            ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลง 1.00 บาทต่อลิตร จาก 2.40 บาทต่อลิตร เป็น 1.40 บาทต่อลิตร
            ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ขึ้น 1.50 บาทต่อลิตร จากส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร
            ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ขึ้น 1.50 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 2.80 บาทต่อลิตร
        ปัจจุบันมีการใช้น้ำมันเบนซิน 91 ประมาณ 8.5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งหากมีการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะส่งผลให้การใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นประมาณ 7 ล้านลิตรต่อวัน จากประมาณ 12 ล้านลิตร เป็น 19 ล้านลิตรต่อวัน ทำให้การใช้เอทานอลเพิ่มขึ้นประมาณ 0.7 ล้านลิตรต่อวัน จากประมาณ 1.3 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 2 ล้านลิตรต่อวัน
        ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอที่ประชุมเพื่อพิจารณายกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2555

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบในหลักการในการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 โดยมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแนวทางและแผนปฏิบัติการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2554 (ครั้งที่ 137)
วันศุกร์ที่ 26 สิงหาคม 2554 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

เรื่องที่ 1 มาตรการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากน้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซลเพื่อลดภาระของผู้บริโภค

นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 มาตรการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากน้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซลเพื่อลดภาระของผู้บริโภค

สรุปสาระสำคัญ

1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดตั้งขึ้นตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 ธันวาคม 2547) ซึ่งเป็นคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ออกโดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและ ป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาขายปลีกน้ำมัน เชื้อเพลิง และใช้เป็นเครื่องมือของรัฐเพื่อเป็นมาตรการในการป้องกันภาวะการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ

2. เพื่อแก้ไขปัญหาค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนของผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น รัฐบาลจึงมีนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกโดยการชะลอการเก็บเงิน เข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบางประเภทชั่วคราวเพื่อให้ราคาน้ำมันลดลงทันที ซึ่งจะช่วยเพิ่มกำลังการซื้อสุทธิให้กับประชาชน ส่งผลดีต่อการเติบโตทางเศรษฐกิจ และหลังจากนั้นจึงจะมีการปรับโครงสร้างราคาพลังงานทั้งระบบให้มุ่งสู่การ สะท้อนราคาต้นทุนพลังงานมากขึ้นและต้องคำนึงถึงการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล ตามนโยบายของรัฐบาล

3. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 22 สิงหาคม 2554 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และดีเซล อยู่ที่ 47.34, 41.94 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 7.50 , 6.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

4. หากมีการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว จะมีผลดังนี้

(1) การงดการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 95 ลง 7.50 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 ลง 6.70 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล ลง 2.80 บาทต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซิน 95 ลดลง 8.02 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 ลดลง 7.17 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล ลดลง 3.00 บาทต่อลิตร

(2) รายรับของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงสุทธิ 6,160 ล้านบาทต่อเดือน โดยรายรับจากน้ำมันเบนซินลดลง 1,530 ล้านบาทต่อเดือน และน้ำมันดีเซล ลดลง 4,629 ล้านบาทต่อเดือน

(3) การงดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยที่ผู้ค้าน้ำมันได้ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 , 91 และดีเซล ที่ 7.50 , 6.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ไปแล้ว หากรัฐบาลไม่ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงในสต๊อกคงเหลือจะส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันไม่ สั่งน้ำมันมาจำหน่าย ทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันในตลาด และในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันจะเกิดการชะลอการกลั่นน้ำมันจากการที่น้ำมัน สำเร็จรูปล้นถังเนื่องจากไม่มีการสั่งซื้อ

5. แนวทางการดำเนินการบรรเทาผลกระทบจากการชะลอการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล โดย

(1) ต้องมีการชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงค้างสต๊อกคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมันจากการปรับ ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทันที ของน้ำมันเบนซิน 95 ลิตรละ 7.50 บาท น้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 6.70 บาท และน้ำมันดีเซลลิตรละ 2.80 บาท ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ในวงเงินประมาณ 3,000 ล้านบาท

(2) จัดทำคำสั่งนายกรัฐมนตรี เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่จะมีประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ และให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ

(3) กำหนดแนวทางปฏิบัติสำหรับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเมื่อมีการประกาศราคาขายปลีก ใหม่ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการดังนี้

1) กระทรวงพลังงาน สั่งให้กรมธุรกิจพลังงาน และสำนักงานพลังงานจังหวัด ส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันทุกแห่งในกรุงเทพมหานคร และในจังหวัดที่รับผิดชอบ และให้สำนักงานพลังงานจังหวัดส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันคงเหลือให้ กรมธุรกิจพลังงาน อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ

2) กระทรวงมหาดไทย สั่งให้ผู้ว่าราชการจังหวัดสั่งการให้นายอำเภอท้องที่ส่งเจ้าหน้าที่ของ หน่วยงานในท้องที่ และผู้บริหารท้องถิ่น ส่งพนักงานองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับมอบหมาย ไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมันในพื้นที่จังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ

3) กระทรวงพาณิชย์ สั่งให้กรมการค้าภายในจังหวัด ส่งเจ้าหน้าที่ไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมันในจังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ

4) สำนักงานตำรวจแห่งชาติ สั่งให้เจ้าหน้าที่ตำรวจไปตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมัน ร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน ในเขตกรุงเทพมหานคร และสั่งให้ตำรวจภูธรจังหวัดส่งเจ้าหน้าที่ตำรวจไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมัน เชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมัน ในจังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจาก น้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล เป็นการชั่วคราว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไป ตามนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกของรัฐบาล และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากการ ดำเนินนโยบายดังกล่าว หลังจากนั้นให้รายงานเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป โดยให้นำนโยบายของรัฐบาลในการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลไปประกอบการพิจารณา ด้วย

2. เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมัน ของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินชด เชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

3. เห็นชอบคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ .../2554 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่จะมีประกาศราคาขายปลีกใหม่บังคับใช้ และให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ ค้าน้ำมัน

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2554 (ครั้งที่ 136)
วันพุธที่ 27 เมษายน 2554 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3

1.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย

2.การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010

3.การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

4.นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)

5.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3

6.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1

7.แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง

8.การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

9.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)

10.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย

11.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

12.การใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และนวัตกรรมสนับสนุนการพัฒนาในสาขาการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซล พ.ศ. 2555 - 2559

13.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553

14.รายงานผลการดำเนินงานติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้ตรวจราชการกระทรวง รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายบุญส่ง เกิดกลาง) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 เห็นชอบแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทย โดยมีนโยบายการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน โดยให้ปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้า เพื่อให้การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้มีรายได้น้อยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร

2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 รับทราบมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554-2558 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

2.1 อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่าและมีการให้บริการอย่างมี ประสิทธิภาพ

2.2 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ

2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ออกให้เห็นอย่างชัดเจนและโปร่งใส สามารถตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ

2.4 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้าจะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบ ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเห็นควรให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างต่อ เนื่อง

2.5 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถขยายการดำเนินงานได้อย่างเพียงพอในอนาคตซึ่งอัตราผล ตอบแทนทางการเงินจะอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าโดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและจำ เป็นต่อการดำเนินการของสินทรัพย์ของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลง ทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา

2.6 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เห็นควรให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อรักษามาตรฐาน คุณภาพบริการและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทยโดยกำหนดให้มีบทปรับการ ลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มี ประสิทธิภาพ (Claw Back)

3. กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้สอดคล้องกับนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญดังนี้

3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใช้หลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในแต่ละช่วงเวลา โดยแบ่งต้นทุนของกิจการไฟฟ้าตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งแบ่งออกเป็น 5 ประเภท ได้แก่ ประเภทผลิตไฟฟ้า (Generation: G) ประเภทระบบส่งไฟฟ้า (Transmission: T) ประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution: D) ประเภทจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) และประเภทควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) รวมถึงภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า

3.2 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า

3.2.1 ต้นทุนของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation: G) มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ครอบคลุมต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด ซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในของโรงไฟฟ้า กฟผ. (EGAT's Internal PPAs) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าเอกชน และต้นทุนการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งต้นทุนดังกล่าวประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Availability Payment) เป็นต้นคุนคงที่และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) เป็นต้นทุนผันแปร และค่าบริการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (Ancillary Service)

3.2.2 ต้นทุนของกิจการระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Transmission Charge and Distribution Charge) ครอบคลุมค่าใช้จ่ายหลักประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้าของการใช้ระบบส่งและระบบจำหน่าย (Transmission Use of System: TUOS) และ (Distribution Use of System: DUOS) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบส่งและระบบจำหน่าย และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อไฟฟ้า

3.2.3 ต้นทุนของกิจการผู้ดูแลระบบและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (System Operator and Single Buyer: SO&SB) ครอบคลุมต้นทุนการดำเนินงาน ต้นทุนในการให้บริการลูกค้าและบริหารงาน ค่าเสื่อมราคาสินทรัพย์และผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม

3.2.4 ต้นทุนของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) ประกอบด้วยต้นทุนการติดตั้งมิเตอร์ การจดหน่วย การออกใบแจ้งหนี้และการเรียกเก็บ (Meter, Reading, Billingand Collection: MRBC)

3.3 ภาระเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า แบ่งเป็น

1) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ในการให้บริการดังนี้

เพื่อให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรีซึ่งหมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป ธุรกิจขนาดเล็ก และการใช้เครื่องสูบน้ำเพื่อการเกษตรเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง เป็นการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการไฟฟ้าที่ ห่างไกล หรือในพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ซึ่งมีต้นทุนสูง โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาคเป็นการชดเชยและ อุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการเพื่อส่งเสริมนโยบายใน การกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า

2) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(2) เพื่อชดเชยให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งต้องจ่ายค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบ อนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า สั่งให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าอย่างไม่เป็นธรรมและเลือกปฏิบัติอย่างไม่เป็นธรรม โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า

3) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(3) เพื่อพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า

4) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย

การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) Feed in Tariffการศึกษาวิจัยเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทน โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย

5) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย

3.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ที่มีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้

3.5 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก

1) ครอบคลุมต้นทุนค่าบริการของกิจการผลิต ต้นทุนค่าบริการระบบส่ง ต้นทุนค่าบริการของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว ต้นทุนค่าบริการระบบจำหน่าย และต้นทุนในการดำเนินงานของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า

2) สะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลาและลักษณะการใช้ไฟฟ้าเพื่อส่งสัญญาณให้มีการใช้ ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีการกำหนดเป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) และมีการกำหนดอัตราค่าบริการรายเดือน

3) อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับปี 2554-2555 จะไม่สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน

4) แบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า

5) กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และมีความแตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ยกเว้นการจำหน่ายไฟฟ้าตามเกาะต่างๆ กำหนดให้เป็นอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจ โดยคิดจากต้นทุนส่วนเพิ่มจากเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง เฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้นจากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ

6) ยกเลิกการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร

7) กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าขึ้นมาใหม่ เรียกว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการ ที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้อง การสูงสุดได้ ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate)ที่มีวัตถุประสงค์ในการหยุดใช้ไฟฟ้าในช่วงวิกฤตคล้ายคลึงกันนั้น จะยังคงประกาศใช้ต่อไปจนกว่าอัตรา Demand Response Rate จะศึกษาแล้วเสร็จและประกาศใช้ต่อไป

3.6 การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุม โดยให้ปรับปรุงค่า Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนผันแปร

3.7 การดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ตามประเภทของกิจการ ดังนี้

1) กิจการผลิตไฟฟ้า: กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return On Invested Capital: ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ภายใต้การใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพตามประเภทของเทคโนโลยี

2) กิจการระบบส่งไฟฟ้า ระบบจำหน่ายไฟฟ้า และประเภทจำหน่ายไฟฟ้า:

กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ในแต่ละกิจการ โดยคำนึงถึงการให้บริการตามมาตรฐานทั้งทางด้านวิชาการและวิศวกรรม และมาตรฐานคุณภาพการให้บริการตามที่ กกพ. กำหนดกำกับให้ผู้ได้รับใบอนุญาตลงทุนตามแผนการลงทุนที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าและให้มีการนำส่งคืนเงินที่ไม่ได้ดำเนินงานเป็นไปตาม แผนที่กำหนดไว้ (Claw Back) พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินที่คำนวณจากอัตราดอกเบี้ยในระดับอย่าง น้อยเท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย มาปรับลดให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยจะพิจารณาให้ความเป็นธรรมกับผู้รับใบอนุญาต ทั้งนี้ ให้รวมการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนการลงทุนตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป

3) กิจการควบคุมระบบไฟฟ้าต้องสั่งจ่ายไฟฟ้าอย่างเป็นธรรม โดยจะต้องสั่งการเดินโรงไฟฟ้าที่มีความพร้อมอยู่ในระบบขณะนั้น โดยเริ่มจากโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุดไปเป็นลำดับ (Merit Order)

ทั้งนี้ ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อมูลทางบัญชีเพื่อกำกับดูแลโครงสร้างค่าไฟฟ้า และการเปิดเผยข้อมูล (Regulatory Accounting and Information Disclosure: RAID) ส่งให้ กกพ. ใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาต ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้

3.8 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้ประกาศใช้เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558)โดยบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี

มติของที่ประชุม

1. รับทราบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ตามข้อ 3 ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 (ครั้งที่ 135) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554

2. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558) โดยให้มีการประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้มีการทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี

3. เห็นชอบการกำหนดประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า แบ่งเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า

4. เห็นชอบให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550ซึ่งได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร

5. เห็นชอบให้ กกพ. พิจารณาปรับลดค่าไฟฟ้าจากการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้าในปี 2551-2553พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินในอัตราที่เหมาะสมอย่างน้อย เท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย รวมทั้งนำผลตอบแทนการลงทุน (ROIC) ของการไฟฟ้าที่สูงกว่าหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ มาปรับลดค่าไฟฟ้าด้วย

ทั้งนี้ที่ประชุมขอให้ กกพ. รับความเห็นของที่ประชุมไปพิจารณาดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 2 การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) ซึ่งได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Plant: NPP) ทั้งหมด 5 โรง ขนาดโรงละ 1,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563, 2564, 2567, 2568 และ 2571 ตามลำดับ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณีไม่มีการดำเนินการจัดหา ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์เพื่อเป็นแนวทางในกรณีที่ PDP 2010 (แผนหลัก) ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย

2. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 มีมติรับทราบ PDP 2010 กรณีแผนสำรอง โดยจัดทำเป็น 2 กรณี คือ (1) แผนสำรองที่ 1 : กรณีเลื่อนแผนการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 2 ปี (2) แผนสำรองที่ 2 : กรณีไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน (ปี 2554 - 2562) โดยเร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ และเร่งดำเนินการ (1) โครงการโรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 800 เมกะวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและ ความร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) ประเภทสัญญา Firm เพิ่มขึ้น 1,500 เมกะวัตต์ (รวม 3,500 เมกะวัตต์) เพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น เพิ่มความคุ้มค่าในการลงทุนให้กับโครงข่ายท่อส่งก๊าซในปัจจุบันและโครงการ ขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration

4. สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) ได้จัดทำรายงานผลการประเมินตนเอง (Self-Evaluation Report: SER) ตามข้อกำหนดทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (International Atomic Energy Agency: IAEA) รวม 19 ประเด็น เมื่อสิ้นสุดการดำเนินงานในระยะที่ 1 (2551 - 2553) เพื่อประกอบการตัดสินใจในการดำเนินการระยะที่ 2 และได้จัดส่ง SER ต่อ IAEA เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2553 และได้รับการประเมินจากผู้เชี่ยวชาญ IAEA จำนวน 2 ครั้ง ในวันที่ 12 - 16 กรกฎาคม 2553 และวันที่ 13 - 18 ธันวาคม 2553 จากการประเมินทั้ง 2 ครั้ง ผู้เชี่ยวชาญ IAEA ได้ให้ข้อเสนอแนะว่าประเทศไทยควรปรับปรุงอย่างจริงจัง 3 ประเด็น ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 1 นโยบายประเทศ ( National Position) (2) ประเด็นที่ 2 ความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และ (3) ประเด็นที่ 10 การพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) สำหรับเรื่องกฎหมายและข้อผูกพันระหว่างประเทศ ประเทศไทยต้องลงนามเพื่อเข้าร่วมเป็นภาคีในอนุสัญญาที่สำคัญสำหรับการดำเนิน โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จำนวน 5 ฉบับ

5. วันที่ 11 มีนาคม 2554 เกิดเหตุการณ์แผ่นดินไหวขนาด 9.0 ริกเตอร์ และเกิดคลื่นสึนามิตามมาทางชายฝั่งตะวันออกของประเทศญี่ปุ่น ส่งผลให้อาคารคลุมเตาปฏิกรณ์ส่วนบนเกิดการระเบิดและไฟไหม้โรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ ฟูกุชิมา ไดอิชิ (Fukushima Daiichi) หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ เนื่องด้วยเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฉุกเฉินและระบบระบายความร้อนไม่ทำงานสาเหตุจาก ได้รับความเสียหายจากคลื่นสึนามิ ซึ่งภายหลังการระเบิดได้เกิดการฟุ้งกระจายของสารกัมตภาพรังสีสู่ภายนอก รัฐบาลญี่ปุ่นประกาศเหตุฉุกเฉินทางนิวเคลียร์ และให้ผู้คนที่อยู่โดยรอบโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi ในระยะ 20 กิโลเมตร อพยพ ออกนอกพื้นที่

6. วันที่ 12 เมษายน 2554 Nuclear and Industrial Safety Agency (NISA) ของประเทศญี่ปุ่นได้ยื่นขอยกระดับมาตราการระหว่างประเทศว่าด้วยเหตุการณ์ทาง นิวเคลียร์ (International Nuclear and Radiological Event Scale; INES) ที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi เป็นระดับ 7 ต่อ IAEA โดยรวมอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi หน่วยที่ 1, 2 และ 3 เป็นเหตุการณ์เดียว และสำหรับโรงไฟฟ้าหน่วยที่ 4 ยังถูกจัดไว้ในระดับ 3 ตั้งแต่วันที่ 18 มีนาคม 2554 เป็นต้นมา ปัจจุบันบริษัท Tokyo Electric Power (TEPCO) อยู่ระหว่างดำเนินการระบายความร้อน และการเชื่อมต่อไฟฟ้าจากสายส่งไฟฟ้าภายนอกเข้าสู่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และได้ออกประกาศว่ามีแผนการจะหล่อเย็นเตาปฏิกรณ์ทั้งหมด และควบคุมการแพร่กระจายของสารกัมมันตภาพรังสีทั้งหมดให้สำเร็จภายใน 6 - 9 เดือน

7 จากเหตุการณ์อุบัติเหตุของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima Daiichi หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ ประเทศญี่ปุ่น ส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นและการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศ ไทย รวมทั้งท่าทีของรัฐบาลในหลายประเทศต้องการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใน แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) เพื่อให้มีการทบทวนในมาตรการความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และการเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ เช่น ด้านกฎหมาย (Legislative Framework) ด้านการกำกับดูแล (Regulatory Framework) และด้านการมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Involvement) รวมทั้งการมีแผนรองรับเพิ่มเติมดังบทเรียนที่เกิดขึ้นในประเทศญี่ปุ่น ดังนี้

(1) ควรให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป อีก 3 ปี จากแผนเดิมโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงแรก (NPP#1) จะเข้าระบบในปี 2563 เป็นปี 2566 รวมทั้งโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงอื่นๆ ที่ตามมา ซึ่งการเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปนั้นจะมีการเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเข้ามาทดแทน ตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 รายละเอียด ดังนี้

เปรียบเทียบกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์กรณีปรับเลื่อนออกไป 3 ปีกับแผน PDP 2010 (แผนหลัก)

หมายเหตุ : NPP#1 = โรงไฟฟ้านิวเคลียร์หน่วยที่ 1
CC#1 = โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมหน่วยที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติ

ทั้งนี้ การปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปีนั้น จะทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวมทั้งสิ้น 4 โรง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงที่ 5 (NPP#5) จะอยู่นอกกรอบแผน PDP 2010 ซึ่งมีระยะ 20 ปี (2553 - 2573)

(2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงาน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ควรพิจารณาปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้น ฐานเพื่อรองรับให้เหมาะสมต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบให้ปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี

2. มอบหมายให้สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) รับไปดำเนินการศึกษาวิเคราะห์เพื่อปรับปรุงการเตรียมความพร้อม และสร้างความรู้ความเข้าใจให้ประชาชนอย่างต่อเนื่องในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อ ไป

เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการพิจารณาต่อไป และต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับราคาขาย ปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร ไปจนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ หากฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิเหลือวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป

2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถัน ไม่เกินร้อยละ 0.035 โดยน้ำหนักจากอัตราภาษี 5.310 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิล
เอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 5.040 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จากการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตส่งผลให้ภาษีเทศบาลลดลง 0.5305 บาท/ลิตร จาก 0.5310 เป็น 0.0005 บาท/ลิตร (คิดร้อยละ 10 ของภาษีสรรพสามิต) ทำให้ภาษีลดลงทั้งสิ้น 5.8355 บาท/ลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 ถึง 30 กันยายน 2554

3. เพื่อเป็นการลดภาระกองทุนน้ำมันฯ กบง. จึงได้ปรับลดเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ลง 5.8355 บาท/ลิตร เท่ากับภาษีที่ลดลง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ 29.99 บาท/ลิตร มีผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องดีขึ้นจากติดลบ 381 ล้านบาท/วัน เป็นติดลบ 56 ล้านบาท/วัน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีฐานะสุทธิ 3,841 ล้านบาท

4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ หากต้องตรึงราคาน้ำมันดีเซลไว้ไม่เกิน 30 บาท/ลิตร ถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จะส่งผลกระทบต่อกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 บาท/เหรียญสหรัฐฯ)

กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 125 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 20,000 ล้านบาท
กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 120 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 11,000 ล้านบาท
กรณีที่ 3 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 115 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 2,000 ล้านบาท
กรณีที่ 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 110 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเป็นบวก ประมาณ 6,700 ล้านบาท

5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาเพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องทางการเงินมากขึ้น 2 แนวทาง คือ ขออนุมัติงบกลาง ประจำปีงบประมาณ 2554 ให้กับกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน ประมาณ 20,000 ล้านบาท หรือ ขออนุมัติให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีสภาพ คล่องที่จะไปชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง อนุมัติในหลักการให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท เพื่อใช้เสริมสภาพคล่องทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

เรื่องที่ 4 นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบ เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และราคาก๊าซ NGV ต่อไปจนถึงมิถุนายน 2554 และให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงมิถุนายน 2554

2. สถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 510 พันตัน/เดือน แยกเป็นภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 41 ภาคขนส่งร้อยละ 13 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 12 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 34 โดยมีการนำเข้าประมาณ 114 พันตัน/เดือน โดยราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2554 อยู่ที่ 881 เหรียญสหรัฐ/ตัน และคาดว่าในช่วงเดือนพฤษภาคม-ธันวาคม 2554 ราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยอยู่ที่ 794 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทั้งนี้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 18 เมษายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,105 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 43,042 ล้านบาท

3. สถานการณ์การใช้ก๊าซ NGV ณ สิ้นเดือนมีนาคม 2554 มีปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 6,395 ตัน/วัน โดยมีสถานีบริการ NGV จำนวน 438 แห่ง กระจายทั่วประเทศในภูมิภาคต่างๆ ครอบคลุม 52 จังหวัด มีจำนวนรถที่ใช้ NGV 246,066 คัน โดยปัจจุบัน กบง. ได้มีการชดเชยภาระขาดทุน 2 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมประมาณ 4,184 ล้านบาท (มีนาคม 2553-มีนาคม 2554) ทั้งนี้ หากราคาขายปลีก NGV ยังเป็นเช่นปัจจุบัน คาดว่าตั้งแต่เดือนเมษายนถึงธันวาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 3,817 ล้านบาท

4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 3,841 ล้านบาท

5. เพื่อให้การดำเนินงานมีความต่อเนื่องตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน เริ่มตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. รวมทั้งให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554

2. เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก.

3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554

4. มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

เรื่องที่ 5 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3

สรุปสาระสำคัญ

1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 ( 920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 ( 615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ

2. การเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว จะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ได้ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) และที่ กฟผ. ได้ลงนามสัญญาไปแล้วเป็นต้นแบบ ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ดังกล่าวแล้ว

3. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ ได้แก่ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้นดังนี้ GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) Ratch (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการฯ นี้ ตั้งอยู่ตอนกลางของลำน้ำงึม ในแขวงไชสมบูน ลักษณะเขื่อน เป็นเขื่อนหินทิ้งดาดคอนกรีต โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 2,128 ล้านหน่วย โดยแบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy 151 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 48 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่ง ฝั่ง สปป. ลาว 500 kV ความยาว 99 กิโลเมตร จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้านาบง (สฟ.นาบง) และระบบส่ง 500 kV ความยาว 27 กิโลเมตร จาก สฟ.นาบง มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV ความยาว 80 กิโลเมตร จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 ไปยังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งฝั่งลาว

4. สรุปสาระสำคัญในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โครงการน้ำงึม 3 ได้ดังนี้

4.1 คู่สัญญา คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC : ในร่างสัญญาฯ เรียกว่า Generator)

4.2 อายุสัญญา 27 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา

4.3 Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง วันที่ 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือนนับจากวันลงนามสัญญาฯ (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน

4.4 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม นอกเหนือจากส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง และส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.

4.5 อัตราค่าไฟฟ้า (ณ ชายแดน) และการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า

ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhระหว่าง Unit Operation Period = 1.827 บาท/kWh
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy = 3.582 US¢ + 1.218 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.436 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34บาท/ดอลล่าสหรัฐ)Secondary Energy = 1.462 บาท/kWhExcess Energy = 1.340 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด

4.6 Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้

4.7 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่อนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ

4.8 สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 กับผู้พัฒนาโครงการต่อไปเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือเงื่อนไขสำคัญก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก

2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ

เรื่องที่ 6 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1

สรุปสาระสำคัญ

1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ โดยยังสามารถรับซื้อไฟฟ้าตามกรอบ MOU ได้อีก 1,087 เมกะวัตต์

2. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (Tariff MOU) เคยผ่านความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 และ 29 พฤษภาคม 2550 ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 ต่อมาในการประชุม กพช. วันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 และการประชุม ครม. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ได้ให้ความเห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ โครงการหงสาลิกไนต์ และโครงการน้ำอูด้วย รวมทั้งหมด 3 โครงการ ด้วยเหตุผลต้นทุนการก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้นจนผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถ พัฒนาโครงการต่อไปได้ภายใต้ข้อตกลงเดิม

3. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี้ยบ 1 จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด และคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับประเทศ เพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2554 ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้ว

4. ผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Kanasai Electric Power จำกัด (45%) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเงี้ยบ เมืองปากซัน ในแขวงบอลิคำไช สปป. ลาว ลักษณะเขื่อน เป็นชนิด Roller Compacted Concrete (RCC) โครงการมีกำลังการผลิตติดตั้ง 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทยที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี แยกเป็น Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 41 ล้านหน่วยต่อปี โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งฝั่ง สปป. ลาว 230 kV จากโครงการถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 130 กม. และระบบส่ง 500 kV จาก สฟ. นาบง ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 27 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV จากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 โดยมีข้อเสนอกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date :SCOD) 31 มกราคม 2561

5. สรุปสาระสำคัญของร่าง Tariff MOU

ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้จัดทำขึ้นโดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ที่คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศ เพื่อนบ้าน ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Storage ซึ่งมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่เคยลงนามแล้ว สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้ดังนี้

5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Kansai Electric Power และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (รวมเรียกว่า Sponsors)

5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป. ลาว

5.3 Sponsors และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ

5.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

5.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้

กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช.Sponsors จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาลสปป. ลาวทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดยMOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU

5.6 โครงการมีกำลังผลิต 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE

ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และวันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ในส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE

5.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็นดังนี้

ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhUnit Operation Period = 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง CODตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy (PE) = 3.9484 US¢/kWh + 1.2240 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.4480 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท/ดอลลาร์สหรัฐ)Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาท/kWhExcess Energy (EE) = 1.3464 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด

5.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง

5.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

5.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อ (1) มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด

5.11 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 26.9 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU

5.12 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU

5.13 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้

Scheduled Financial Close Date (SFCD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือ[วันที่ 31 มกราคม 2556 ]Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับ และส่งพลังงานไฟฟ้า) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง[วันที่ 31 ตุลาคม 2560] หรือ[57] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCDScheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 31 มกราคม 2561 หรือ[60] เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCDหากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน

5.14 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน

วันลงนามสัญญาฯ : 5.72 Million USDวัน Financial Close Date : 14.36 Million USDวัน Commercial Operation Date (COD) : 12.84 Million USDวันครบรอบ COD 14 ปี : 4.32 Million USD

5.15 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป

2. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำ เงี้ยบ 1 ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

เรื่องที่ 7 แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เห็นชอบเรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำโครงสร้างภาษีรถยนต์และแนวทางการ จัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติดตั้งเครื่องยนต์ใช้ก๊าซหุงต้มเป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง โดยประสานกับกระทรวงคมนาคมและกระทรวงพลังงาน

2. กระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ได้ประชุมหารือในประเด็นแนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติด ตั้งเครื่องยนต์ LPG เป็นเชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) หากภาครัฐมีนโยบายขึ้นภาษีป้ายทะเบียนของรถยนต์ LPG เพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง ภาษีป้ายทะเบียนประจำปีของรถยนต์ LPG ควรสูงกว่าภาษีของรถยนต์น้ำมันเชื้อเพลิงทั่วไป ประมาณ 37,133 บาท/ปี และจำเป็นต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ คือ พระราชบัญญัติรถยนต์ และพระราชบัญญัติการขนส่งทางบก

3. ข้อเสนอของกระทรวงอุตสาหกรรม การกำหนดราคา LPG ที่แตกต่างกัน จะทำให้เกิดปัญหาการลักลอบและภาครัฐจะต้องแบกรับภาระในเรื่องต้นทุนการ บริหารจัดการและการตรวจสอบ ดังนั้น ภาครัฐควรมีการเตรียมความพร้อมที่จะใช้นโยบายการลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบในระยะยาว โดยไม่ให้มีความแตกต่างระหว่าง LPG ที่ใช้ในภาคครัวเรือน และภาคขนส่งกับภาคอุตสาหกรรม นอกจากนั้นหากภาครัฐใช้นโยบายลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบแล้ว ราคา LPG ที่สูงขึ้นย่อมส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพรวมของภาคครัวเรือน ดังนั้น ภาครัฐจึงควรออกมาตรการเพื่อลดค่าใช้จ่ายของภาคครัวเรือนให้สามารถชดเชยกับ ราคาก๊าซหุงต้มที่สูงขึ้น

4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ (1) ตามสถิติรถจดทะเบียนของกรมขนส่งทางบก พบว่าขณะนี้มีรถยนต์ที่ติดตั้ง LPG ประมาณ 702,703 คัน แยกเป็นรถยนต์นั่งส่วนบุคคลร้อยละ 80 รถบรรทุกส่วนบุคคลร้อยละ 10 แท็กซี่ ร้อยละ 6 รถยนต์รับจ้างสี่ล้อเล็ก รถรับจ้างสามล้อ รถยนต์บริการธุรกิจ/ทัศนาจร ร้อยละ 3 และรถโดยสารและรถบรรทุก ร้อยละ 1 (2) การจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนประจำปี ในอัตรา 37,133 บาทต่อปี จะส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ค่าครองชีพของผู้มีรายได้น้อยอย่างมาก ดังนั้น การกำหนดอัตราภาษีป้ายฯ ควรจะต้องมีการศึกษารายละเอียดแยกตามประเภทรถยนต์ที่จดทะเบียน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้มีรายได้ต่ำ โดยการกำหนดอัตราภาษีที่สูงควรมุ่งเน้นเฉพาะกลุ่มรถยนต์นั่งส่วนบุคคลเท่า นั้น และ (3) หากมีการปรับอัตราภาษีป้ายประจำปีของรถยนต์กลุ่มที่ใช้เชื้อเพลิง LPG ในอัตราที่สูงควรมีการส่งสัญญาณให้เจ้าของรถยนต์ทราบล่วงหน้าเพื่อให้มีเวลา ตัดสินใจได้ทัน อย่างไรก็ตามจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ซึ่งใช้เวลาประมาณ 2 - 3 ปี อาจไม่ทันการณ์ จะส่งผลทำให้มีปริมาณรถที่ติดตั้ง LPG เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ควรมีมาตรการระยะสั้นรองรับ

มติของที่ประชุม

มอบหมายให้กระทรวงคมนาคมและกระทรวงการคลังเร่งพิจารณาดำเนินการในการปรับ อัตราภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่ติดตั้งอุปกรณ์การใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิง ให้มีการแยกตามประเภทรถยนต์โดยมุ่งเน้นรถยนต์นั่งส่วนบุคคล และคำนึงถึงผลกระทบต่อรถยนต์โดยสารสาธารณะ และนำเสนอผลการดำเนินการต่อ กพช. เพื่อพิจารณาโดยเร็วต่อไป

เรื่องที่ 8 การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 และเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG โดยเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับ LPG ของคลังนำเข้า และขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจาย LPG ของคลังภูมิภาค โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และ ปตท. รับไปดำเนินการศึกษาและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้าก๊าซ LPG ในอนาคต เช่น ท่าเรือ คลัง และระบบขนส่ง เป็นต้น

2. หากรัฐบาลมีนโยบายควบคุมราคา LPG ในประเทศต่อไป คาดว่าในปี 2554-2560 การใช้ LPG ภาคครัวเรือน ขนส่ง และอุตสาหกรรม จะมีอัตราขยายตัวร้อยละ 8, 9 และ 6 ตามลำดับ แต่หากมีการลอยตัวราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป อัตราการขยายตัวของการใช้ในแต่ละสาขาจะลดลงเหลือเพียงร้อยละ 5, 3 และ 4 ตามลำดับ

3. ปัญหาคลังนำเข้าและศูนย์รวมการจ่าย LPG โดยคลังนำเข้าปตท. (เขาบ่อยา) สามารถรองรับก๊าซได้ 132,000 ตัน/เดือน และคลังลอยน้ำ (FSU) รองรับก๊าซได้ 40,000 ตัน/เดือนรวม 172,000 ตัน/เดือน แต่จากความต้องการใช้ก๊าซ LPG ขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นไป ปริมาณนำเข้าจะเกินกว่าขีดความสามารถของระบบคลังและท่าเรือนำเข้าของ ปตท. อีกทั้ง คลังบ้านโรงโป๊ะมีกำลังการจ่าย 146,000 ตัน/เดือน โดยความต้องการ LPG ในประเทศจะสูงกว่ากำลังการจ่ายของคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะตั้งแต่ปลายปี 2554

4. ปัจจุบัน ปตท. มีคลังภูมิภาคกระจายอยู่ทั่วประเทศ จำนวน 6 แห่ง ซึ่งมีกำลังการจ่ายสูงสุดของแต่ละคลังแยกเป็นคลังก๊าซบางจาก 69,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซขอนแก่น 36,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซนครสวรรค์ 19,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซลำปาง 26,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซสงขลา 24,000 ตัน/เดือน และคลังก๊าซสุราษฎร์ธานี 26,000 ตัน/เดือน ซึ่งขีดความสามารถในการรับจ่ายของคลังภูมิภาคเหล่านี้ไม่สามารถรองรับปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภูมิภาคที่ขยายตัวสูงขึ้นมากในปัจจุบัน โดยต้องมีการขนส่งจากคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะกระจายไปยังภูมิภาคโดยตรง

5. เนื่องจากคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ข้อ 10 กำหนดว่าในกรณีที่คณะกรรมการ (กบง.) กำหนดให้มีการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราช อาณาจักร ให้ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานทำหน้าที่สั่งจ่ายเงินจากกองทุนชด เชยให้แก่ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักรในอัตรา ที่คณะกรรมการประกาศกำหนด จึงทำให้ปัจจุบันผู้มีสิทธิขอรับการชดเชยการนำเข้า และชดเชยค่าขนส่งจากคลังชลบุรีไปจำหน่ายยังคลังภูมิภาค มีเพียง ปตท. รายเดียวเท่านั้น ส่วนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้าไม่สามารถขอรับการชดเชยได้เนื่องจากมิได้ เป็นผู้ผลิต

6. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะสั้น ดังนี้

(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน

(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค ให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่ายใน ภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. ซึ่งจะเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน แบ่งเป็นการขนส่ง ไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน

7. สำหรับแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาว ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทาง ดังนี้

(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน

(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน

(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค

(4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา โดยมี 2 ทางเลือก ดังนี้ ทางเลือกที่ 1 เปลี่ยนการใช้ท่อขนส่งก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) จากโรงแยกก๊าซฯ มายังคลังก๊าซเขาบ่อยา เป็นขนส่ง LPG แทน และให้การขนส่ง NGL ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซฯ ผ่านท่อไปยังท่าเรือของ PTT TANK ที่ระยอง โดยต้องก่อสร้างถังเก็บ NGL เพิ่มเติม ซึ่งจะทำให้กำลังการขนส่ง LPG เพิ่มขึ้น 32,000 ตัน/เดือน และทางเลือกที่ 2 ขนส่งก๊าซ LPG โดยใช้ท่าเรือที่มีอยู่ในมาบตาพุด ซึ่งต้องมีการลงทุนสร้างถังบรรจุก๊าซ LPG และวางท่อส่ง LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปยังท่าเรือ เพื่อให้มีกำลังการขนส่งก๊าซ LPG เพิ่ม 32,000 ตัน/เดือน ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอทางเลือกที่ 1 เนื่องจากใช้เวลาในการดำเนินการน้อยกว่า

มติของที่ประชุม

เห็นชอบในหลักการเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าและการจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้

ระยะสั้น

(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน

(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่าย ในภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน โดยแบ่งเป็นการขนส่งไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน

โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ร่วมกันดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG ต่อไป

ระยะยาว

มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้

(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน

(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน

(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค โดยมีรายละเอียดการขยายระบบคลังภูมิภาคต่างๆ ดังนี้

(4 ) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา

เรื่องที่ 9 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)

สรุปสาระสำคัญ

1. สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ.2554 - 2573)

1.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.2 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2533 จนถึง ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน

1.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย

1.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 หรือลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 หรือประมาณ 30,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) จากภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และภาคอาคารธุรกิจและบ้านอยู่อาศัยเป็นจำนวน 13,300 ktoe 11,300 ktoe และ 5,400 ktoe ตามลำดับ

2. ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 6 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมของผู้ใช้และผู้ประกอบการและทิศทางตลาด (3) การให้ภาคเอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง

3. กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน และ 16 มาตรการ ดังนี้ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน จำนวน 4 มาตรการ (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 มาตรการ (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม จำนวน 3 มาตรการ (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม จำนวน 2 มาตรการ และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน จำนวน 2 มาตรการ

4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ก่อให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายสะสมจนถึงปี 2573 รวมประมาณ 289,300 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 14,500 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 968 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 48 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสม ประมาณ 5.4 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 271,700 ล้านบาทต่อปี

5. กรอบงบประมาณตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ในช่วง 5 ปีแรก (พ.ศ. 2554-2558) คาดว่าจะต้องใช้เงินสนับสนุนจากภาครัฐประมาณ 29,500 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 5,900 ล้านบาทต่อปี โดยแยกเป็นประเภทค่าใช้จ่ายตามภาคเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม จำนวน 11,000 ล้านบาท (2) ภาคขนส่ง จำนวน 9,500 ล้านบาท (3) ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย จำนวน 5,000 ล้านบาท และ (4) ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ จำนวน 4,000 ล้านบาท

ทั้งนี้ ในการนำแผนไปสู่การปฏิบัติการที่เป็นรูปธรรม ควรจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงานขึ้นเพื่อกำหนดแผนปฏิบัติการต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)

2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการ จัดทำแผนปฏิบัติการของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) และผลักดันไปสู่การปฏิบัติต่อไป

เรื่องที่ 10 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย

สรุปสาระสำคัญ

1. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยออกคำสั่งที่ 4/2549 ลงวันที่ 28 ธันวาคม 2549 แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (คณะกรรมการฯ) โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน

2. คณะกรรมการฯได้เข้าร่วมกิจกรรมขององค์การพลังงานโลก ได้แก่ (1) การเข้าร่วมการประชุม WEC Executive Assembly การประชุม WEC Energy Congress และการประชุม Youth Symposium (2) การเข้าร่วมเป็นคณะกรรมการด้านแผนงาน (Programme Committee) และคณะทำงานในเครือข่ายของผู้เชี่ยวชาญ (Knowledge Network) สาขา Energy Efficiency-Policies, Innovative Financing Mechanisms และ Village Inventory นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 24-26 มีนาคม 2554 คณะกรรมการฯ ได้เป็นเจ้าภาพจัดการประชุม WEC Asia Regional Conference and Meeting ณ ไบเทค กรุงเทพฯ ในหัวข้อ Green Energy: Global Challenges, Regional Opportunities

3. ในการประชุมคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทย เพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับการดำเนินงานของกระทรวงพลังงาน โดยให้เพิ่มสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ และให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ และผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และให้นำเสนอในที่ประชุม กพช. พิจารณา

4. พพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ และเพิ่มผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก เพื่อให้การประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการ จัดหาและการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพและการลดผลกระทบต่อสิ่ง แวดล้อม พร้อมทั้งให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ โดยมีคณะกรรมการรวม 25 คน

มติของที่ประชุม

เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยตามราย ละเอียดร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ ../2554 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย

เรื่องที่ 11 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบ

กุมภาพันธ์ 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.24 และ 89.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.72 และ 0.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากผู้นำการประท้วงในลิเบียข่มขู่ที่จะหยุดส่งออกน้ำมันดิบหากรัฐบาลไม่หยุด ปราบปรามการชุมนุม ล่าสุดบริษัทน้ำมันต่างชาติ อาทิ เยอรมัน อิตาลี และฝรั่งเศสหยุดดำเนินการผลิตน้ำมันดิบรวม 300,000 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่เส้นทางการเดินเรือขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโก ของสหรัฐฯ ปิดเนื่องจากมีหมอกปกคลุมหนาแน่นทำให้เรือไม่สามารถสัญจรได้ ส่วนเดือนมีนาคม 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 108.71 และ 102.99 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 8.47 และ 13.42 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่อปัญหาเหตุการณ์ความไม่สงบที่ลุกลามในกลุ่มประเทศอาหรับ อีกทั้งความกังวลต่อสถานการณ์ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในญี่ปุ่นที่เกิดการ ระเบิดขึ้นและมีกัมมันตภาพรังสีรั่วไหล และในช่วงวันที่1 - 21 เมษายน 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 115.29 และ 108.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.59 และ 5.98 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสถานการณ์ความไม่สงบทางการเมืองที่ยืดเยื้อและรุนแรงในลิเบีย รวมถึงการต่อสู้ระหว่างอิสราเอลและปาเลสไตน์ยังเป็นแรงขับเคลื่อน อีกทั้งความไม่แน่นอนของเสถียรภาพทางการเงินของยุโรปที่เผชิญความเสี่ยงจาก ปัญหาหนี้สาธารณะของกรีซและปัญหาหนี้เสียของสเปนที่จำเป็นต้องใช้เงินจำนวน มากในการแก้ไข

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูป

ราคาน้ำมันสำเร็จรูปได้ปรับตัวขึ้นลงตามราคาน้ำมันดิบ โดยราคาเบนซิน 95, 92 และดีเซล กุมภาพันธ์ 2554 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.84 , 109.63 และ 117.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.46 , 5.28 และ 9.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากโรงกลั่นในภูมิภาคต่างๆ มีแผนปิดซ่อมบำรุง ขณะที่กรมศุลกากรของจีนรายงานปริมาณการส่งออกดีเซล เดือนมกราคม 2554 อยู่ที่ระดับ 700,000 บาร์เรล สำหรับเดือนมีนาคม 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 120.97, 118.87 และ 130.41 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.13, 9.25 และ 12.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเรือขนส่งน้ำมันเบนซินให้บริษัท Libyan National Oil Company ถูกโจรสลัดจี้ส่งผลให้อุปทานน้ำมันเบนซินในลิเบียขาดแคลน ประกอบกับอุปสงค์น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจากความต้องการของญี่ปุ่นเพื่อใช้ใน การผลิตไฟฟ้าจากการได้รับผลกระทบภัยพิบัติสึนามิ และในช่วงวันที่ 1 - 21 เมษายน 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 128.47, 126.39 และ 137.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.50 , 7.52 และ 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จาก Arbitrage น้ำมันเบนซินจากเอเชียไปภูมิภาคตะวันตกเปิด นอกจากนี้ญี่ปุ่นมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซล 0.001%S ปริมาณประมาณ 630,000 บาร์เรล ในเดือนเมษายน 2554 เพื่อทดแทนโรงกลั่นที่หยุดดำเนินการจากแผ่นดินไหว

3. ราคาขายปลีก

ราคาเฉลี่ยขายปลีกเดือนกุมภาพันธ์ 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 4.00 บาท/ลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 มาอยู่ที่ระดับ 4.05 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 45.74, 41.24, 36.84, 33.44, 21.72, 34.34, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ เดือนมีนาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 5.10 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ระดับ 47.64, 42.34, 37.44, 34.04, 22.12, 34.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ และวันที่ 1 - 22 เมษายน 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 0.1645 บาท/ลิตร จากการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 48.44, 43.44, 38.44, 35.04, 22.72, 35.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ

4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคา LPG ตลาดโลก เดือนกุมภาพันธ์ 2554 ปรับตัวลดลง 113 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 816 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับเดือนมีนาคม 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 20เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 836 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ส่วนในเดือนเมษายน 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 45 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 881 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน จากรัฐบาลญี่ปุ่นตัดสินใจใช้ก๊าซ LPG ที่สำรองตามกฎหมายออกมาใช้เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG จากเหตุภัยสึนามิ และญี่ปุ่นมีความต้องการใช้ก๊าซ LPG อีกเป็นจำนวนมากเพื่อใช้ทำความอบอุ่น นอกจากนั้นแอลจีเรียได้กำหนดราคา โพรเพนส่งมอบเดือนเมษายนที่ 925 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และบิวเทนที่ 935 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับราคาก๊าซ LPG ในประเทศรัฐได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ที่ระดับ 10.1523 บาท/กิโลกรัม และกำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - เมษายน 2554 ได้มีการนำเข้ารวมทั้งสิ้น 3,105,357 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 43,042 ล้านบาท

5. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการ จำนวน 19 ราย กำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 15 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.46 ล้านลิตร/วัน ราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และเมษายน 2554 อยู่ที่ 26.73 , 26.87 และ 23.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 14 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.29 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.54 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศ เฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และ 1 - 24 เมษายน 2554 อยู่ที่ 61.24 , 43.11 และ 35.82 บาท/ลิตร ตามลำดับ

6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชยค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเบื้องต้นสุทธิ 3,841 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 12 การใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และนวัตกรรมสนับสนุนการพัฒนาในสาขาการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซล พ.ศ. 2555 - 2559

1. สรุปสาระสำคัญ

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และ เทคโนโลยีได้ร่วมกัน ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือเพื่อส่งเสริมการวิจัย พัฒนา และนำเทคโนโลยีมาใช้เพื่อการพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นไปตามแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) ต่อมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วม มือการพัฒนาพลังงานทดแทนด้วยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (คณะกรรมการฯ) มาทำหน้าที่กำหนดสาขาพลังงานเป้าหมายที่จะใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และนวัตกรรม (วทน.) พัฒนา จัดทำแผนปฏิบัติการ และติดตามประเมินผล ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้จัดประชุมพิจารณาการใช้ วทน. สนับสนุนการพัฒนาในสาขาการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซล ปี 2555 - 2559 เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2554 และมีมติ (1) เห็นชอบแนวทาง แผนงาน/โครงการ และงบประมาณภายใต้แผนปฏิบัติการการใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและนวัตกรรม (วทน.) สนับสนุนการพัฒนาในสาขาไบโอดีเซลและเอทานอลปี 2555-2559 (2) มอบหมายกระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีนำเสนอแผนปฏิบัติ การฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบก่อนประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามแผนปฏิบัติการทำความตกลงในราย ละเอียดกับสำนักงบประมาณและดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติ ต่อไป

2. สาระสำคัญแผนปฏิบัติการ

2.1 ทิศทางการพัฒนา การกำหนดทิศทางการพัฒนาจะสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (REDP) 15 ปี (พ.ศ. 2551-2565) ของกระทรวงพลังงาน โดยกำหนดใช้ วทน. สนับสนุนการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซลตลอด value chain เพื่อให้การผลิตเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดในแผน REDP 15 ปี คือ เอทานอล 9 ล้านลิตร/วัน และไบโอดีเซล 4.5 ล้านลิตร/วัน ในปี 2565 และเพื่อให้การผลิตไม่กระทบกับพืชอาหารจะส่งเสริมการวิจัยพัฒนาพืชที่ไม่ใช่ พืชอาหารเพื่อผลิตเป็นพลังงาน (non food for fuel) ไปพร้อมกัน

2.2 แผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการ รวม 42 โครงการ ดำเนินการโดย 9 หน่วยงาน 3 กระทรวง ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี

หมายเหตุ : โครงการในส่วนกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ระหว่างพิจารณาจัดส่งเพิ่มเติม

2.3 ผลดำเนินการในปี 2555 และการกำหนดดำเนินการในอนาคต

2.4 ผลประโยชน์ที่จะได้รับ

(1) เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้นและเกิดรายได้เพิ่มขึ้นทั้งหมดในระบบเศรษฐกิจ 134,331 ล้านบาท

(2) สร้างความมั่นคงด้านการจัดหาพลังงานของประเทศ และสามารถลดการใช้หรือการนำเข้าน้ำมันคิดเป็นเงินสะสมปี 2555-2559 เป็นเงิน 198,073 ล้านบาท ในปี 2559

(3) ราคาผลผลิตมีเสถียรภาพ มีตลาดพลังงานเชื้อเพลิงรองรับ ส่งผลให้เกษตรกรมีชีวิตความเป็นอยู่ดีขึ้น

(4) ลดปัญหาการปลดปล่อยมลพิษออกสู่สิ่งแวดล้อม และหากการใช้น้ำมันแก็สโซฮอลเป็นไป ตามเป้าหมายที่กำหนดจะช่วยลดโลกร้อนโดยลด CO₂ emission ได้ถึง 16.97 ล้านตัน ในปี 2559

3. การดำเนินการของคณะกรรมการฯ ในอนาคต คณะกรรมการฯ จะประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำความตกลงในรายละเอียดกับสำนักงบประมาณและ ดำเนินการตามแผนปฏิบัติการฯ ให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด และสรุปผลรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเป็นระยะ

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 13 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553

สรุปสาระสำคัญ

ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับ แต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งสาระสำคัญผลการดำเนินงานของกองทุนฯ สรุปได้ดังนี้

1. แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2553 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 110 ล้านบาท โดยคงงบประมาณในปีงบประมาณ 2553 เป็นจำนวนเงิน 30 ล้านบาท และเพิ่มวงเงินในปีงบประมาณ 2554-2555 เป็นจำนวนเงินปีละ 40 ล้านบาท โดยให้คงเงินสำรองไว้ ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติตามแผน

2. การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 ในปีงบประมาณ 2553 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 23,575,105.00 บาท ดังนี้

(หน่วย : บาท)

ทั้งนี้ การอนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2553 ในหมวดต่างๆ 4 หมวด รวมเป็นเงิน 23,575,105.00 บาท มีการเบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,572,045.94 บาท ผูกพันไปปี 2554 เป็นจำนวนเงิน 8,702,034.80 บาท

3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 ประกอบด้วย (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ 437,980,828.37 บาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ -3,337,211.64 บาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 14 รายงานผลการดำเนินงานติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 3/2553 (ครั้งที่ 132) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 เรื่องการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ดังนี้ (1) เห็นชอบ ให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมตามหลักการและตาม ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการ ในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และกลุ่มบริษัทเชฟรอน

2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการกำหนดระยะเวลาในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ฯ ในการประชุมคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ครั้งที่ 1/2554 (ครั้งที่ 6) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 และที่ประชุมได้มีมติกำหนดระยะเวลาในร่างแก้ไขสัญญาฯ ให้บริษัท สตาร์ฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนภาย ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 รวมทั้งได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป

3. คณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ได้มอบหมายให้ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยประสานกับบริษัท สตาร์ฯ และ บมจ. ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการดำเนินงานและกรอบระยะเวลาที่สามารถดำเนินการเสนอขายหุ้นที่ออก ใหม่ต่อประชาชนในครั้งแรก (Initial Public Offering : IPO) ได้ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 เพื่อเป็นแนวทางในเบื้องต้น และกำหนดให้มีการประชุมคณะกรรมการฯ ทุกไตรมาสเพื่อติดตามการดำเนินงานของ บริษัท สตาร์ฯ ให้เป็นไปตามแผน

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

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

9.ปัญหาน้ำมันปาล์มดิบขาดแคลน

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

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2554 (ครั้งที่ 134)
วันศุกร์ที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 219 อาคารรัฐสภา 2

1.การแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันแพง

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