มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2549 (ครั้งที่ 106)
วันจันทร์ที่ 4 กันยายน พ.ศ. 2549 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549)

2.แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ

3.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

4.การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)

5.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

6.การมอบอำนาจให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติดำเนินการแทนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการดำเนินคดีทางปกครอง

นายสุริยะ จึงรุ่งเรืองกิจ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549)

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบ

1.1 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์อยู่ที่ระดับ 57.66 และ 60.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เฉลี่ยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 0.79 และ 2.65 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากสภาพอากาศในสหรัฐอเมริกาอบอุ่นปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันในสหรัฐอเมริกาเพิ่มขึ้นทั้งปริมาณสำรองน้ำมันดิบ น้ำมันเบนซิน และน้ำมันสำเร็จรูป แต่ในเดือนมีนาคมราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 57.82 และ 62.80 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากอิหร่านออกมาปฏิเสธข้อเรียกร้องจากคณะรัฐมนตรีความมั่นคงแห่งสห ประชาชาติทั้ง 15 ชาติ ในการระงับการทดลองเสริมสมรรถนะแร่ยูเรเนียมภายในระยะเวลา 30 วัน

1.2 ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงเดือนกรกฎาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เฉลี่ยเดือนกรกฎาคมอยู่ที่ระดับ 69.17 และ 74.06 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก การเจรจาระหว่างอิหร่านกับคณะมนตรีความมั่นคงแห่งสหประชาชาติ ในเรื่องข้อเสนอการระงับโครงการทดลองอาวุธนิวเคลียร์ยังไม่มีข้อยุติและ สหรัฐอเมริกาได้แถลงว่าจะนำน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ออกมาใช้ทันทีหากการขน ส่งน้ำมันในอ่าวเปอร์เซียหยุดชะงักลง ประกอบกับตลาดยังคงกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของสถานการณ์ความตึงเครียดใน ตะวันออกกลางระหว่างอิสราเอลและกลุ่มขบวนการติดอาวุธเฮชบอเลาะห์ นอกจากนั้นโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกา 2 แห่งต้องปิดฉุกเฉินเป็นผลกระทบของพายุ

1.3 เดือนสิงหาคม ราคาน้ำมันดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนสิงหาคมอยู่ที่ระดับ 69.23 และ 74.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว เนื่องจากบริษัท BP ประกาศลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบจากแหล่งผลิต Prudhoe Bay ในรัฐ Alaska ของสหรัฐอเมริกาอยู่ที่ระดับ 110,000 บาร์เรล ต่อวัน จากประสบปัญหาทางเทคนิค ประกอบกับ National Hurricane Center (NHC) ได้ออกมาแจ้งข่าวการ ก่อตัวของพายุโซนร้อน Tropical Stom Ernesto ในบริเวณแถบตะวันออกของทะเล Caribbean ได้เลื่อนตัวไปทางตะวันตกเฉียงเหนือเข้าสู่ Bermuda โดยไม่ส่งผลกระทบต่อแหล่งผลิตน้ำมันและก๊าซธรรมชาติในบริเวณเกาะแม็กซิโก ดังนั้นในช่วง 7 เดือน (กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549) ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 63.93 และ 68.86 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม อยู่ที่ระดับ 5.49 และ 5.37 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์

2.1 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ 2549 อยู่ที่ระดับ 65.02, 64.20 และ 66.08 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยเฉลี่ยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.77 1.22 และ 3.29 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากบริษัทของศรีลังกา ออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ปริมาณ 5,000 ตัน ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวลดลงเนื่องจากบริษัท Petechim ของเวียดนามนำเข้าน้ำมันดีเซล ปริมาณ 10,000 ตัน ประกอบกับโรงกลั่นเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกน้ำมันดีเซลในเดือนมีนาคม 2549 ลงประมาณ 122,000 ตัน ด้วยโรงกลั่นลดกำลังการกลั่นลง

2.2 ตั้งแต่เดือนมีนาคม - พฤษภาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจนเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.80 86.17 และ 84.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุปทานในภูมิภาคเอเซียค่อนข้างตึงตัวเพราะโรงกลั่นในภูมิภาคเอเซีย หลายแห่งปิดซ่อมบำรุง เช่น ประเทศญี่ปุ่น และจากตลาดยังคงมีความต้องการซื้อเข้ามาจากผู้ซื้อหลักในภูมิภาค ได้แก่ อินโดนีเซีย และเวียดนาม ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจาก บริษัท Pertamina ต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลในเดือนมิถุนายนเพิ่มอีก 600,000 บาร์เรล เพื่อใช้ในโรงไฟฟ้า PT Persuahaan Listrik Negara ที่เกิดปัญหาในระบบท่อส่งก๊าซ ขณะที่อุปทานในภูมิภาคลดลง

2.3 อย่างไรก็ตามเดือนมิถุนายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 82.76 และ 82.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอินโดนีเซียได้ชะลอการนำเข้าลง และเข้าสู่ช่วงฤดูฝนของญี่ปุ่น ขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นฉลี่ยเดือนมิถุนายนอยู่ ที่ระดับ 85.88 เหรียญสหรัฐต่อ บาร์เรล จากอุปทานน้ำมันดีเซลจากตะวันออกกลางลดลง ประกอบกับอินเดียและอินโดนีเซีย ออกประมูลซื้อน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น และในเดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ระดับ 85.50 84.47 และ 86.29 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยราคาน้ำมันเบนซินปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาปิดน้ำมันดิบ WTI และ Brent นอกจากนี้อินโดนีเซียและเวียดนามได้ออกประมูลซื้อ น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นเพื่อนำเข้าในช่วงไตรมาสที่ 3 ส่วนราคาน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมัน ที่ใช้เพื่อความอบอุ่นในตลาดซื้อขายล่วงหน้า ICE และจากความต้องการซื้ออย่างต่อเนื่องของเวียดนามที่ออกประมูลซื้อน้ำมัน ดีเซลปริมาณรวม 3.24 ล้านบาร์เรล

2.4 เดือนสิงหาคม 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 82.41 และ 81.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการใช้ในตลาดชะลอตัวทั้งจากเวียดนามและอินโดนีเซีย โดยที่อุปทานในตลาดเพิ่มขึ้นด้วยปริมาณสำรองที่สิงคโปร์ปรับเพิ่มขึ้นสูงสุด ในรอบ 5 เดือน ประกอบกับจีนจะกลับมาส่งออกน้ำมันเบนซินในเดือนกันยายน 2549 ปริมาณ 255,000 บาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.38 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาในตลาดล่วงหน้า International Continental Exchange (ICE) และจากเกาหลีใต้ประเทศผู้ส่งออกน้ำมันดีเซลรายใหญ่ของภูมิภาคเอเชียลดปริมาณ ส่งออกลงในเดือนกันยายน 2549 ประมาณ 300,000 ตัน ดังนั้นในช่วง 7 เดือน (กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549) ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 78.96 78.18 และ 80.05 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 12.16, 12.76 และ 11.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

3. ราคาขายปลีก

ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ถึงกรกฎาคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง ครั้งละ 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 6 ครั้ง และครั้งละ 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง พร้อมทั้งปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 12 ครั้ง และครั้งละ 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ในส่วนของราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 6 ครั้ง และครั้งละ 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และปรับลดลงครั้งละ 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 5 ครั้ง ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 30.19, 29.39 และ 27.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ ต่อมาในเดือนสิงหาคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 3 ครั้ง และปรับราคาลดลง 0.50 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 28.49, 27.69 และ 27.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ ดังนั้นในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - สิงหาคม ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 1.95 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.85 บาท/ลิตร

4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

ณ วันที่ 21 สิงหาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 15,557 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 68,662 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 29,605 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคา ค้างชำระ 1,404 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,961 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีคืนอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 133 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 53,105 ล้านบาท และคาดว่าในเดือนกันยายน 2549 จะมีเงินส่งเข้ากองทุนฯ ประมาณ 2,573 ล้านบาท และมีรายจ่ายมากกว่ารายรับประมาณ 405 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ

สรุปสาระสำคัญ

1. จากปัจจุบันประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศเป็นจำนวนมาก ขณะที่การใช้พลังงานยังขาดประสิทธิภาพเท่าที่ควร โดยเฉพาะในสาขาขนส่งและอุตสาหกรรมซึ่งเป็นสาขาที่มีการใช้พลังงานจำนวนมาก ตลอดจนการบริหารจัดการด้านพลังงานเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดยังไม่ได้นำ ไปปฏิบัติอย่างจริงจัง และในช่วงปีที่ผ่านมาได้เกิดปัญหาวิกฤติราคาพลังงานขึ้น ซึ่งได้ส่งผลกระทบต่อภาวะเศรษฐกิจโดยรวม กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาดังกล่าวมาอย่างต่อเนื่อง และได้มีการปรับยุทธศาสตร์ เพื่อให้สอดคล้องและเหมาะสมกับสถานการณ์ที่เกิดขึ้น โดยการเร่งดำเนินการยุทธศาสตร์ด้านพลังงานพื่อการแข่งขันของประเทศไทย ซึ่งประกอบด้วย 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้

1.1 ยุทธศาสตร์การใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ได้กำหนดเป้าหมายลดค่าความยืดหยุ่นด้านพลังงานของประเทศลงจากเดิม 1.4 : 1 ให้เหลือ 1 : 1 ภายในปี 2550 โดยมุ่งเน้นการปรับโครงสร้างในสาขาขนส่งและอุตสาหกรรมให้มีการใช้พลังงาน อย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดพลังงาน พร้อมทั้งนำมาตรการทางด้านภาษีมาใช้เพื่อสร้างแรงจูงใจในการประหยัดพลังงาน มากยิ่งขึ้นในทั้ง 2 ภาคส่วน

1.2 ยุทธศาสตร์การพัฒนาพลังงานทดแทน มีเป้าหมายให้เพิ่มสัดส่วนพลังงานทดแทน จากเดิมร้อยละ 0.5 ของพลังงานเชิงพาณิชย์ ในปี 2545 เพิ่มเป็นร้อยละ 8 ของพลังงานเชิงพาณิชย์ ภายในปี 2554 โดยกำหนดสัดส่วนให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างใหม่จะต้องผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนในอัตราร้อยละ 4 และกำหนดมาตรการจูงใจเพื่อให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทนมาก ขึ้น พร้อมทั้งสนับสนุนการวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนที่ประเทศมีศักยภาพสูง ตลอดจน สนับสนุนให้ชุมชนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทน เป็นต้น

1.3 ยุทธศาสตร์การสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน โดยด้านไฟฟ้าได้กำหนดเป้าหมายให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าที่เพียงพอต่อความต้องการ ใช้ ไม่ให้เกิดไฟฟ้าดับหรือไฟฟ้าตก หรือมีไฟฟ้าสำรองเกินความจำเป็น และมีโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรม ตลอดจน คำนึงถึงคุณภาพชีวิตและผลกระทบสิ่งแวดล้อม ต่อชุมชนและท้องถิ่น โดยให้ กฟผ. รับผิดชอบระบบการผลิตและระบบส่งไฟฟ้า รวมถึงรับผิดชอบจัดตั้งกองทุนเพื่อพัฒนาชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า สำหรับด้านปิโตรเลียมได้กำหนดเป้าหมายการสำรองก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ ให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ได้นานอีก 30 ปี และยืดระยะเวลาการสำรองพลังงานของประเทศจาก 30 ปี เป็น 50 ปี โดยดำเนินการส่งเสริมการสำรวจและผลิตในประเทศ และประสานความร่วมมือกับประเทศต่างๆ ในภูมิภาค รวมทั้ง ส่งเสริมให้ ปตท. ปตท.สผ. และเอกชนไทยที่มีศักยภาพไปลงทุนด้านพลังงานในต่างประเทศ

1.4 ยุทธศาสตร์การปรับประเทศให้เป็นศูนย์กลางพลังงานในภูมิภาค มีเป้าหมายที่จะพัฒนาประเทศให้เป็นศูนย์กลางการค้าขายพลังงาน โดยปรับโครงสร้างและบทบาทจากผู้ซื้อเป็นผู้ค้าพลังงาน โดย ปรับปรุงระบบและโครงสร้างภาษีอากรในระบบการค้าน้ำมัน การพัฒนาใช้โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ให้เต็มประสิทธิภาพ ทั้งในส่วนของระบบเครือข่ายสายส่งไฟฟ้า ระบบเครือข่ายท่อก๊าซ ระบบขนส่งน้ำมันทางท่อ ระบบคลังน้ำมันสำรอง และระบบเครือข่ายพลังงานอื่นๆ ระหว่างประเทศ เป็นต้น

2. ต่อมาเมื่อภาวะราคาน้ำมันยังสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานปรับยุทธศาสตร์พลังงาน โดยได้นำยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศมาดำเนินการ โดยเน้นในระยะแรกให้ดำเนินมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันแพงในสาขาการ ผลิตที่สำคัญ เช่น ประมง เกษตร และขนส่ง และในระยะยาวให้เร่งรัดขยาย เป้าหมายและส่งเสริมการใช้ NGV แก๊สโซฮอล์ และไบโอดีเซล เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งปัจจุบัน ณ เดือนสิงหาคม 2549 การส่งเสริมการใช้ NGV ในรถยนต์มีที่ใช้ NGV จำนวน 18,340 คัน และสถานีบริการ NGV จำนวน 66 สถานี ส่วนการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ ณ เดือนกรกฎาคม 2549 มีโรงงานผลิตเอทานอลได้แล้ว 5 แห่ง กำลังผลิตรวม 655,000 ลิตร/วัน แต่สามารถผลิตได้จริง 495,000 ลิตร/วัน และการส่งเสริมใช้ไบโอดีเซลมีโรงงานผลิต B100 จำนวน 3 แห่ง กำลังผลิตรวม 350,000 ลิตร/วัน และสถานีบริการ B5 จำนวน 35 สถานี

3. นอกจากนี้ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินมาตรการต่างๆ เพื่อบรรเทาผลกระทบของประชาชนในราคาน้ำมันที่ปรับสูงขึ้น ได้แก่ มาตรการตรึงราคาน้ำมันโดยใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการช่วยเหลือ ชาวประมง โดยยกเว้นภาษีอากรและเงินส่งเข้ากองทุนต่างๆ ของราคาน้ำมันดีเซล รวมทั้งมาตรการกระจายชนิดและแหล่งเชื้อเพลิง โดยส่งเสริมการใช้ถ่านหิน ก๊าซธรรมชาติ และอื่นๆ เป็นเชื้อเพลิงในภาคการผลิตอุตสาหกรรมและภาคไฟฟ้ามากยิ่งขึ้น เพื่อเป็นการลดสัดส่วนการพึ่งพานำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ ตลอดจนได้ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนในประเทศ รวมทั้งการใช้มาตรการ RPS และ Feed in Tariff ขณะเดียวกันได้ส่งเสริม ให้เพิ่มมูลค่าให้กับทรัพยากรด้านพลังงาน โดยเฉพาะอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ที่ได้จากก๊าซธรรมชาติ สำหรับภาคขนส่งซึ่งเป็นภาคที่ใช้พลังงานสูงถึงร้อยละ 37 ของปริมาณการใช้พลังงานของประเทศ ได้มีมาตรการเร่งเพิ่มประสิทธิภาพการขนส่ง ทั้งในรูปการพัฒนาระบบขนส่งมวลชน ระบบรถไฟ และพัฒนาเครือข่ายการขนส่งแบบผสมผสานให้เชื่อมต่อกัน เพื่อการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพที่สุด

4. อย่างไรก็ตาม จากยุทธศาสตร์และมาตรการด้านพลังงานที่ได้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา พบว่ามีหลายมาตรการยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากยุทธศาสตร์และมาตรการด้านพลังงานที่กำหนดขึ้นเพื่อแก้ไขปัญหาด้าน พลังงานจะเกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่นๆ เช่น กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงการคลัง เป็นต้น ซึ่งได้มีควรพยายามร่วมกันผลักดันมาตรการต่างๆ ให้บรรลุ แต่ทั้งนี้ การขาดงบประมาณเพื่อการสนับสนุนในการดำเนินการได้เป็นอุปสรรคสำคัญในการผลัก ดันในการนำยุทธศาสตร์และมาตรการต่างๆ ไปสู่การปฏิบัติให้เกิดผลอย่างจริงจัง เพื่อให้มีการผลักดันแผนยุทธศาสตร์พลังงานไปสู่การปฏิบัติ จำเป็นที่จะต้องมีการบูรณาการการดำเนินงานร่วมกันระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยว ข้อง และมีงบประมาณสนับสนุนที่เพียงพอ กระทรวงพลังงานจึงเสนอ 1) จัดตั้งศูนย์ประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่การปฏิบัติ โดยมีการทำงานเป็นทีมร่วมกับหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง และ 2) มีแผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่น) โดยมีกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ประสานงานในการนำแผนฯ บรรจุเข้าไว้ในแผนบริหารราชการแผ่นดิน 4 ปี เพื่อให้หน่วยงานต่างๆ ใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนปฏิบัติราชการ 4 ปี และแผนปฏิบัติราชการประจำปี โดยกำหนดเป็นตัวชี้วัด (KPI) และใช้ในการจัดทำแผนงบประมาณสำหรับดำเนินโครงการต่างๆ ของแต่ละหน่วยงาน

5. แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวกับหน่วยงานอื่น) สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

5.1 ส่งเสริมการใช้รถ NGV ซึ่งมีเป้าหมายขยายจำนวนรถ NGV ในปี 2549 จำนวน 51,500 คัน, ปี 2550 จำนวน 171,100 คัน, และปี 2553 จำนวน 500,320 คัน ตามลำดับ ส่วนของสถานี NGV มีเป้าหมายขยายจำนวนสถานี NGV ในปี 2549 จำนวน 200 สถานี , ปี 2550 จำนวน 320 สถานี , และปี 2553 จำนวน 740 สถานี โดยมีมาตรการ คือ

1) เร่งพิจารณายกเว้นภาษีนำเข้า Chassis with Engine สำหรับรถบรรทุก รถโดยสาร NGVทั้งแบบ CBU และ CKD โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ

2) ยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

3) เร่งดัดแปลงเครื่องยนต์รถโดยสาร ขสมก. จำนวน 1,477 คัน และ บขส. จำนวน 300 คัน ให้แล้วเสร็จภายในปี 2549 - 2550 และในระยะต่อไปเร่งจัดซื้อรถ NGV ใหม่ ของ ขสมก.จำนวน 2,000 คันตามที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติแล้ว รวมทั้งเร่งดัดแปลงรถโดยสาร ขสมก. บขส และรถร่วมที่เหลืออีก 17,000 คัน เป็นรถ NGV โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ

4) เร่งออกระเบียบบังคับให้รถแท็กซี่จดทะเบียนใหม่เป็น NGV โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ

5) อนุญาตให้รถบรรทุก NGV สามารถบรรทุกน้ำหนักเพิ่มได้ เพื่อชดเชยน้ำหนักถังก๊าซอีก 1 ตัน โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ

6) เร่งพิจารณาหามาตรการภาษีที่เหมาะสมเพื่อส่งเสริมการนำเข้ารถยนต์บรรทุก/รถ ยนต์โดยสาร NGV ประเภท CKD และ CBU โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ

7) เร่งออกระเบียบบังคับรถใหม่/รถเช่าของราชการ และรัฐวิสาหกิจเป็น NGV โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ

8) ปรับปรุงระเบียบ EIA ให้เอื้อต่อการวางท่อและปั๊ม NGV โดยมีกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นผู้รับผิดชอบ

5.2 ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ให้ยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 และให้มีการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ และตั้งแต่ปี 2550 จะเริ่มส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ 91 และในปี 2552 กำหนดให้มีการจำหน่ายแก๊สโซฮอล์ 91 ทั่วประเทศ พร้อมยกเลิกการจำหน่ายเบนซิน 91 และตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไปจะอนุญาตให้ส่งออกเอทานอลส่วนเกินได้ ทั้งนี้ โดยต้องเร่งดำเนินมาตรการ ดังนี้

1) เร่งโรงงานเอทานอลใหม่ 4 แห่งให้เสร็จภายในธันวาคม 2549 โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

2) จัดทำแผนรองรับกรณีโรงงานเอทานอลใหม่ 4 โรง ที่จะเริ่มผลิตธันวาคม 2549 ไม่แล้วเสร็จตามเวลาที่ได้กำหนด โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

3) ขยายปั๊มแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ โดยมีกระทรวงพลังงาน/บริษัทน้ำมัน เป็นผู้รับผิดชอบ

4) เร่งดำเนินการร่วมทุนระหว่างไทยออยล์กับองค์การสุรา เพื่อผลิตเอทานอลจากมันสำปะหลัง 500,000 ลิตร/วัน โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ

5) ส่งเสริม Contract Farming เพื่อใช้ป้อนเป็นวัตถุดิบให้กับโรงงานเอทานอล โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์, กระทรวงพลังงาน, ธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์, และกระทรวงมหาดไทย เป็นผู้รับผิดชอบ

6) เร่งส่งเสริมแก๊สโซฮอล์ 91 ตั้งแต่ปี 2550 - 2551 และ ปี 2552 อนุญาตให้ส่งออกเอทานอล ส่วนเกิน โดยมีคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

5.3 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยในปี 2549 ได้กำหนดเป้าหมายการจัดหาวัตถุดิบโดยขยายพื้นที่ปลูกปาล์ม 720,000 ไร่ และในช่วงปี 2550 - 2555 ขยายพื้นที่ปลูกปาล์มใหม่ 4.7 ล้านไร่ (ในประเทศ 3.7 ล้านไร่ และในประเทศเพื่อนบ้าน 1 ล้านไร่) สนับสนุนการผลิตไบโอดีเซลจากวัตถุดิบในชุมชนจำนวน 60,000 ลิตร/วัน ภายในปี 2549 และส่งเสริมให้มีการผลิตในระดับพาณิชย์อย่างน้อย 300,000 ลิตร/วัน ภายในปี 2550 และเพิ่มเป็น 8.5 ล้านลิตร/วัน ในปี 2555 สำหรับการจำหน่ายไบโอดีเซลได้กำหนดให้มีการส่งเสริมการจำหน่าย B5 ในเขตกรุงเทพฯ และเชียงใหม่ ตั้งแต่ปี 2550 และขยายทั่วประเทศในปี 2554 และตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไปให้มีการส่งเสริมการจำหน่าย B10 ทั่วประเทศ ทั้งนี้โดยมีมาตรการที่ต้องเร่งดำเนินการในปี 2549 ดังนี้

5.3.1 การส่งเสริมการผลิตและใช้ไบโอดีเซล โดยดำเนินการ 1) ดำเนินการสร้างโรงผลิต ไบโอดีเซล กำลังผลิต 600,000 ลิตร/วัน เริ่มผลิตภายในเดือนตุลาคม 2550 และเจรจาร่วมทุนกับภาคเอกชน เพิ่มขึ้นอีก 2 ราย กำลังผลิตรวม 500,000 ลิตร/วัน โดยมี ปตท. เป็นผู้รับผิดชอบ 2) จำหน่ายน้ำมันปาล์มดิบ ส่วนเกินจากการผลิตไบโอดีเซล 300,000 ลิตร/วันให้กับเรือประมง รถขนส่งและประชาชนทั่วไปตามสถานีบริการน้ำมัน โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นผู้รับผิดชอบ และ 3) ขยายสถานีบริการ น้ำมันจาก 35 แห่ง เป็น 200 แห่ง ภายในเดือนกันยายน 2549 โดยมี ปตท. และบริษัท บางจาก จำกัด (มหาชน) เป็นผู้รับผิดชอบ

5.3.2 การส่งเสริมการปลูกพืชวัสดุดิบของไบโอดีเซล โดยดำเนินการ 1) กำหนดมาตรการ จูงใจ ให้เกษตรกรหันมาปลูกปาล์มแข่งกับยาง โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นผู้รับผิดชอบ 2) ส่งเสริม Contract farming ระหว่างเกษตรกร - โรงสกัด CPO-โรงงาน B100 โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นผู้ รับผิดชอบ และ 3) เจรจาปลูกปาล์มกับประเทศเพื่อนบ้านประมาณ 200,000 ไร่ ในปี 2550 โดยมีกระทรวงเกษตรและสหกรณ์และกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

5.3.3 การส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซลชุมชน โดยดำเนินโครงการ 1 อำเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน ซึ่งมีกระทรวงพลังงานและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เป็นผู้รับผิดชอบ

5.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ในช่วงปี 2550 - 2555 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานดังนี้

5.4.1 การจัดหาวัตถุดิบ โดยดำเนินการ 1) เร่งปลูกปาล์มในประเทศ 3.7 ล้านไร่ 2) ส่งเสริม Contract farming ระหว่างเกษตรกร - โรงสกัด CPO - โรงงาน B100 และ 3) เจรจาปลูกปาล์มใหม่ในประเทศเพื่อนบ้าน 1 ล้านไร่ โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงเกษตรและสหกรณ์

5.4.2 การส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซล โดยดำเนินการ 1) ส่งเสริมการจัดตั้งโรงงาน B100 ของเอกชนให้ครบ 8.5 ล้านลิตร/วัน โดยมีกระทรวงพลังงานและสถาบันการเงิน เป็นผู้รับผิดชอบ และ 2) จัดทำโครงการ 1 อำเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน โดยมีกระทรวงพลังงานและองค์กรปกครองท้องถิ่น เป็นผู้รับผิดชอบ

5.4.3 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดำเนินการ 1) ส่งเสริมการใช้น้ำมันมากกว่า B10 และ 2) ขยายสถานีบริการไบโอดีเซลทั่วประเทศ โดยมีกระทรวงพลังงาน/บริษัทผู้ค้าน้ำมัน เป็นผู้รับผิดชอบ

5.4.4 การวิจัยและพัฒนา ดำเนินการโดย 1) ทดสอบการใช้ B10 - 100 กับรถยนต์และยานพาหนะอื่นๆ โดยมีกระทรวงพลังงาน บริษัทรถยนต์ และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เป็นผู้รับผิดชอบ และ 2) สร้างมูลค่าเพิ่มจากผลพลอยได้ในการผลิตไบโอดีเซลไปสู่อุตสาหกรรมต่อเนื่อง โดยมีกระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรม เป็นผู้รับผิดชอบ

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่น)

2.เห็นควรให้จัดตั้งคณะอนุกรรมการประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่ การปฏิบัติ โดยมี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ

เรื่องที่ 3 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2548 - กุมภาพันธ์ 2549 คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ได้มีการจัดประชุมรวม 4 ครั้ง และได้มีมติเรื่องต่างๆ ดังนี้

1. มติคณะกรรมการฯ ในการประชุม กชช. ครั้งที่ 6/2548 เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2548 เรื่อง คำขอของ ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิง โดยเห็นควรไม่อนุมัติการขอยกเลิกเงื่อนไขสัดส่วนการถือครองหุ้นไม่น้อยกว่า ร้อยละ 10 ของมูลค่าหุ้นทั้งหมดของผู้ถือหุ้นเดิมของ บริษัท ไทยอะโกร เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด แต่ทั้งนี้ได้อนุมัติการเปลี่ยนชื่อผู้ได้รับอนุญาตจาก บริษัทน้ำตาลมิตรผล จำกัด เป็น บริษัทเพโทรกรีน จำกัด และจาก บริษัทรวมเกษตรกรอุตสาหกรรม จำกัด เป็น บริษัทเพโทรกรีน จำกัด และอนุมัติการขอขยายกำลังการผลิตเอทานอลของบริษัทราชบุรีเอทานอล จำกัด จาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 150,000 ลิตรต่อวัน และของบริษัทอี เอส เพาเวอร์ จำกัด จาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 150,000 ลิตรต่อวัน

2. มติคณะกรรมการฯ ในการประชุม กชช. ครั้งที่ 1/2549 เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2549 มีมติรวม 3 เรื่อง คือ

2.1 เรื่อง มาตรการเพิกถอนใบอนุญาตโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยให้มีการกำหนดมาตรการเพิกถอนใบอนุญาตของผู้ประกอบการที่ไม่มีความชัดเจน ในการก่อสร้างโรงงาน ดังนี้

2.1.1 ผู้ประกอบการที่ได้ทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลครบถ้วนตาม กำลังการผลิตที่ได้รับอนุญาต ต้องดำเนินการในเรื่องต่างๆ ให้แล้วเสร็จ ภายในกำหนดเวลา ดังนี้

(1) ส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2549

(2) ได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2549

(3) เปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือเอกสารการเงินอื่น ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2549

2.1.2 ผู้ประกอบการที่ยังทำสัญญาซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลไม่ครบถ้วนตาม กำลังการผลิตที่ได้รับอนุญาต ต้องส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549 และต้องได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อ เครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล และเปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือ เอกสารการเงินอื่นที่แสดงว่ามีการชำระเงินค่าเครื่องจักรส่วนที่เหลือ ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549

2.1.3 กรณี บริษัทไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด ซึ่งเป็นโครงการความร่วมมือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการอ้อยและน้ำตาลทรายและ NEDO และอยู่ระหว่างการนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาอนุมัติข้อตกลงความร่วมมือ จึงเห็นควรรอผลการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรีก่อน

2.2 เรื่อง การอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่ม เติม มีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ คณะกรรมการฯ กำหนด และดำเนินการเรื่องต่างๆ ให้แล้วเสร็จภายในกำหนดเวลา ดังนี้

2.2.1 ส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549

2.2.2 ได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549

2.2.3 เปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือ เอกสารการเงินอื่น ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549

2.2.4 ส่งแผนการจัดหาวัตถุดิบ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549

2.3 เรื่อง การพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยมีมติอนุมัติให้ บริษัทไทยแอลกอฮอล์ จำกัด (มหาชน) ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบ ในการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มเติมได้

3. ในวันที่ 19 มกราคม 2549 กชช. ได้มีมติอนุญาตให้องค์การสุรา กรมสรรพสามิต สามารถผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากกำลังการผลิตส่วนเกิน ในส่วนของการผลิตแอลกอฮอล์ 99.8% โดยปริมาตร ในปริมาณเดือนละ 25,000 ลิตร

4. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549 ประธาน กชช. ได้มีหนังสือแจ้งประธาน กพช. เกี่ยวกับผลการอนุญาตให้บริษัท อี เอส เพาเวอร์ จำกัด ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลเพิ่มเติมจากน้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลได้ เพื่อให้สอดคล้องกับมติ กชช. ในการประชุมครั้งที่ 5/2548

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพในการประชุม ครั้งที่ 6/2548 เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2548 เรื่อง คำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง

2.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพในการประชุม ครั้งที่ 1/2549 เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2549 ใน 3 เรื่อง คือ เรื่องมาตรการเบิกถอนใบอนุญาตโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เรื่องการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มเติม และเรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการ ที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง

3.เห็นชอบอนุญาตให้องค์การสุรา กรมสรรพสามิต สามารถผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงในปริมาณเดือนละประมาณ 25,000 ลิตร ได้ตามที่ขอมา

4.เห็นชอบอนุญาตให้ บริษัท อี เอส เพาเวอร์ จำกัด ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลเพิ่มเติมจากน้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลตามที่ขอมา

5.เพื่อเป็นการเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อ เพลิงได้ตามเป้าหมายที่กำหนดและสอดคล้องกับนโยบายของกระทรวงพลังงานให้มีการ จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ภายในวันที่ 1 มกราคม 2550 ทั่วประเทศ คณะกรรมการฯ จึงมีมติเห็นควรให้เปิดเสรีในการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ตั้งแต่บัดนี้เป็นต้นไป

เรื่องที่ 4 การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP และร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่าย จำหน่าย สำหรับปริมาณ พลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ โดยการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ การออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการใช้ทรัพยากรในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ ลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เป็นการกระจายโอกาสไปยังพื้นที่ห่างไกลให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ช่วยเพิ่มความมั่นคงในระบบส่งและระบบจำหน่าย ช่วยลดความ สูญเสีย (Loss) ในระบบไฟฟ้า ลดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาดเล็กเพื่อจ่ายไฟฟ้าไปยังพื้นที่ห่างไกล และช่วยลดการจัดหาไฟฟ้าในช่วงที่ระบบมีความต้องการไฟฟ้าสูง (Peak)

2. เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งมีเงื่อนไขการผลิตไฟฟ้าที่แตกต่างกัน ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอเห็นควรให้ยกร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP แยกเป็น 2 ระเบียบ คือ (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และเห็นควรพิจารณาขยายปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายจาก 6 เมกะวัตต์ เป็น 10 เมกะวัตต์ โดยมีประเด็นที่ต้องพิจารณา ดังนี้

2.1 ตามมาตรา 37 แห่ง พรบ. กฟผ. กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีขนาดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า จะต้องได้รับอนุญาตจาก กฟผ. ดังนั้น VSPP จะต้องขออนุญาตจาก กฟผ. ด้วย ในขณะที่ VSPP จะเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้พิจารณาความปลอดภัยต่อระบบไฟฟ้าแล้ว ดังนั้น เพื่อลดขั้นตอนและระยะเวลาในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า และการขอใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องต่างๆ หาก VSPP ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแล้ว ขอให้ กฟผ. เร่งรัดการดำเนินการพิจารณาให้อนุญาตด้วย

2.2 การรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายโดยเฉพาะในเขต กฟภ. ในบางพื้นที่สามารถรับซื้อได้เกินกว่า 6 เมกะวัตต์ แต่ไม่ถึง 10 เมกะวัตต์ ดังนั้น ในกรณี VSPP มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ เห็นควรให้สิทธิ์การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายพิจารณารับซื้อเป็นกรณีๆ ไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถรับซื้อได้ จะต้องมีรายงานผลการตรวจสอบ และหากมีข้อขัดแย้งให้ผู้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้ายื่นอุทธรณ์ไปยังคณะกรรมการ กำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ผ่าน สนพ.

3. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

3.1 กำหนดนิยามของ VSPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้า ทั้งภาคเอกชน รัฐบาล รัฐวิสาหกิจ และ ประชาชนทั่วไปที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของตนเอง ที่จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในปริมาณพลัง ไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า ดังนี้

3.1.1 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy) เช่น พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ พลังน้ำขนาดเล็ก (Micro Hydroeletricity) พลังงานคลื่นทะเลหรือมหาสมุทร พลังงานความร้อน ใต้พิภพ พลังงานชีวมวล พลังงานจากก๊าซชีวภาพ เป็นต้น หรือผลิตไฟฟ้าจากกากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร ผลิตภัณฑ์ที่แปรรูปมาจากกากหรือเศษวัสดุเหลือใช้จากการเกษตร หรือจากผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร ขยะมูลฝอย ไม้จากการปลูกป่าเป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เสริมได้ แต่พลังงานความร้อนที่ได้จากการใช้เชื้อเพลิงเสริมในแต่ละรอบปีจะต้องไม่ เกินร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนทั้งหมดที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในรอบปีนั้นๆ

3.1.2 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่ได้มาจากกระบวนการผลิต การใช้ หรือการขนส่ง เชื้อเพลิงได้แก่ พลังงานเหลือทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร พลังงานสูญเสียจากไอเสียเครื่องยนต์ และพลังงานที่เป็นผลพลอยได้ เช่น พลังงานกลซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการปรับลดความดันของก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ไม่รวมถึงการใช้พลังงานสิ้นเปลืองที่ใช้แล้วหมดไปมาผลิตกระแสไฟฟ้าโดยตรง

3.2 การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้ากำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) โดยวิธีการคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้าในแต่ละเดือนสำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ ยังคงใช้หลักการหักลบหน่วยพลังงานไฟฟ้า (Net Energy) สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ คำนวณค่าพลังงานไฟฟ้าทั้งหมดตามมิเตอร์ซื้อในอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และมิเตอร์ขายตามอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกของผู้ใช้ไฟประเภทนั้นๆ ทั้งนี้ VSPP ที่ทำสัญญาเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่า 1 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่นำมาคำนวณราคารับซื้อจะถูกหักออกร้อยละ 2 ของปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขาย เพื่อเป็นค่าดำเนินการโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย

3.3 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ

3.3.1 ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ VSPP ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายน้อยกว่าหรือเท่ากับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่การ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้ VSPP จะรับซื้อในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกที่การ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้ VSPP รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติขายปลีก (Ft ขายปลีก)

3.3.2 ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ VSPP ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย มากกว่าปริมาณ พลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้ VSPP จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เท่ากับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฝ่าย จำหน่ายขายให้ VSPP ในแต่ละเดือน ด้วยอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกรวมกับค่า Ft ขายปลีก สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่ VSPP ขายเกินกว่าที่ซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย กำหนดราคารับซื้อเป็น 2 กรณี ดังนี้ (1) กรณีเป็นผู้ใช้ไฟอัตราปกติ อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่ขายจะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย ทุกระดับแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย และ (2) กรณีเป็นผู้ใช้ไฟอัตรา TOU อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่ขายจะเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11-33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ.ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย

4. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

4.1 กำหนดนิยามของ VSPP หมายถึง ผู้ผลิตไฟฟ้า ทั้งภาคเอกชน รัฐบาล รัฐวิสาหกิจ และประชาชนทั่วไปที่มีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของตนเอง ที่จำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยมีการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตพลังงานความร้อนและไฟฟ้าร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นระบบผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง โดยใช้เชื้อเพลิงที่เป็นพลังงานสิ้นเปลืองที่ใช้แล้วหมดไป ทั้งนี้ กำหนดเงื่อนไขสำหรับ VSPP จะต้องนำความร้อนที่เหลือจากการผลิตไฟฟ้าไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ (Thermal Processes) นอกจากการผลิตไฟฟ้า โดยกำหนดสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (Primary Energy Saving) เกินกว่าร้อยละ 10 ในแต่ละปี กล่าวคือ VSPP ที่สามารถปฏิบัติตาม เงื่อนไขดังกล่าวได้ ถือว่าเป็นการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อย่างมีประสิทธิภาพ และให้มีการคิดค่าปรับในกรณีที่ VSPP ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดของกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

4.2 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้าทั้งหมดตามมิเตอร์ที่ซื้อจาก VSPP ในอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดันที่ VSPP ทำการเชื่อมโยงกับระบบไฟฟ้าของการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ทั้งนี้ VSPP ที่ทำสัญญาเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่า 1 เมกะวัตต์ ขึ้นไป ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่นำมาคำนวณจะถูกหักออกร้อยละ 2 ของปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนที่ขาย เพื่อเป็นค่าดำเนินการโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย

5. ร่างระเบียบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปรับปรุงจากระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ พ.ศ. 2545 โดยขยายปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบตามสัญญาเป็นไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และจัดทำรูปแบบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าใหม่ให้สอดคล้องกับประเภทของเครื่อง กำเนิดไฟฟ้า ทั้งนี้ กำหนดให้การแก้ไขระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฯ จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยให้มีการรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียประกอบการพิจารณาด้วย

6. มีข้อเสนอแนะการดำเนินงาน เพื่อให้การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ปฏิบัติในแนวทาง เดียวกันและมีความคล่องตัว ซึ่งจะเป็นการจูงใจให้ VSPP เพิ่มมากขึ้น ดังนี้

6.1 เห็นควรให้ กฟผ. เร่งรัดการดำเนินการให้อนุญาตตามมาตรา 37 แห่ง พรบ. กฟผ. สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ ที่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแล้ว

6.2 เห็นควรให้ VSPP ขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน ในลักษณะเดียวกันกับ VSPP 1 เมกะวัตต์

6.3 เห็นควรมอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย พิจารณาในรายละเอียด (1) การคำนวณค่าปรับสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ายังคงตามระเบียบเดิม (3) แนวทางในการทดสอบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการกำหนดขั้นตอนและหลักการในการขออนุญาตเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า (4) แบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และ (5) ต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้แล้วเสร็จเพื่อเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP

6.4 การบังคับใช้ระเบียบฯ ใหม่ กำหนดให้ใช้เฉพาะ VSPP ที่จะยื่นคำร้อง และเสนอขายไฟฟ้าภายหลังการออกระเบียบฉบับใหม่นี้ สำหรับ VSPP รายเดิมสามารถขอยุติสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมและใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่แก้ไข ใหม่ตามระเบียบใหม่ได้

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

2.เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration

3.เห็นชอบร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์

4.เห็นชอบข้อเสนอการดำเนินงาน เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเร่งดำเนินการออกประกาศรับ ซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป

5.มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการประชาสัมพันธ์นโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน

เรื่องที่ 5 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และระบบ Cogeneration โดยใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง ต่อมารัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เนื่องจาก ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดต่ำลง ในขณะที่กำลังการผลิตสำรอง (Reserve Margin) ของระบบอยู่ในระดับสูง อย่างไรก็ตาม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม และเป็นการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน คณะรัฐมนตรีจึงมีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการ SPP ประเภท Non-Firm ให้แก่ กฟผ. ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้

นอกจากนี้ เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็กที่อยู่ในพื้นที่ห่างไกล คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดย กฟน. และ กฟภ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ

2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2546 เห็นชอบแผนยุทธศาสตร์พลังงาน ของกระทรวงพลังงาน โดยกำหนดเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 ของการใช้พลังงานทั้งหมด เป็นร้อยละ 8 ภายในปี พ.ศ. 2554 และกำหนดมาตรการกำหนดสัดส่วนการผลิตหรือจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Portfolio Standard: RPS) นอกจากนี้ ได้เห็นชอบให้กำหนดยุทธศาสตร์การใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในภาค อุตสาหกรรม โดยให้กระทรวงอุตสาหกรรมร่วมกับกระทรวงพลังงานเร่งดำเนินการ ส่งเสริมระบบผลิตพลังงานที่ผนวกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ เช่น ระบบ Cogeneration ในนิคมอุตสาหกรรม และระบบ District heating/cooling เป็นต้น ทั้งนี้ ในส่วนของโรงไฟฟ้าใหม่ 4 โรง ของ กฟผ. ซึ่งมีกำลังผลิตทั้งสิ้นประมาณ 2,800 เมกะวัตต์ มีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี พ.ศ. 2551-2553 ได้มีแผนจัดหาไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ประมาณ 140 เมกะวัตต์

3. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าใน ลักษณะ Distributed Generation (DG) ด้วยระบบการผลิตไฟฟ้า น้ำร้อน และน้ำเย็นร่วมกัน (Combined Heat and Power : CHP) เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้ทรัพยากรของประเทศ ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และเห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ CHP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนเกินสามารถขาย ไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP หรือ VSPP เพื่อเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพสูงสุดในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ CHP รวมทั้ง ปรับปรุงกฎ ระเบียบ ที่เกี่ยวข้องให้เหมาะสมต่อไป

4. ข้อเสนอการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

4.1 เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบหมายให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน สำหรับราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขัน ดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนต่อไป

4.2 ควรมีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้าน ราคา ผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อ ไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ เงื่อนไขและหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ขึ้นอยู่กับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบที่กำหนด

4.3 การจัดหาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบหลังปี พ.ศ. 2553 ด้วยวิธีการเปิดประมูลแยกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนออกจากการ กำหนดเป็นเงื่อนไขในการเปิดประมูล โดยผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจ่ายเงินผ่านกองทุนเพื่อใช้ในการสนับสนุนการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป

4.4 เห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนเกินสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP หรือ VSPP เพื่อเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพสูงสุดในการผลิตไฟฟ้า จึงเห็นควรเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration และมอบหมายให้ สนพ. ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพื่อให้การกำหนดกฎเกณฑ์ เงื่อนไข และโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งจะเป็นการจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเข้ามาขายไฟฟ้าตามระเบียบมากขึ้น ก่อให้เกิดการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ ทรัพยากรอย่างมีประโยชน์สูงสุด

มติของที่ประชุม

1.เห็นควรให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการ จูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย และมอบหมายให้ สนพ. ไปดำเนินการในรายละเอียดและนำเสนอ กพช. ขอความเห็นชอบต่อไป

2.การจัดหาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบหลังปี พ.ศ. 2553 ด้วยวิธีการเปิดประมูล ให้แยกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ออกจากการกำหนดเป็นเงื่อนไขในการเปิดประมูล โดยผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจะต้องจ่ายเงินผ่านกองทุนตามที่รัฐกำหนดเพื่อใช้ใน การสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป

3.มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน

เรื่องที่ 6 การมอบอำนาจให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติดำเนินการแทนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการดำเนินคดีทางปกครอง

สรุปสาระสำคัญ

1. นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี (ครม.) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) แต่ที่ประธาน กพช. ได้มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะกรรมการและเลขานุการ กพช. เป็นผู้จัดทำคำชี้แจงแล้ว

2. ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกมายัง กพช. ลงวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2549 เพื่อไปให้ถ้อยคำต่อศาลปกครองกลางในวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งประธาน กพช. ได้มอบหมายให้ สนพ. บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ.กฟผ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (บมจ.ปตท.) พร้อมด้วยนายวิชาญ ธรรมสุจริต พนักงานอัยการ ซึ่งได้รับมอบอำนาจจากประธาน กพช. ให้เป็นผู้ดำเนินการแก้ต่างคดีแทน ไปให้ถ้อยคำต่อศาลปกครองกลางในวันดังกล่าวแล้ว และต่อมาศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายวิชาญ ธรรมสุจริต ลงวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 เพื่อให้ทำคำให้การในคดีดังกล่าว โดยมีประเด็นคำฟ้องของ นายเหวง โตจิราการ ดังนี้

2.1 ขอให้ยกเลิก เพิกถอนมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนด โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

2.2 ขอให้ยกเลิก เพิกถอนมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนด โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

2.3 ขอให้ ครม. และ กพช. พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากลที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย มาใช้ในการคำนวณต้นทุนค่าไฟฟ้า

2.4 ขอให้ ครม. และ กพช. พิจารณาให้ บมจ. กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท.

ทั้งนี้ สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ผู้รับมอบอำนาจแทน ครม. ได้มีหนังสือลงวันที่ 2 มีนาคม 2549 ถึงอัยการสูงสุด เพื่อให้ดำเนินการประสานกับกระทรวงพลังงาน และจัดทำคำให้การแก้คำฟ้องยื่นต่อศาล ปกครองกลางในนาม ครม. ต่อไป

3. เพื่อให้เกิดความคล่องตัวมากยิ่งขึ้น ประธาน กพช. จึงได้มอบอำนาจให้ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค พนักงานอัยการ เป็นผู้ดำเนินการแก้ต่างคดีดังกล่าวแทนนายวิชาญ ธรรมสุจริต ทั้งนี้ สนพ. บมจ. กฟผ. และ บมจ. ปตท. ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องและจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 โดยนายเหวง โตจิราการ ได้ทำคำให้คัดค้านคำให้การยื่นต่อศาลเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2549 และต่อมาศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ลงวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้ทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ปัจจุบันคดีดังกล่าวอยู่ระหว่างการแสวงหาข้อเท็จจริงของศาลปกครองกลาง

มติของที่ประชุม

1.รับทราบการดำเนินงานคดีการฟ้องร้องของนายเหวง โตจิราการ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานความคืบหน้าในการดำเนินงานดังกล่าวเป็นระยะๆ

2.เห็นชอบตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบหมายให้นายวิชาญ ธรรมสุจริต และนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค พนักงานอัยการ เป็นผู้ดำเนินการแก้ต่างคดีดังกล่าวแทน กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2549 และวันที่ 22 มีนาคม 2549 ตามลำดับ

3.มอบหมายให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2549 (ครั้งที่ 105)
วันอังคารที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ เป็นเลขานุการที่ประชุม

เรื่อง ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน โครงการห้วยเฮาะ และอีก 1 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนพฤศจิกายน พ.ศ. 2552

2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2548 มีมติ เห็นชอบในหลักการร่าง MOU ของโครงการน้ำงึม 2 ตามที่ กฟผ. เสนอ โดย กฟผ. และบริษัท SouthEast Asia Energy จำกัด (SEAN) ได้ลงนาม MOU แล้ว เมื่อวันที่ 25 เมษายน 2548

3. โครงการน้ำงึม 2 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไชยสมบูรณ์ ในภาคกลางของ สปป. ลาว มีกำลังผลิต ติดตั้ง 615 เมกกะวัตต์ สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบได้ประมาณ 2,310 ล้านหน่วย ต่อปี จุดเชื่อมโยงระบบส่ง ณ สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ วันที่ 1 มกราคม 2556 กลุ่มผู้ลงทุน คือ บริษัท SEAN ประกอบด้วย บมจ. ช. การช่าง ถือหุ้น 28.5% รัฐบาล สปป. ลาว ถือหุ้น 25% บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด ถือหุ้น 25% บมจ. บางกอกเอ็กเพรสเวย์ ถือหุ้น 12.5% บริษัท Shlapak Development ถือหุ้น 4% บริษัท P.T. Construction & Irrigation จำกัด ถือหุ้น 4% และบริษัท Team Consulting Engineering and Management จำกัด ถือหุ้น 1%

4. ต่อมา กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งว่า กฟผ. และกลุ่มผู้ลงทุนได้ดำเนินการเจรจาจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 แล้วเสร็จ โดยได้ลงนาม MOU แล้ว และได้ลงนามขั้นต้น (Initial) ในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2548 และได้นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ให้สำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2548 โดยได้ส่งคณะผู้แทนไปชี้แจงเพิ่มเติมต่อคณะทำงานของ อส. เป็นระยะๆ รวมทั้ง ได้มีการแก้ไขเพิ่มเติมรายละเอียดในร่างสัญญาฯ ตามผลการหารือกับ อส. และ SEAN

5. ผลการตรวจพิจารณาร่างสัญญาฯ อส. สรุปได้ดังนี้

(1) เห็นควรตัดข้อ 13.2 เรื่อง Experts ออก และเพิ่มข้อ 13.2.9 (ตามข้ออ้างอิงหลังการตัด) ในเรื่อง Arbitration ว่า "Notwithstanding any provisions in this Agreement to the contrary, all provisions relating to or in connection with arbitration shall be subject to the Thai Arbitration Act in force"

(2) ข้อ 19 เรื่อง Governing Law เห็นควรเพิ่มเติมข้อความต่อไปนี้ "regardless of any applicable principles existing in the Thai laws regarding conflicts of laws" ต่อท้ายข้อความที่มีอยู่เดิม ซึ่งเมื่อแก้ไขแล้วข้อความในร่างสัญญาฯ จะเป็นดังนี้ "This Agreement shall be governed by and construed in all respects in accordance with the laws of Thailand regardless of any applicable principles existing under Thai laws regarding conflicts of laws.

(3) ในร่าง Annex II Form of Transfer Notice ของ Schedule 26 Notice to EGAT หน้า 807 ข้อ (ii) บรรทัดที่ 5 ของสัญญา หน้าคำว่า "bound" เห็นควรเพิ่มคำว่า "unconditionally"

นอกจากนี้ อส. ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมประเด็นสำคัญเกี่ยวกับสถานะความเป็นนิติบุคคลของ SEAN และ SEAN Branch และผู้มีสิทธิตามสัญญาสัมปทานที่ทำกับรัฐบาล สปป.ลาว โดยให้ถือเป็นเงื่อนไขบังคับที่ กฟผ. ควรตรวจสอบให้ได้ความชัดเจนในประเด็นข้อสังเกตดังกล่าวก่อนลงนามสัญญาฯ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แก้ไข ร่างสัญญาฯ ตามความเห็นของ อส. ทั้ง 3 ข้อแล้ว โดยได้ปรับปรุงแก้ไขส่วนต่างๆ ของร่างสัญญาฯ ที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกันด้วยแล้ว

6. วันที่ 15 พฤษภาคม 2549 กฟผ. และบริษัท SEAN ได้พิจารณาแก้ไข และ/หรือเพิ่มเติมรายละเอียดในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามความเห็นของ อส. โดย คกก. กลั่นกรองของ คกก. กฟผ. ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึง อส. แจ้งการดำเนินการของ กฟผ. ตามความเห็นและข้อสังเกตของ อส. พร้อมทั้งได้ลงนามขั้นต้น (Initial) ในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับสุดท้าย (Final Draft) กับบริษัท SEAN และมีหนังสือถึง พน. เพื่อพิจารณานำเสนอร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับสุดท้ายต่อ กพช. เพื่อพิจารณาอนุมัติให้ กฟผ. ลงนามสัญญากับบริษัท SEAN ต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

2.เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2549 (ครั้งที่ 104)
วันศุกร์ที่ 3 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2549 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549

2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. 48 - 25 ม.ค. 49)

3.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548

4.กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

5.ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

6.การปรับปรุงสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสำหรับโครงการ ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง

7.ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

8.การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน

9.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549

สรุปสาระสำคัญ

1. ภาพรวม ในปี 2548 การขยายตัวของเศรษฐกิจอยู่ที่ระดับร้อยละ 4.7 เป็นผลจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกปรับสูงขึ้นและปัญหาต่างๆ ที่เกิดขึ้นในประเทศ อาทิ ภาวะภัยแล้ง และปัญหาการระบาดของไข้หวัดนก เป็นต้น การใช้และการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศอยู่ที่ระดับ 1,525 และ 742 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน และมีอัตราขยายตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ ร้อยละ 4.9 และ 9.4 ตามลำดับ โดยที่การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์อยู่ที่ระดับ 969 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน หรือขยายตัวลดลงจากปีก่อน ร้อยละ 2.3 มีมูลค่านำเข้าพลังงานรวม 774,282 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 36.7 ส่วน การส่งออกพลังงานมีมูลค่ารวม 146,814 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 42.8 ทำให้มูลค่าการนำเข้า (สุทธิ) พลังงานค่ารวม 627,468 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.4

2. น้ำมันดิบ การจัดหาน้ำมันดิบได้ลดลงจากปีก่อนมาอยู่ที่ระดับ 925 พันบาร์เรลต่อวัน เป็นการผลิตภายในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศในสัดส่วนร้อยละ 12 และ 88 ตามลำดับ ขณะที่การผลิตภายในประเทศ เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.1 อยู่ที่ระดับ 113 พันบาร์เรลต่อวัน ส่วนการนำเข้าน้ำมันดิบได้ลดลงถึงร้อยละ 7.0 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มขึ้นในช่วง 6 เดือนแรกของปี เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากระดับราคา 41.93 เหรียญสหรัฐในเดือนมกราคม เป็น 51.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม และในช่วง 6 เดือนหลังของปี การนำเข้าน้ำมันดิบได้ชะลอตัวลง แต่มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 29.3

3. น้ำมันสำเร็จรูป การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 51,416 ล้านลิตร เป็นการผลิตภายในประเทศที่ 49,220 ล้านลิตร และเป็นการนำเข้าจำนวน 2,196 ล้านลิตร โดยเป็นการนำเข้าน้ำมันเตาคุณภาพดีเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้า ส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณ 42,005 ล้านลิตร ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.9 ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3 เนื่องจากราคาขายปลีกที่สูงขึ้น และมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ทำให้ประชาชนหันมาเปลี่ยนพฤติกรรมการบริโภคอย่างชัดเจน ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) และ LPG มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนแก๊สโซฮอล์มีปริมาณเพิ่มขึ้นร้อยละ 873.3 จากรัฐบาลได้มีนโยบาย ในการยกเลิกการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 เปลี่ยนเป็นแก๊สโซฮอล์ทั้งหมดภายในเดือนมกราคม 2550 และราคาแก๊สโซฮอล์มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินทั่วไป สำหรับการใช้น้ำมันดีเซลมีปริมาณ 19,633 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนเพียงร้อยละ 0.1 เนื่องจากรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกดีเซลในช่วงกลางปีทำให้ปริมาณการ ใช้ดีเซลชะลอตัวลง และการรณรงค์ของภาครัฐในมาตรการประหยัดพลังงาน ขณะที่การใช้น้ำมันเตาเพื่อการผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นร้อยละ 61.7 ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมได้ลดลงร้อยละ 8.1 เนื่องจากอุตสาหกรรม SME บางประเภทหันมาใช้ถ่านหินแทนน้ำมันเตามากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเครื่องบิน + ก๊าด และ LPG ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1 และ 7.5 ตามลำดับ

4. ด้านไฟฟ้า ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 มีกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าอยู่ที่ 26,431 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ที่ระดับ 20,538 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีที่ผ่านมาจำนวน 1,212 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6 ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 120,988 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เป็นการใช้ในเขตนครหลวง เขตภูมิภาค และการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. ที่ เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8, 7.5 และ 12.7 ตามลำดับ ส่วนภาคอุตสาหกรรมมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.5 เช่นเดียวกับสาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตร และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6, 4.8, 7.9 และ 3.7 ตามลำดับ

5. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2549 จาก สศช. ได้ประมาณเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.7 - 5.7 ในปี 2549 จึงสามารถคาดการณ์การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศจะขยายตัวเพิ่ม ขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5.6 ประกอบด้วย การเพิ่มขึ้นของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3.9 และ 7.6 ตามลำดับ สำหรับการใช้ลิกไนต์/ ถ่านหินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 เนื่องจากโรงไฟฟ้า BLCP ที่ใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นเชื้อเพลิงจะเข้าระบบ ส่วนการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้า ลดลงร้อยละ 8.4

การใช้น้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.9 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 น้ำมันดีเซลที่ยังคงปรับตัวลดลงร้อยละ 0.7 น้ำมันก๊าด + เครื่องบิน จะมีการใช้เพิ่มขึ้น ร้อยละ 3.5 และน้ำมันเตาจะใช้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 19.8 ซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากท่อก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. จะยังคงสร้างไม่เสร็จในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2549 นอกจากนี้การใช้ LPG คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 และการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 โดยมีค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 21,822 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุดอยู่ที่ร้อยละ 15.86

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. 48 - 25 ม.ค. 49)

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบ

ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 51.39 และ 55.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาสูงกว่าระดับปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาและยุโรปมีการสะสมเพิ่มขึ้น และเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 53.20 และ 57.42 เหรียญสหรัฐอเมริกาต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากท่อ ขนส่งน้ำมันดิบของบริษัทเชลล์ในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด ทำให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบต้องหยุดชะงัก ประกอบกับโอเปคมีแนวโน้มที่จะลดปริมาณการผลิตก่อนเข้าสู่ไตรมาส 2 ปี 2549 โดยอิหร่านสนับสนุนให้ลดเพดานการผลิตลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน

สำหรับเดือนมกราคม 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรท์ได้ปรับตัวสูงขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 58.28 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด และกลุ่มประเทศยุโรปได้ร่างมติยื่นต่อคณะกรรมการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) แจ้งให้ U.N. Security Council ดำเนินการคว่ำบาตรประเทศอิหร่าน เนื่องจากอิหร่านดำเนินการทดสอบพลังงานนิวเคลียร์ ดังนั้น ช่วง 2 เดือนครึ่งที่ผ่านมา ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 53.99 และ 58.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันดูไบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 0.35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันเบรนท์ปรับตัวลดลง 0.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์

ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 60.56 , 59.21 และ 61.50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ได้ปรับตัวลดลงเนื่องจากเวียดนามลด การนำเข้าน้ำมันเบนซินลง ร้อยละ 50 และบริษัท Cosmo Oil ประเทศญี่ปุ่น และ GS Caltex ประเทศเกาหลี ออกประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบเดือนพฤศจิกายน 2548 สำหรับเดือนธันวาคมราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.01 59.90 และ 63.83 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากจะมีการนำน้ำมันเบนซิน 95 จากเอเซียไปขายในสหรัฐอเมริกามากขึ้น ประกอบกับ อินโดนีเซียออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินปริมาณ 800,000 บาร์เรล และอากาศที่หนาวเย็นลงทั้งในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และ เอเซียเหนือ ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเพื่อทำความอบอุ่นเพิ่มสูงขึ้น

เดือนมกราคม 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 66.84 65.49 และ 69.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากอินโดนีเซียเพิ่มการ นำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนมกราคม ประกอบกับเวียดนามมีแผนการนำเข้าน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ร้อยละ 3 ในปีนี้ และความต้องการใช้น้ำมันก๊าดเพื่อทำความอบอุ่นในญี่ปุ่นเพิ่มขึ้นส่งผลให้ โรงกลั่นทั่วภูมิภาคหันมาผลิตน้ำมันก๊าด ทำให้อุปทานน้ำมันดีเซลในภูมิภาคลดลง ดังนั้นในช่วงเวลา 2 เดือนครึ่งที่ผ่านมา ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 62.60, 61.33 64.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 6.50 6.61 และ 7.98 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

3. ราคาขายปลีก

ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร ในเดือนพฤศจิกายน และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.10 บาท/ลิตร โดยราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2548 อยู่ที่ระดับ 24.84 24.04 23.34 และ 22.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนธันวาคมผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 25.74 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ

เดือนมกราคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 25 มกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 25.74 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ

4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประมาณการ ณ วันที่ 23 มกราคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 11,667 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 87,007 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้เดิม (อายุไม่เกิน 1 ปี) 15,660 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันบริหารกองทุนฯ อายุ 5 ปี 32,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,027 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,579 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 182 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 75,340 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548

สรุปสาระสำคัญ

1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อทำหน้าที่แทน รมว. พน ในการจัดสรรเงินกองทุนฯ ให้ กับส่วนราชการที่ปฏิบัติงานด้วยพลังงานและปิโตรเลียม และให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณและงบแสดงฐานะการเงินของกอง ทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนฯ เพื่อเสนอ รมว. พน เพื่อทราบ และนำเสนอ กพช.เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ

2. ผลสรุปการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548 ดังนี้

2.1 แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549

เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 รมว. พน. ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท โดยแบ่งออกเป็นปีละ 10 ล้านบาท ใน 6 หมวดรายจ่าย ได้แก่ หมวดการค้นคว้าวิจัยและการศึกษา หมวดการโฆษณาฯ หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม หมวด เดินทางเพื่อศึกษาดูงานฯ หมวดจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน

2.2 การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2548

คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดต่างๆ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 8,280,703 บาท ดังนี้

(1) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม ได้อนุมัติทุนการศึกษาและฝึกอบรมให้กับ หน่วยงานที่ปฏิบัติงานด้านพลังงานและปิโตรเลียม จำนวน 5,572,500 บาท ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (จำนวน 743,000 บาท) สนพ. (จำนวน 679,500 บาท) กรมธุรกิจพลังงาน (จำนวนเงิน 2,750,000บาท) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (จำนวน 750,000 บาท) และกรมบัญชีกลาง (จำนวน 650,000 บาท) เพื่อเป็นทุนในการศึกษาระดับปริญญาโทและอบรมภาษาอังกฤษทั้งในประเทศและต่างประเทศ

(2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ได้อนุมัติเงินกองทุนให้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน จำนวน 2 โครงการ ในวงเงิน 708,203 บาท

(3) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน ได้อนุมัติเงินกองทุนในการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวนทั้งสิ้น 1,700,000 บาท ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (จำนวน 160,000 บาท) สนพ.(จำนวน 412,000 บาท) กรมธุรกิจพลังงาน (จำนวน 250,000 บาท) และ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (จำนวน 878,000 บาท)

(4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ได้อนุมัติเงินจำนวน 300,000 บาท เพื่อเป็น ค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงานฯ ได้แก่ เงินเดือนค่าจ้างของเจ้าหน้าที่ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ ที่จะช่วยให้การปฏิบัติงานเกี่ยวกับกองทุนฯ

3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2548 ในทั้ง 4 หมวด รวมเป็นเงิน 8,280,703 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 4,470,352.21 บาท และยอดเงินคงเหลือผูกพันเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 1,942,270.33 หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา จำนวน 509,287.34 บาท และหมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวน 853,347.08 บาท รวมเป็นจำนวนเงิน 3,304,904.75 บาท และมีเงินคงเหลือ 505,446.04 บาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 กองทุนฯ มีงบฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์ 407,685,116.41 บาท และงบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2548 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 8,930,372.27 บาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ซึ่งร่างระเบียบฯ ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2548 และต่อมาคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า จำนวน 7 ราย โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลอัตราค่าบริการของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดมาตรการส่งเสริมการ แข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ กำหนดวิธีการและกำกับการแข่งขันการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ กำกับดูแลการปฏิบัติงานของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดและกำกับดูแลมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัยของการประกอบกิจการไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ประกอบด้วย นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ เป็นประธานกรรมการ นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ นายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล นายชัยเกษม นิติสิริ นายอนันต์ อัศวโภคิน นายวีระพล จิรประดิษฐกุล เป็นกรรมการ และนายศิริชัย สายะศิลปี เป็นกรรมการและเลขานุการ

2. กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

2.1 การดำเนินงานด้านนโยบายและการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าที่ผ่านมา โดย กพช. ได้มีการจัดตั้งคณะกรรมการและคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยปฏิบัติงานของ กพช. ได้แก่ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานและราคาพลังงานของประเทศ คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ทำหน้าที่พิจารณาการแก้ไขระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับ ระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (SPP Grid Code) และระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยที่ กบง. ได้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการต่างๆ เพื่อช่วย ปฏิบัติงานโดยเฉพาะด้านไฟฟ้าอีกจำนวน 5 คณะ

2.2 กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ได้แยกกรอบการดำเนินงานด้านนโยบายและการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าออกจากกันให้มี ความชัดเจนในการดำเนินงาน โดยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าซึ่งแต่งตั้งขึ้นตามระเบียบสำนักนายก รัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 จะเป็นผู้กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของรัฐ และ กพช. จะเป็นผู้พิจารณากำหนดกรอบนโยบายของกิจการไฟฟ้า กระทรวงพลังงานจึงได้แบ่งขอบเขตงานด้านนโยบายและการกำกับดูแล ดังนี้

(1) กพช. ทำหน้าที่เป็นผู้พิจารณาและเสนอแนะนโยบายต่อคณะรัฐมนตรี ในการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ได้แก่ นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า นโยบายการกำหนดรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า นโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและประเทศเพื่อนบ้าน นโยบายด้านแผนการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดระดับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม และพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า ตลอดจนพิจารณาให้ความเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ เป็นต้น

(2) คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ทำหน้าที่เป็นผู้กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของ กพช. ได้แก่ การศึกษาและจัดทำรายละเอียดข้อเสนอแนะโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลการปรับราคาไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ตามกรอบของสูตรที่ กพช. และคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ การกำกับดูแลการดำเนินงาน ของผู้ประกอบการในกิจการไฟฟ้า ที่สอดคล้องกับรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่กำหนด การดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบนโยบายที่กำหนด และการกำกับดูแลการดำเนินการตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า ตลอดจน ติดตามสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าและระดับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรอง เป็นต้น

3. นอกจากนี้ เพื่อให้การดำเนินงานของคณะกรรมการกำกับฯ มีความครบถ้วนสมบูรณ์ และไม่เกิดความซ้ำซ้อนในการดำเนินงานด้านนโยบายของ กพช. จึงควรยกเลิกคณะอนุกรรมการบางคณะ ที่แต่งตั้งขึ้นภายใต้คำสั่ง กพช. และ กบง. ที่มีอำนาจหน้าที่ซ้ำซ้อนกับอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ในปัจจุบันมีจำนวน 3 คณะ ประกอบด้วย (1) คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (2) คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (3) คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการยกเลิกคณะอนุกรรมการฯ ที่มีอยู่เดิมอาจก่อให้เกิดปัญหาการร้องเรียน ในการปฏิบัติงานของคณะกรรมการกำกับฯ ตามมาได้

4. การกำหนดผู้ปฏิบัติงานเต็มเวลาในคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ตามความในวรรคสอง ข้อ 6 ของระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 ระบุให้กรรมการและเลขานุการ ต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลา และตามความในข้อ 10 ของระเบียบดังกล่าว นายกรัฐมนตรีสามารถกำหนดให้ประธานกรรมการหรือกรรมการบางคนมีจำนวนทั้งหมดไม่ เกินสามคนเป็นกรรมการ ผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำซึ่งต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลาตามข้อเสนอของ กพช. ได้ และเพื่อให้คณะกรรมการกำกับฯ สามารถดำเนินงานตามหน้าที่ที่กำหนดในระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีฯ ได้อย่างคล่องตัวและมีประสิทธิภาพ กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้ประธานกรรมการ (นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ) กรรมการผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำ ซึ่งต้องปฏิบัติงานเต็มเวลา ตามความในข้อ 10 ของระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับฯ พ.ศ. 2548

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบการแบ่งขอบเขตงานนโยบายและอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 การกำกับดูแลตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า พ.ศ. 2548 โดยการยกเลิกคณะอนุกรรมการที่มีอำนาจหน้าที่ซ้ำซ้อนกับอำนาจหน้าที่ ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พร้อมทั้งมอบอำนาจหน้าที่ที่ซ้ำซ้อนดังกล่าวให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลคณะ กรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าต่อไป

2.เห็นควรกำหนดให้ประธานกรรมการ (นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ) เป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำซึ่งต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลา โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 5 ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

สรุปสาระสำคัญ

1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer: SPP) และบมจ. กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และจากระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP กำหนดเงื่อนไขให้ SPP ที่มีกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration จะต้องมีสัดส่วนของพลังงานความร้อน ที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 โดยเฉลี่ยในแต่ละปี และมีสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่งของพลังงาน ความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ ต่อพลังงานจากน้ำมันและ/หรือก๊าซธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 โดยคิดเฉลี่ยในแต่ละปี

2. การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ผ่านมา รัฐบาลได้มีการพิจารณา ผ่อนผันคุณสมบัติดังกล่าว เนื่องจาก SPP ได้รับผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา เมื่อเดือนกรกฎาคม 2540 และภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำอย่างต่อเนื่อง โดยกำหนดวันสิ้นสุดการผ่อนผันถึงสิ้นปี พ.ศ. 2546 ปัจจุบัน SPP บางรายยังคงไม่สามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration ที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ขณะที่ได้หมดระยะเวลาการผ่อนผันแล้ว ทำให้ SPP จะต้องชำระค่าปรับตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ขณะที่เงื่อนไขประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าไม่มีการกำหนดบทปรับไว้ ซึ่ง บมจ. กฟผ. อาจยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากถือว่าบริษัทไม่สามารถปฏิบัติตามคุณสมบัติสำคัญได้

3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2548 ได้พิจารณาเรื่อง ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ และได้มีมติดังนี้

3.1 เห็นควรให้มีแนวทางการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามข้อกำหนด Cogeneration เพื่อเป็นการลดปัญหาจากการนำไอน้ำไปใช้อย่างไม่เกิดประโยชน์เพียงเพื่อให้ ผ่านเงื่อนไข อย่างไรก็ตาม ได้มีเงื่อนไขให้ SPP ที่จะได้ส่วนลดค่าปรับเงื่อนไขสัดส่วนพลังงานความร้อน จะต้องเพิ่มเติมบทปรับเงื่อนไขประสิทธิภาพ ในการผลิตไฟฟ้าไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 ด้วย ซึ่งเป็นการจูงใจให้ผู้ประกอบการ SPP ปรับปรุงกระบวนการผลิตให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น จะเป็นผลดีต่อภาพรวมของการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ค่าปรับดังกล่าว รวมกันจะต้องไม่เกินร้อยละ 10 ของค่าพลังงานไฟฟ้าที่ SPP ได้รับในปีนั้น

3.2 เห็นชอบแนวทางการคิดค่าปรับกับ SPP ที่มีความประสงค์จะแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

3.3 มอบหมายให้ สนพ. และ บมจ.กฟผ. ยกร่างแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ที่ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า เพื่อเสนอ กพช พิจารณาต่อไป

ทั้งนี้ สนพ. และ บมจ.กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยยกร่าง แก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration แล้ว

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแนวทางการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อกำหนดบทปรับกรณี SPP ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า ด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ปี 2548 ถึงปี 2550 รวมระยะเวลา 3 ปี ตามรายละเอียดในเอกสารแนบ 4.2.2 ของระเบียบวาระการประชุม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นต้นไป

2.มอบหมายให้ บมจ. กฟผ. เร่งดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่มีความประสงค์จะขอแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จ ภายในเดือนมีนาคม 2549

เรื่องที่ 6 การปรับปรุงสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสำหรับโครงการ ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามประเภทสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า คือ ประเภทสัญญา Firm ราคารับซื้อไฟฟ้าจะประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ซึ่งจะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง โดยในส่วนของโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงกำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐานเท่ากับ 0.62 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ทั้งนี้ ค่า EP จะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2548) โดยราคาถ่านหินที่ใช้อ้างอิงกำหนดจากราคา Japanese Benchmark Price (JBP) ของ Steam Coal ณ เดือนสิงหาคม 2548 เป็นฐานในการคำนวณ (1,007 บาท/ตัน) ปัจจุบันโครงการ SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในปัจจุบันมี 5 โครงการ กำลังการผลิตรวม 703 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย 370 เมกะวัตต์

2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) ปัจจุบัน มีโครงการที่ได้รับการคัดเลือกและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 7 โครงการ เป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ 6 โครงการ และโครงการถ่านหิน 1 โครงการ กำลังการผลิตรวม 6,677.50 เมกะวัตต์ โดยโครงการก๊าซธรรมชาติ 4 โครงการ ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว กำลังการผลิตรวม 2,463 เมกะวัตต์ โครงการ IPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงมี 1 โครงการ คือ บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์ จำกัด (BLCP) กำลังการผลิต 1,346.50 เมกะวัตต์ กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หน่วยที่ 1 วันที่ 1 ตุลาคม 2549 และหน่วยที่ 2 วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 โดยที่โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จะประกอบด้วยค่าไฟฟ้า 2 ส่วน คือ ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ทั้งนี้ ค่า EP ของโครงการ BLCP ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจะเปลี่ยนแปลงตามราคาถ่านหินที่เกิดขึ้นจริง โดยกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงขั้นต่ำ (Floor Price) และขั้นสูง (Ceiling Price) จากราคา JBP

3. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP และ SPP) กำหนดให้ใช้ราคาถ่านหินอ้างอิง JBP ในการคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้า ต่อมาราคาถ่านหินอ้างอิง JBP ได้ถูกยกเลิกการประกาศอย่างเป็นทางการเมื่อเดือนเมษายน 2546 ทำให้เกิดผลกระทบต่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้า บมจ. กฟผ. จึงได้เจรจากับบริษัท BLCP และโครงการ SPP ถ่านหิน เพื่อพิจารณาแก้ไขปัญหาการกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบผลการเจรจาระหว่าง บมจ. กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแล้ว สรุปผลการเจรจาได้ดังนี้

3.1 กรณีของบริษัท BLCP ให้ใช้ค่าเฉลี่ยเลขคณิตของ (1) ดัชนีราคาถ่านหินที่ซื้อขายระหว่าง ออสเตรเลียกับ Japanese Power Utilities ตามสัญญาระยะยาวซึ่งจัดทำเป็นรายงานประจำปีโดยหน่วยงานรัฐบาลออสเตรเลีย Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) และดัชนีราคาถ่านหินที่ซื้อขายระหว่างออสเตรเลียกับ Japanese Power Utilities ตามสัญญาระยะยาว จัดทำข้อมูลโดยบริษัท Barlow Jonker ในออสเตรเลีย (BJ : JPU Reference) ทั้งนี้ ดัชนีราคาทั้ง 2 ตัว เป็นราคาซื้อขาย ถ่านหินที่มีค่านิยามและหลักการเดียวกับ JBP และจากการเปรียบเทียบข้อมูลในอดีตมีราคาใกล้เคียงกับ JBP เหตุผลที่ใช้ดัชนีทั้ง 2 ตัว เพื่อลดความเสี่ยงที่จะเกิดขึ้นจากการที่ดัชนีทั้ง 2 ตัวแตกต่างกัน และลดปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคตในกรณีที่ดัชนีตัวใดตัวหนึ่งถูกยกเลิกไป

3.2 กรณีของ SPP ให้ใช้ราคาถ่านหินอ้างอิงใหม่เช่นเดียวกับ BLCP เริ่มใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2548 เป็นต้นไป และในช่วง 1 เมษายน 2546-31 มีนาคม 2548 SPP จะทำใบลดหนี้ให้ บมจ. กฟผ. ต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบการกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยใช้ราคาเฉลี่ยของ Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) และ Barlow Jonker ทดแทนราคาอ้างอิง Japanese Benchmark Price (JBP)

2.เห็นชอบให้ บมจ. กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

เรื่องที่ 7 ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

สรุปสาระสำคัญ

1. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ในปัจจุบันมี 2 รูปแบบ ดังนี้

1.1 SPP ที่ผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบของการไฟฟ้าในปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และส่วนที่เหลือขายให้ลูกค้าในบริเวณใกล้เคียง โดยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ บมจ. กฟผ. ทั้งนี้ การดำเนินการผลิตไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่าย จำหน่าย ปัจจุบันผู้ประกอบการ SPP ได้มีการขยายกำลังการผลิตหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติม เพื่อขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมที่อยู่บริเวณข้างเคียงโดยไม่ได้เชื่อม โยงระบบกับการไฟฟ้าโดยตรง แต่จะเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า SPP โดยมีกำลังการผลิตที่ บมจ. กฟผ. ได้พิจารณาอนุมัติให้ขยายได้รวม 174.2 เมกะวัตต์

1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้า (Independent Power Supply : IPS) ไม่จำเป็นต้องขอสัมปทานขายไฟฟ้า เพียงแต่ขึ้นทะเบียนกับ พพ. และขออนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้แก่ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กรณีโรงไฟฟ้าอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม) กรมโรงงานอุตสาหกรรม (กรณีโรงไฟฟ้าอยู่นอกนิคมอุตสาหกรรม) และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (กรณีการจัดทำผลกระทบสิ่งแวดล้อม) เป็นต้น

เนื่องจากโรงไฟฟ้า IPS ที่ขยายหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ SPP ในส่วนที่ไม่ได้ขายเข้าระบบของการไฟฟ้ามีจำนวนเพิ่มมากขึ้น บมจ. กฟผ. เห็นว่าอาจก่อให้เกิดปัญหาในทางเทคนิคกับระบบของการไฟฟ้า คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุม ครั้งที่ 12/2547 เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2547 จึงได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้มีการเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรง ไฟฟ้าในลักษณะดังกล่าว และได้เสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาราคาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าต่อไป

2. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติเรื่อง ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ดังนี้

2.1 เห็นควรให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้

2.1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

2.1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน

2.1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

2.1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า

2.2 เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 2.1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง

2.3 เนื่องจากการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า เป็นการกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงาน เพื่อให้การไฟฟ้าและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนนำไปใช้ปฏิบัติในแนวทางเดียวกัน จึงเห็นควรเสนอเรื่องค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้คณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้

1.ให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้

1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน

1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า

2.เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง

เรื่องที่ 8 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน

สรุปสาระสำคัญ

1. บมจ. กฟผ. ได้เสนอให้พิจารณาแนวทางการปรับปรุงโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Cut) โดยให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม-พฤษภาคม) พ.ศ. 2549 เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจากโรงไฟฟ้าหลักลง และกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบในหลักการให้ บมจ. กฟผ. ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มเติมหรือเลื่อนการผลิตมาในช่วงฤดูร้อน และข้อเสนอราคารับซื้อตามที่ บมจ. กฟผ. เสนอ ทั้งนี้ บมจ. กฟผ. ได้จัดทำหลักการคิดค่าไฟฟ้าตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นก่อนดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่สนใจต่อไป

2. ต่อมา คณะกรรมการ บมจ.กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ได้มีมติอนุมัติยกเลิกโครงการ Peak Cut เนื่องจากมาตรการที่ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้ประกอบการทั่วประเทศ เพื่อผลิต ไฟฟ้าใช้เองโดยมีเป้าหมายตัดทอนความต้องการไฟฟ้ารวม 500 MW จากระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ระยะเวลา 15 ปี ไม่คุ้มค่ากับการลงทุนเมื่อเปรียบเทียบกับราคาน้ำมันดีเซล โดยที่จะไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเนื่องจากความต้องการไฟฟ้า ในปี 2549 ลดลง และสัดส่วนกำลังผลิตสำรองอยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน สำหรับผู้ประกอบการที่ได้ลงนามสัญญาเข้าร่วมโครงการกับ บมจ. กฟผ. แล้ว 37 ราย บมจ. กฟผ. ได้ทำหนังสือยกเลิกสัญญา และคู่สัญญาได้ลงนามรับทราบและ ตอบกลับมาแล้วทั้งหมด โดยผู้ร่วมโครงการจะไม่ได้รับผลกระทบหรือเสียหาย เนื่องจากยังไม่มีการลงทุนปรับปรุงเปลี่ยนแปลงระบบของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า สำรองเพื่อเข้าร่วมโครงการ นอกจากนี้ บมจ.กฟผ. ได้ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มหรือเลื่อนการผลิตไฟฟ้ามาในช่วงฤดูร้อน (มี.ค.-พ.ค.) เพื่อเสริมระบบด้วย

3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน และมีมติดังนี้

3.1 เห็นชอบในหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม-เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้

3.1.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา

3.1.2 SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงาน ไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า

3.1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา และค่าพลังไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา

ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้ง 3 ประเภท ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า

3.2 เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 3.1

3.3 มอบหมายให้ สนพ. และ บมจ. กฟผ. พิจารณาแนวทางการจัดสรรเชื้อเพลิงไปใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ให้เกิดการใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)

4. จากการประมาณการการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงฤดูร้อนจาก SPP หากคำนวณค่าไฟฟ้า เปรียบเทียบระหว่างการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขาย SPP ในช่วงฤดูร้อน และการผลิตไฟฟ้าจาก น้ำมันดีเซล ตามหลักการที่ กบง. ให้ความเห็นชอบ พบว่าจะช่วยลดต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าในช่วงเดือนมีนาคม -พฤษภาคม 2549 ได้ประมาณ 59.04 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

เห็นชอบตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ดังนี้

1.เห็นชอบในหลักการการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม-เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้

1.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา

1.2 SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าพลังงาน ไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา ค่าพลังไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกิน ข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้น และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้ง 3 ประเภทไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า

2.เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1

เรื่องที่ 9 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

ในการประชุมคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 5/2548 เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 ได้พิจารณาและมีมติ 3 เรื่อง ได้แก่

1. เรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชิ้อเพลิง ได้ เห็นชอบให้มีการเปิดเสรีในการเลือกใช้วัตถุดิบ และการเลือกสถานที่ตั้งโรงงานสำหรับผลิตเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยให้คณะอนุกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เอทานอลประสานงานกับกระทรวงเกษตร และสหกรณ์ในเรื่องแผนการผลิตต่อไป สำหรับการอนุมัติตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจาก ที่ได้มีการอนุมัติไว้เดิม ยังคงต้องมีการขออนุญาตและได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการฯ ก่อน เนื่องจากจะต้องมีการพิจารณาถึงปริมาณความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง และปริมาณวัตถุดิบว่ามีเพียงพอหรือไม่ เพื่อป้องไม่ให้เกิดปัญหาด้านต้นทุนการผลิตเอทานอล

2. เรื่องการติดตามความคืบหน้าในการดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยมีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชี้อเพลิงทุกราย ที่ยังไม่ได้ดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ต้องทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลให้แล้วเสร็จภายในเดือน พฤศจิกายน 2548 และหากผู้ประกอบการรายใดไม่สามารถดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าวได้ คณะกรรมการฯ สงวนสิทธิที่จะดำเนินการเพิกถอนการอนุญาต หรือดำเนินการอื่นใดตามที่เห็นสมควร

3. เรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดย กชช. ได้มีมติ อนุมัติให้ บริษัท บุรีรัมย์เอทานอล จำกัด ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากข้าวฟ่างหวาน และวัตถุดิบทางเกษตรอื่นได้อีกประเภทหนึ่ง รวมทั้ง อนุมัติให้บริษัทฯ เพิ่มกำลังการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 200,000 ลิตรต่อวัน โดยจะต้องทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลให้แล้วเสร็จภายใน เดือนพฤศจิกายน 2548 สำหรับการขอ ส่งออกเอทานอลไปจำหน่ายยังต่างประเทศ ให้เป็นไปตามหลักการที่คณะกรรมการฯ ได้มีมติไว้แล้วเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548

มติของที่ประชุม

เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 5/2548 (ครั้งที่ 5) เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 ตามข้อ 1, 2 และ 3

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2548 (ครั้งที่ 103)
วันพุธที่ 2 พฤศจิกายน พ.ศ. 2548 เวลา 16.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.แนวทางการจัดสรรหุ้นให้ประชาชนทั่วไป ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)

2.กองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า

3.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดสรรหุ้นให้ประชาชนทั่วไป ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

1. สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้แจ้งมติข้อเสนอแนะของคณะกรรมาธิการการพลังงาน เกี่ยวกับการกระจายหุ้นสามัญเพื่อเพิ่มทุนของ บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) ให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าตามจำนวนมิเตอร์ ซึ่งมีประมาณ 15 ล้านราย ได้รับสิทธิ์ในการซื้อหุ้นอย่างทั่วถึงและเป็นธรรม ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. พิจารณาข้อเสนอการกระจายหุ้นสามัญเพื่อเพิ่มทุน บมจ. กฟผ. ให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าตามสัดส่วนจากมิเตอร์การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละ ราย ซึ่งมีประมาณ 15 ล้านราย ได้รับสิทธิ์ในการซื้อหุ้นอย่างทั่วถึงและเป็นธรรม และรายงานผลการพิจารณาให้ กพช. ทราบต่อไป

2. คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกระจายหุ้นให้แก่ประชาชนทั่วไป ของ บมจ. กฟผ. โดยจะให้สิทธิ์ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศได้รับการจัดสรรหุ้นก่อนประชาชนทั่วไป โดยมีเงื่อนไข คือ 1) ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิ์จองซื้อหุ้นจะต้องเป็นบุคคลธรรมดา 2) ให้ผู้จองซื้อระบุในใบจองซื้อหุ้นว่าเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าหรือประชาชนทั่วไป และบุคคลหนึ่งจะยื่นจองซื้อได้เพียงหนึ่งใบจองซื้อเท่านั้น และ 3) ผู้จองซื้อหุ้นที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องแสดงหลักฐานประกอบการจองซื้อ ได้แก่ ใบเสร็จรับเงิน ค่าไฟฟ้าต้นฉบับของเดือนกรกฎาคม หรือสิงหาคม หรือกันยายน พ.ศ. 2548 โดยรายชื่อผู้จองซื้อจะต้องถูกต้องตรงกันกับใบเสร็จรับเงินค่าไฟฟ้า และสำเนาบัตรประจำตัวประชาชน พร้อมทั้ง สำเนาทะเบียนบ้าน

3. นอกจากนี้ วิธีการจัดสรรจะให้ความสำคัญกับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าก่อนเป็นลำดับ แรก โดยผู้จองซื้อหุ้นจะได้รับสิทธิการจัดสรรผ่านกระบวนการสุ่มเลือก (Random) ก่อนผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป โดยที่

ขั้นที่ 1 ผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าจะได้รับการจัดสรรหุ้นตั้งแต่ 400 หุ้นขึ้นไป และไม่เกิน 10,000 หุ้น

ขั้นที่ 2 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 1 จะนำไปจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป โดยจะจัดสรรหุ้นให้กับประชาชนทั่วไปจำนวน 400 หุ้นขึ้นไป และไม่เกิน 10,000 หุ้น

ขั้นที่ 3 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 2 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้า เพิ่มอีกจำนวนไม่เกิน 35,000 หุ้น

ขั้นที่ 4 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 3 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไปเพิ่มอีกจำนวนไม่เกิน 35,000 หุ้น

ขั้นที่ 5 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 4 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้า สำหรับจำนวนหุ้นส่วนที่เกินกว่า 45,000 หุ้น ขึ้นไป (ได้รับการจัดสรรในขั้นที่ 1 จำนวน 10,000 หุ้น และในขั้นที่ 3 อีก 35,000 หุ้น)

ขั้นที่ 6 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 5 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป สำหรับจำนวนหุ้นส่วนที่เกินกว่า 45,000 หุ้น ขึ้นไป (ได้รับการจัดสรรในขั้นที่ 2 จำนวน 10,000 หุ้น และในขั้นที่ 4 อีก 35,000 หุ้น)

4. เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกระจายหุ้นให้แก่ประชาชนทั่วไปของ บมจ. กฟผ. ตามมติคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2548 แล้ว

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 กองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่องหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป โดยสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป จะเปลี่ยนแปลงตามค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงจากค่า Ft ณ ระดับ 0.4683 บาท/หน่วย และได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ รับไปพิจารณาดำเนินการ ส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่มีการบริหารการใช้เชื้อ เพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า

2. คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในเดือนตุลาคม 2548 - มกราคม 2549 เท่ากับ 56.83 สตางค์/หน่วย หรือเพิ่มขึ้น 10 สตางค์/หน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากประชาชนเพิ่มขึ้นจาก 2.72 บาท/หน่วย เป็น 2.82 บาท/หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.68

3. จากแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้าและราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น ประกอบกับ ข้อจำกัดด้านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทำให้ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - กันยายน 2548 จะต้องผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลซึ่งมีราคาแพงเพิ่มขึ้น ส่งผลทำให้ค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ในช่วงต่อไปมีแนวโน้มที่จะเพิ่มสูงขึ้นมาก โดยคาดว่า ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2549 และในช่วงเดือนมิถุนายน - กันยายน 2549 ค่า Ft จะเพิ่มสูงขึ้นจากระดับ 56.83 สตางค์/หน่วย ในปัจจุบัน เป็น 88.45 และ 94.15 สตางค์/หน่วย หรือเพิ่มขึ้น 31.62 และ 5.70 สตางค์/หน่วย ตามลำดับ หลังจากนั้น การเปลี่ยนแปลงของค่า Ft จะอยู่ในระดับ -9.50 ถึง 7.64 สตางค์/หน่วย

4. ข้อเสนอแนวทางการรักษาระดับราคาไฟฟ้า การปรับค่าไฟฟ้าจะสะท้อนถึงต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า โดยการเปลี่ยนแปลงของค่า Ft จะสะท้อนถึงค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปที่มี การบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 อย่างไรก็ตาม ในกรณีที่ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงมากและรัฐบาลเห็นควรให้มีการ รักษาเสถียรภาพของราคาไฟฟ้า จึงเห็นควรให้มีการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้าขึ้น เพื่อลดผลกระทบทางด้านเศรษฐกิจและบรรเทาความเดือนร้อนของประชาชนจากแนวโน้ม ราคาไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นตามสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น โดยมีข้อเสนอกลไกในการบรรเทาผลกระทบของราคาไฟฟ้า ดังนี้

4.1 ให้มีการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในกรณีที่ค่า Ft มีการปรับเพิ่มสูงขึ้นมาก อันเป็นผลจากสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงเพิ่มสูงขึ้นหรือมีการใช้เชื้อเพลิงที่ มีราคาแพง (น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซล) ในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น ตั้งแต่การปรับค่า Ft ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2549 เป็นต้นไป

4.2 การจัดหาแหล่งเงินทุนในการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า จัดหาจากเงินกู้ยืม การออกพันธบัตร หรือจากเงินงบประมาณแผ่นดิน โดยมอบหมายให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาและจัดทำข้อเสนอ ในรายละเอียดของแหล่งที่มาของเงินกองทุน

4.3 หลักการเรียกเก็บและการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพของค่า Ft มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณากำหนดแนวทางปฏิบัติในรายละเอียด และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำไปใช้ปฏิบัติ

4.4 แนวทางการดำเนินงาน กำหนดเป็น 2 ระยะ คือ (1) ระยะแรก ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) เป็นผู้ดำเนินการ โดยให้คณะรัฐมนตรีมีมติเพิ่มภารกิจให้กับ สบพ. และเห็นชอบในหลักการการจัดหาเงินทุนรายละเอียดตามข้อ 4.2 โดยให้ดำเนินการแก้ไขพระราชกฤษฎีกาการจัดตั้งสถาบันกองทุนพลังงานให้สอด คล้องกับภารกิจที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ ให้มีการแยกบัญชีที่เกี่ยวเนื่องกับการรักษาระดับราคาไฟฟ้าออกมาอย่างชัดเจน และ (2) ในระยะยาว เห็นควรกำหนดให้เป็นหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เป็นผู้พิจารณา เมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าขึ้นตามกฎหมายแล้วเสร็จ

มติของที่ประชุม

1.เห็นควรให้ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตามค่าใช้ จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เป็นจริง โดยให้มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ ไฟฟ้า

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาแนวทางการบรรเทาผลกระทบของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อย กรณีที่ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงมาก และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำไปใช้ปฏิบัติ

เรื่องที่ 3 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ (กชช.) โดยมีอำนาจหน้าที่ครอบคลุมภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ พร้อมทั้งให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการเอทานอลแห่ง ชาติ พ.ศ. 2545 โดยการออกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการยกเลิกระเบียบดังกล่าว เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2548

2. กชช. ในการประชุมครั้งที่ 3/2548 (ครั้งที่ 3) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548 โดยได้พิจารณาและมีมติเรื่องต่างๆ ดังนี้

2.1 เรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง

(1) การปฏิบัติตามข้อเสนอโครงการ ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องปฏิบัติตามเอกสารข้อเสนอโครงการซึ่งผู้ ประกอบการได้นำเสนอเพื่อประกอบการพิจาณาอนุญาต ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการมีการเปลี่ยนแปลงสาระสำคัญประการใด จะต้องแจ้งให้ กชช. พิจาณาโดยเร็ว

(2) การตั้งโรงงานผลิตเอทานอล ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิงตามที่ได้รับอนุญาตให้แล้วเสร็จภายในปี พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการ มีเหตุสุดวิสัยที่ทำให้ไม่สามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขได้ แต่ผู้ประกอบการได้เริ่มดำเนินการและมีความคืบหน้า ในการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงตามที่ได้รับอนุญาตไป มากพอสมควรแล้ว ผู้ประกอบการสามารถยื่นคำร้องต่อ กชช. เพื่อพิจาณาผ่อนปรนการปฏิบัติตามเงื่อนไขได้

(3) การกำกับดูแลโรงงานผลิตเอทานอล ผู้ประกอบการต้องรายงานผลความคืบหน้าของโครงการต่อคณะกรรมการ กชช. ทุก 60 วัน นับจากวันที่ได้รับอนุญาต และต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ กชช. กำหนดขึ้นทุกประการ สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการไม่ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัด ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงที่กำหนด กชช. สงวนสิทธิที่จะดำเนินการเพิกถอนการอนุญาต หรือดำเนินการอื่นใด ตามที่เห็นสมควร นอกจากนี้ในการอนุญาตตามหนังสือแจ้งการอนุญาตเป็นสิทธิของผู้ประกอบการที่ ได้รับอนุญาตแต่เพียงผู้เดียว ห้ามเปลี่ยนแปลง โอน หรือซื้อขายสิทธิในการอนุญาตให้กับบุคคลอื่น รวมทั้งห้ามปฏิบัติแตกต่างจากที่ได้รับอนุญาตไว้ เว้นแต่จะได้รับอนุญาตจาก กชช.

2.2 มติในการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง มีดังนี้ 1) การขอเพิ่มประเภทวัตถุดิบ ซึ่งประเภทวัตถุดิบที่ขอเพิ่ม ได้แก่ มันสำปะหลัง ข้าวฟ่างหวาน และวัตถุดิบทางเกษตรอื่น ได้อนุมัติให้ 5 บริษัทเพิ่มประเภทวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลได้ 2) การขอเปลี่ยนแปลงสภาพที่ตั้งโรงงาน ได้อนุมัติให้บริษัท ปิคนิค เอทานอล จำกัด เปลี่ยนแปลงที่ตั้งจากจังหวัดปราจีนบุรี เป็นจังหวัดฉะเชิงเทรา 3) การขอเพิ่มกำลังการผลิตเอทานอล โดยได้อนุมติให้ 3 บริษัท ขยายกำลังผลิตตั้งแต่ 100,000 ลิตรต่อวันเป็น 200,000 ลิตรต่อวัน และ 4) การขอเปลี่ยนแปลง รายละเอียดโครงการ โดยอนุมัติให้บริษัท บุญอเนก จำกัด ดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 3 แห่ง บริเวณจังหวัดนครราชสีมาหรือจังหวัดสระแก้ว มีขนาดกำลังผลิตแห่งละไม่เกิน 200,000 ลิตรต่อวัน และใช้มันสำปะหลังหรือวัตถุดิบทางเกษตรอื่นเป็นวัตถุดิบ ทั้งนี้ให้เปิดเสรีในการเลือกใช้วัตถุดิบและสถานที่ตั้งโรงงานสำหรับการผลิต เอทานอล

3. สำหรับการขอส่งออกเอทานอลได้กำหนดหลักการ ดังนี้

3.1 ให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลทำการผลิตและ จำหน่ายเอทานอลตามที่ได้รับอนุญาตให้เพียงพอกับความต้องการใช้เอทานอลเป็น เชื้อเพลิงภายในประเทศก่อนเป็นลำดับแรก และหากมีกำลังการผลิตเหลือ ผู้ประกอบการสามารถทำการผลิตและส่งออกเอทานอลที่มีความบริสุทธิ์ของ แอลกอฮอล์ ณ ระดับต่างๆ เพื่อจำหน่ายให้กับผู้ซื้อต่างประเทศได้ แต่จะต้องจัดเก็บเอทานอลไว้จำนวนไม่น้อยกว่าร้อยละ 20 ของกำลังการผลิต

3.2 ให้คณะอนุกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เอทานอลพิจารณาอนุมัติการขอส่งออกเอ ทานอลไปจำหน่ายยังต่างประเทศของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงาน ผลิตเอทานอล แล้วรายงานให้ กชช.ทราบต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 3/2548 (ครั้งที่ 3) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548 ในเรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และเรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง

2.เห็นชอบตามที่ประธาน กชช. ได้อนุมัติให้บริษัท น้ำตาลไทยเอทานอล จำกัด เปลี่ยนแปลงที่ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากจังหวัด ราชบุรี เป็นจังหวัดกำแพงเพชร และมีหนังสือแจ้งไปยังบริษัท น้ำตาลไทยเอทานอล จำกัด เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2548

3.มอบหมายให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพชี้แจงต่อคณะ กรรมการฯ เรื่อง การส่งออกเอทานอลที่เห็นควรให้ชะลอเรื่องนี้ไว้ก่อน เนื่องจากขณะนี้การส่งออกเอทานอลยังไม่เกิดขึ้นด้วยความต้องการใช้เอทานอ ลภายในประเทศ อยู่ระดับสูง

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2548 (ครั้งที่ 102)
วันจันทร์ที่ 17 ตุลาคม พ.ศ. 2548 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)

2.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

3.ข้อเสนอแนะของคณะกรรมาธิการการพลังงานต่อนโยบายด้านพลังงาน

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)

สรุปสาระสำคัญ

1. เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.60 และ 63.93 เหรียญสหรัฐ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.63 และ 6.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวการก่อการร้ายโดย ลอบยิงขีปนาวุธโจมตีเรือรบสหรัฐอเมริกาที่ท่าเรือ Aqaba ประเทศจอร์แดน และข่าวโรงกลั่น Rotterdam ของ คูเวตปิดฉุกเฉิน ประกอบกับตลาดกังวลเกี่ยวกับผลกระทบที่เกิดเฮอริเคน ทำให้นักลงทุนเข้าซื้อน้ำมันอย่างต่อเนื่อง ในตลาดซื้อขายล่วงหน้า NYMEX และ IPE ต่อมาในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.41 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว IEA ประกาศที่จะส่งน้ำมันสำรองฉุกเฉินประมาณ 2 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อแก้ปัญหาอุปทานตึงตัวในสหรัฐอเมริกา และกลุ่มประเทศยุโรปได้จัดส่งน้ำมันเบนซินสำรองฉุกเฉินจำนวนกว่า 30 Cargoes ไปยังสหรัฐอเมริกา พร้อมทั้ง โอเปคยืนยันที่จะพิจารณาปรับเพิ่มเพดานการผลิตขึ้นอีก 500,000 บาร์เรล/วัน

2. สำหรับในช่วงวันที่ 1 - 10 ตุลาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 55.04 และ 59.73 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากนาย Sam Bodman (เลขานุการพลังงานของสหรัฐอเมริกา) ออกมายืนยันว่าสหรัฐอเมริกาพร้อมที่จะนำน้ำมันดิบ 700 ล้านบาร์เรล และ น้ำมันเพื่อความอบอุ่น 2 ล้านบาร์เรล จากปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปเชิงยุทธศาสตร์ออกมาใช้หากเกิดภาวะขาดแคลน น้ำมัน ประกอบกับการใช้น้ำมันดิบจะลดลงจากโรงกลั่นในฝรั่งเศสต้องปิดดำเนินการ เนื่องจากคนงานประท้วง

3. เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20, 72.52 และ 70.66 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 8.50 , 9.09 และ 1.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมันดิบระหว่างวันในตลาด NYMEX และ IPE ประกอบกับอุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัว และ จากรายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐลดลงขณะที่ความต้องการใช้อยู่ ระดับสูงมากในช่วงฤดูกาลท่องเที่ยว ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากข่าวอินโดนีเซียจะนำเข้า น้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน 2548 เพิ่มขึ้นร้อยละ 30% จากโรงกลั่นจะปิดซ่อมบำรุงเป็นเวลา 3 สัปดาห์ สำหรับในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 78.89, 77.86 และ 75.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดเป็นประวัติการณ์ตามราคา น้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกาที่อยู่ในระดับสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จากผลกระทบของพายุเฮอริเคน แคทรีนา ทำให้นักลงทุนในสิงคโปร์นำน้ำมันเบนซินไปขายในสหรัฐอเมริกาเพิ่มมากขึ้น ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากตลาดคาดว่า Sinopec ของจีนกำลังจะประมูลซื้อน้ำมันดีเซลส่งมอบช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคม และข่าวอินเดียยกเลิกการประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบเดือนตุลาคม เนื่องจากราคาเสนอซื้อต่ำ

4. เดือนสิงหาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และ ดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.54 , 25.74 และ 23.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนกันยายน ผู้ค้าน้ำมัน (ยกเว้น ปตท.) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร ส่วน ปตท. ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีก น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และ ดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 อยู่ที่ระดับ 27.74 , 26.94 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ

5. ในระหว่างวันที่ 1 - 10 ตุลาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 0.40 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 10 ตุลาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 27.34 , 26.54 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ

6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 3 ตุลาคม 2548 มีเงินสดสุทธิ 1,303 ล้านบาท มีเงินหนี้สินค้างชำระ 83,237 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้ 71,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,600 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 9,291 ล้านบาท และหนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยเงินกู้ประจำเดือนจำนวน 158 ล้านบาท และภาระผูกพัน 29 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 81,934 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยกำหนดให้ใช้เป็นระยะเวลา 3 ปี (ปีงบประมาณ 2544 - 2546) ต่อมาคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) (1) หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหาแนวทางที่เหมาะสมในการชดเชยรายได้ระหว่าง การไฟฟ้าเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบก่อนการนำไปใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และ (2) จัดทำรายละเอียดข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเสนอคณะกรรมการบริหาร นโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

2. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ได้กำหนดตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าตามที่คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 ให้ความเห็นชอบ ดังนี้

2.1 หลักเกณฑ์ทางการเงิน (Financial Criteria) เห็นควรกำหนดให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีอัตราส่วนทางการเงินในช่วงปี 2549 - 2551 ดังนี้

2.1.1 อัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) สำหรับ บมจ. กฟผ. ในระดับ 8.39 และสำหรับ กฟน. และ กฟภ. ในระดับ 4.80 เนื่องจาก บมจ. กฟผ. มีกำหนดการกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ฯ ภายในปี 2548 จึงจำเป็นต้องได้รับผลตอบแทนเงินลงทุนที่จูงใจผู้ลงทุนในระดับหนึ่ง

2.1.2 อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) สำหรับ บมจ. กฟผ. ในระดับ 1.3 เท่า และสำหรับ กฟน. และ กฟภ. ในระดับ 1.5 เท่า เช่นเดียวกับปัจจุบัน

2.1.3 อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) สำหรับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในระดับ ไม่เกินกว่า 1.5 เท่า สำหรับหลักเกณฑ์ทางการเงินสำหรับการพิจารณากำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ภายหลังปี 2551 จะพิจารณากำหนดให้อัตราผลตอบแทนเงินลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง อยู่ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ในแต่ละกิจการไฟฟ้า

2.2 ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ดังนี้

2.2.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ บมจ.กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. กำหนดเป็นโครงสร้างเดียวกัน ประกอบด้วย ค่าผลิตไฟฟ้า และค่ากิจการระบบส่ง โดยค่าไฟฟ้าจะแตกต่างกันตามระดับแรงดัน และช่วงเวลาของการใช้

2.2.2 กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายส่ง ระหว่าง กฟผ. กับ กฟน. และ กฟภ. หากค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าต่ำกว่า 0.875 ในอัตรา 5 บาท/kVar/เดือน (รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เช่นเดียวกับปัจจุบัน และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปพิจารณาทบทวนค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า ในระดับขายส่งที่เหมาะสมเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

2.2.3 ราคาขายส่งเฉลี่ยจะลดลงจากค่าไฟฟ้าขายส่งปัจจุบันร้อยละ 3.54 ซึ่งเป็นการเกลี่ยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินในข้อ 2.1

2.3 ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้

2.3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกไม่มีการเปลี่ยนแปลง อย่างไรก็ตาม ได้ปรับปรุงกำหนดวันแรงงานให้เป็นวันหยุดราชการแทนวันพืชมงคลในการคิดค่า ไฟฟ้าอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Used Tariff: TOU) ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป

2.3.2 กำหนดแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยให้ทบทวนการกำหนดค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายปลีก โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปพิจารณาจัดทำรายละเอียดเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

2.4 ข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สูตร Ft ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป จะประกอบด้วย (1) ค่า Ft คงที่ ณ ระดับปัจจุบัน 0.4683 บาท/หน่วย และ (2) การเปลี่ยนแปลงของ ค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงจากค่า Ft ณ ระดับ 0.4683 บาท/หน่วย หรือ DFt ทั้งนี้มอบหมาย ให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไปพิจารณา ดำเนินการส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่มีการบริหารการ ใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยพิจารณาจากมาตรฐานค่าสูญเสียในระบบ (Loss Rate) มาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ตลอดจนแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า

2.5 การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า (Financial Transfers)

2.5.1 เนื่องจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่แตกต่างกัน ในขณะที่ โครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ จึงควรมีการชดเชยรายได้ในลักษณะเหมาจ่าย (Lump sum financial Transfer) จาก กฟน. ไปยัง กฟภ. ในปี 2548-2551 เท่ากับ 9,083 10,507 10,728 และ 11,014 ล้านบาท/ปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากมีการแปลงสภาพ กฟน. หรือ กฟภ. เป็นบริษัท จำกัด (มหาชน) ให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงพลังงานพิจารณากำหนดแนวทางการกำหนดเงินชด เชยรายได้ระหว่าง การไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระภาษีเงินได้ในการจ่ายเงินชดเชยรายได้

2.5.2 กำหนดหลักเกณฑ์การปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า พร้อมทั้ง ค่าปรับกรณีที่การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไม่จัดส่งข้อมูลฐานะการเงินให้ สนพ. หรือองค์กรกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้น ภายในระยะเวลาที่กำหนด โดยนำเงินดังกล่าวมาปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft

2.6 แนวทางกำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า กำหนดให้พิจารณานำค่าใช้จ่ายการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนพร้อมทั้งค่าปรับ มาปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก รายละเอียดตามข้อ 4.5 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.1 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปดำเนินการทบทวนค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าที่เหมาะสมในระดับขายส่งและขาย ปลีก ตลอดจนแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกเสนอต่อคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

2.เห็นชอบหลักการข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) รายละเอียดตามข้อ 4.6 และเอกสารแนบ 11 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.1 และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไป ดำเนินการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ภายใต้หลักการดังกล่าว

3.เห็นชอบการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และแนวทางกำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า รายละเอียดตามข้อ 4.7 และ 4.8 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.1

4.มอบหมายให้ สนพ. หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาทบทวนบทปรับกรณีการลงทุนของการไฟฟ้า ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตลอดจน การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะ และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าระบบเติมเงิน ตามข้อเสนอของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

เรื่องที่ 3 ข้อเสนอแนะของคณะกรรมาธิการการพลังงานต่อนโยบายด้านพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงประธานฯ ลงวันที่ 7 ตุลาคม 2548 แจ้งให้ทราบถึงข้อเสนอของคณะกรรมาธิการพลังงาน เกี่ยวกับการบริหารการส่งเสริมพัฒนาการจัดหา การใช้ การอนุรักษ์พลังงาน และผลกระทบจากการจัดหาและการใช้พลังงาน เพื่อประกอบการพิจารณาดำเนินการของรัฐบาล

2. คณะกรรมาธิการการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร ได้มีข้อสังเกตและข้อเสนอแนะดังนี้

2.1 การอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติกับราคาน้ำมันเตา ที่มีราคาเพิ่มสูงขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้น และส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยตรง รัฐบาลจึงควรหาแนวทางปลดราคาก๊าซธรรมชาติไม่ให้อิงกับราคาน้ำมันที่เปลี่ยน แปลง

2.2 ปตท. มีผลประกอบการที่ดีมีกำไร ประมาณ 62,000 ล้านบาท ในปี พ.ศ. 2547 และคาดว่าในปี 2548 จะมีผลกำไร 90,000 ล้านบาท ขณะที่ประเทศไทยกำลังประสบปัญหาด้านพลังงานและประชาชน ได้รับผลกระทบโดยตรงจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้น ประกอบกับจะมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในเดือนตุลาคม 2548 รัฐบาลโดยกระทรวงการคลังในฐานะผู้ถือหุ้นรายใหญ่ ควรหารือกับ ปตท. ให้ปรับลดราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้แก่ บมจ. กฟผ. ในราคาเดียวกันกับ ปตท. ขายให้แก่โรงแยกก๊าซของ ปตท. ซึ่งจะสามารถลดค่าไฟฟ้าลงได้ประมาณ 30 สตางค์ต่อหน่วย

2.3 รัฐบาลควรชี้แจงเหตุผลและความจำเป็นในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและค่า ไฟฟ้า ผันแปรให้ประชาชนมีความเข้าใจ. เพื่อไม่ให้เกิดการต่อต้านการแปรรูปของ บมจ. กฟผ.

2.4 ควรให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 15 ล้านราย มีสิทธิ์ที่จะซื้อหุ้นได้ตามสัดส่วนที่เหมาะสม โดยกำหนดสัดส่วนจากมิเตอร์การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟแต่ละราย สำหรับผู้ที่สละสิทธิ์ควรนำหุ้นส่วนนี้เข้าสู่ตลาดหลักทรัพย์ฯ ทั้งนี้ ผู้ถือหุ้นจะต้องถือสิทธิ์การครอบครองไว้ไม่น้อยกว่า 1 ปี การกระจายหุ้นให้สิทธิ์แก่ประชาชนอย่างทั่วถึง จะทำให้ปัญหาการต่อต้านการกระจายหุ้นหมดไป และอาจส่งผลดีต่อการกำหนดราคาหุ้นสามัญเพิ่มทุนของ บมจ. กฟผ. ด้วย

มติของที่ประชุม

1.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาเจรจาราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. ขายให้แก่ บมจ.กฟผ. ในราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรม และรายงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบต่อไป

2.มอบหมายให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. พิจารณาข้อเสนอการกระจายหุ้นสามัญเพื่อเพิ่มทุนของ บมจ. กฟผ. ให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าตามสัดส่วนจากมิเตอร์การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละ ราย ซึ่งมีประมาณ 15 ล้านราย ได้รับสิทธิ์ในการซื้อหุ้นอย่างทั่วถึงและเป็นธรรม และรายงานผลการพิจารณาให้ กพช. ทราบต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2548 (ครั้งที่ 101)
วันพฤหัสบดีที่ 25 สิงหาคม พ.ศ. 2548 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุม 603 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

2.สรุปผลการดำเนินงานมาตรการประหยัดพลังงาน

3.แผนระดมทุนของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)

4.หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

5.การออกตราสารหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน)

6.การแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมด้านพลังงานทดแทน

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. เดือนกรกฎาคม 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 52.97 และ 57.81 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.89 และ 2.85 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากพายุแฟรงคลินเริ่มก่อตัวขึ้นในทะเลแคริเบียน และอาจจะพัดเข้าอ่าวเม็กซิโกในช่วงสุดสัปดาห์ ประกอบกับจีนประกาศลอยตัวค่าเงินหยวน และจาก Reuter Polls คาดการณ์ปริมาณสำรองน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซินของสหรัฐอเมริกาจะปรับตัวลดลง สำหรับในช่วงวันที่ 1 - 24 สิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.06 และ 63.30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.08 และ 5.49 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวเกิดเหตุระเบิด 3 ครั้งบริเวณด้านนอกของสำนักงานใหญ่บริษัทน้ำมันแห่งชาติของเวเนซูเอล่า และข่าวขู่ก่อการร้ายสถานที่สำคัญของชาวตะวันตกในซาอุดิอาระเบีย ประกอบกับ ความกังวลในการปิดฉุกเฉินของโรงกลั่นต่างๆ โดยเฉพาะอย่างยิ่งในสหรัฐอเมริกา

2.ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนกรกฎาคม 2548ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 64.70, 63.43 และ 69.35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้น 5.05 และ 5.03และ 1.68 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เป็นผลจากข่าวรัฐบาลจีนลดการส่งออกด้วยความต้องการใช้น้ำมันเบนซินในประเทศ ยังคงอยู่ในระดับสูง ส่วนดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากได้มีการส่งออกดีเซลกำมะถัน 0.05% ปริมาณ 460,000 บาร์เรล จากบริษัท อัลลายแอนซ์ รีไฟน์นิ่ง จำกัด ภายหลังรัฐบาลไทยลดเงินชดเชยราคาขายปลีกในประเทศ โดยใช้มาตรการปล่อยลอยตัวแบบบริหารจัดการ และในช่วงวันที่ 1 - 24 สิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 71.24, 70.61 และ 69.63เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้น 6.55และ 7.18 และ 02.8 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากรายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินสหรัฐอเมริกาลดลง ขณะที่ความต้องการใช้อยู่ระดับสูงมากในช่วงฤดูกาลท่องเที่ยว ประกอบกับตลาดอินโดนีเซียจะเพิ่มการนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน 2548 เพิ่มขึ้นร้อยละ 30 มาอยู่ที่ระดับ 11.52 ล้านบาร์เรล เนื่องจากโรงกลั่นจะปิดซ่อมบำรุงจึงส่งผลให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัว เพิ่มขึ้นเช่นเดียวกัน

3.ราคาน้ำมันขายปลีก เดือนกรกฎาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง รวมเป็น 0.80บาท/ลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ยกเว้น ปตท.) เพิ่มขึ้น 4 ครั้ง และปรับลดลง 2 ครั้ง รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร ส่วน ปตท. ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 4 ครั้ง และปรับลดลง 1 ครั้ง รวมเป็น 1.60บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กรกฎาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 25.74, 24.94 และ 22.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 24 สิงหาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร เมื่อวันที่ 11สิงหาคม 2548 โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 24 สิงหาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.14, 25.34 และ 22.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ

4.ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 15 สิงหาคม 2548 มีเงินสดสุทธิ 449 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 80,746 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้ 71,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยราคาน้ำมัน (1 - 12 กรกฎาคม 2548) 700ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 8,708 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 140 ล้านบาท ดอกเบี้ยเงินกู้เดือนสิงหาคม 2548 เป็นเงิน 145ล้านบาท และภาระผูกพัน 53 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 80,297 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 สรุปผลการดำเนินงานมาตรการประหยัดพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศ โดยให้มีการดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานทั้งภาครัฐ ภาคธุรกิจอุตสาหกรรม และภาคประชาชน โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตาม ยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาฯ และติดตามผลปฏิบัติของทุกภาคส่วน สำหรับในเดือนกรกฎาคม 2548 ผลการใช้พลังงาน สรุปได้ดังนี้

1. ปริมาณการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งประเทศ เดือนกรกฎาคม 2548 จำนวน 10,125 ล้านหน่วย ซึ่งลดลงจากเดือนมิถุนายน 2548 จำนวน 399ล้านหน่วย หรือลดลงร้อยละ 3.8 คิดเป็นเงินที่ประหยัดได้ 1,073 ล้านบาท โดยปริมาณการใช้ไฟฟ้า ในเขตนครหลวง ลดลงร้อยละ 6.3 และในเขตภูมิภาค ลดลงร้อยละ 2.3

2. ปริมาณการใช้ไฟฟ้าจำแนกตามสาขาต่างๆ ในเดือนมิถุนายน 2548 ประกอบด้วย ปริมาณการใช้ ไฟฟ้าภาคประชาชนลดลงจากเดือนพฤษภาคม 2548 จำนวน 294ล้านหน่วย คิดเป็นเงินที่ประหยัดได้ 790 ล้านบาท และสำหรับผลการดำเนินงานตามโครงการ "ประหยัดไฟ กำไร 2 ต่อ" ตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2548 ประชาชน 4 ล้านครัวเรือน ลดใช้ไฟฟ้าลง 3,456 ล้านหน่วย คิดเป็นเงินที่ประหยัดได้ 10,748 ล้านบาท ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้าภาคราชการเพิ่มขึ้นจากเดือนพฤษภาคม 2548 จำนวน 4.6 ล้านหน่วย และปริมาณการใช้ไฟฟ้าห้างสรรพสินค้าลดลงจากเดือนพฤษภาคม 2548 จำนวน 12 ล้านหน่วย คิดเป็นเงิน ที่ประหยัดได้ 32 ล้านบาท นอกจากนี้ ในกรณีป้ายโฆษณาสินค้าได้เริ่มบังคับใช้มาตรการปิดป้ายโฆษณา สินค้าหรือบริการหรือสถานที่ทำธุรกิจหรือป้ายชื่อร้าน ป้ายชื่อโรงภาพยนตร์ที่มีขนาดตั้งแต่ 32 ตรม. ขึ้นไป สูงกว่าพื้นไม่น้อยกว่า 4 เมตร ใช้ไฟส่องสว่างอย่างต่ำ 1,000 วัตต์ โดยให้ใช้ไฟฟ้าได้ระหว่างเวลา 19.00 - 20.00 น. ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม เป็นต้นมา

3. ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซิน และแก๊สโซฮอล์ในเดือนกรกฎาคม 2548 เฉลี่ย 20.85 ล้านลิตร/วัน โดยน้ำมันเบนซิน อยู่ในระดับ 17.5 ล้านลิตร/วัน ลดลงจากเดือนมิถุนายน 3.9 ล้านลิตร/วัน หรือลดลงร้อยละ 18.1 และ Gasoholอยู่ในระดับ 1.65 ล้านลิตร/วัน และการใช้น้ำมันดีเซลอยู่ในระดับ 46.8 ล้านลิตร/วัน ลดลงจากเดือนมิถุนายน 8.7 ล้านลิตร/วัน

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 แผนระดมทุนของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

1. ในปี 2546 คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม และ 3 ตุลาคม 2543 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า และเห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แปลงสภาพเป็นบริษัททั้งองค์กร โดยใช้พระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 พร้อมทั้งอนุมัติในหลักการให้แปลงสภาพ กฟผ.ทั้งองค์กรเป็นบริษัท โดยใช้พระราชบัญญัติทุน รัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการให้เกิดความชัดเจนเรื่องโครงสร้าง กิจการไฟฟ้า และการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าก่อนการกระจายหุ้น กฟผ.ในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยทั้งนี้เพื่อให้ กฟผ.สามารถแปลงสภาพให้สอดคล้องกับโครงสร้างใหม่ได้ตามระยะเวลาที่กำหนด จึงเห็นชอบให้ (1) กฟผ.ไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่ายกิจการหรือ หุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504 และ (2) ให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชน เพื่อทำหน้าที่พิจารณาประเมินราคาหุ้นที่เสนอขาย ขั้นตอนและวิธีการกระจายหุ้น

2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2547 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายทุนรัฐวิสาหกิจ (กนท.) ให้แปลงทุนของ กฟผ. เป็นทุนเรือนหุ้น และจดทะเบียนจัดตั้งบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) โดยให้นำหุ้นออกจำหน่ายได้ไม่เกินร้อยละ 25 ของหุ้นทั้งหมด ตลอดจนอนุมัติในหลักการ ร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของบริษัท กฟผ.จำกัด (มหาชน) และร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดเงื่อนเวลายกเลิกกฎหมายว่าด้วย กฟผ.

3. ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2547 ได้พิจารณาหลักเกณฑ์เกี่ยวกับ การแปลงสภาพรัฐวิสาหกิจ และมีมติเห็นชอบกรอบหลักเกณฑ์การกระจายหุ้นรัฐวิสาหกิจให้ประชาชนทั่วไป หลักเกณฑ์การจัดสรรหุ้นให้พนักงานรัฐวิสาหกิจที่เข้าจดทะเบียนในตลาดหลัก ทรัพย์แห่งประเทศไทย และ หลักการดูแลผลประโยชน์ของประเทศชาติ ประชาชน ผู้บริโภค และพนักงานรัฐวิสาหกิจ เพื่อใช้เป็นบรรทัดฐานในการดำเนินการตามที่กระทรวงการคลังเสนอ

4. สำหรับหลักเกณฑ์การกระจายหุ้นรัฐวิสาหกิจให้ประชาชนทั่วไป ซึ่งเป็นแนวทางในการเสนอขายหุ้นครั้งแรก (Initial Public Offering: IPO)ในตลาดหลักทรัพย์ โดยในกรณีประชาชนทั่วไป จะจัดสรรผ่านกระบวนการสุ่มเลือก (Random) ด้วยวิธีการจัดสรรแบบขั้นบันไดผ่านตลาดหลักทรัพย์ฯ ส่วนกรณีเป็นลูกค้าของสถาบันการเงิน ให้จองหุ้นผ่านกระบวนการ Random เช่นเดียวกัน และไม่มีการจัดสรรหุ้นให้ผู้มีอุปการคุณ ทั้งนี้ สำหรับรัฐวิสาหกิจที่ประกอบกิจการด้านไฟฟ้าและน้ำประปา ภาครัฐจะยังคงถือหุ้นไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ของทุนจดทะเบียน เพื่อคงสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ

5. นอกจากนี้หลักเกณฑ์การจัดสรรหุ้นให้พนักงานรัฐวิสาหกิจ โดยให้พนักงานได้รับผลประโยชน์ตอบแทนเป็นจำนวน 8 เท่าของเงินเดือน ณ วันก่อนการจดทะเบียนจัดตั้งบริษัท และเป็นการให้ครั้งเดียว และในการจัดสรรหุ้นมี 2 ทางเลือก คือ (1) พนักงานจ่ายเงินซื้อหุ้นในราคาที่ตราไว้ (PAR) (2) รัฐวิสาหกิจจ่ายแทนพนักงานในราคา PARในกรณีนี้พนักงานจะได้รับหุ้นในจำนวนที่น้อยกว่าทางเลือกที่ (1)ขณะที่กองทุนสำรอง เลี้ยงชีพของพนักงานรัฐวิสาหกิจ จะได้รับการจัดสรรหุ้นจำนวนหนึ่งในราคาที่เสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไป

6. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบการแปลงทุนของ กฟผ. เป็นทุนเรือนหุ้น และจัดตั้งบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) โดยมีทุนจดทะเบียนจำนวน 60,000 ล้านบาท ประกอบด้วยหุ้นจำนวน 6,000ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ 10 บาทต่อหุ้น ตลอดจนเห็นชอบ หลักการร่างพระราชกฤษฎีกา กำหนดอำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของบริษัท กฟผ.จำกัด (มหาชน) พ.ศ. .... และร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดเงื่อนเวลายกเลิกกฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย พ.ศ. .... ซึ่งปัจจุบันพระราชกฤษฎีกาทั้ง 2 ฉบับ ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้วเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2548 และต่อมา กฟผ. ได้ยื่นจดทะเบียนจัดตั้งเป็นบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) แล้ว เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2548

7. คณะกรรมการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. ได้เสนอแผนระดมทุนของ บมจ. กฟผ. ดังนี้

7.1 เห็นชอบการเพิ่มทุนจดทะเบียนของ บมจ. กฟผ.จาก 60,000 ล้านบาท เป็น 80,000ล้านบาท โดยการจดทะเบียนหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวน 2,000 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้หุ้นละ 10บาท

7.2 เห็นชอบให้ออกและจัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวนไม่เกิน 460 ล้านหุ้นเพื่อเสนอขายให้แก่ (1) พนักงานประจำ ซึ่งมีชื่อปรากฏเป็นพนักงานของ บมจ.กฟผ. ณ วันจดทะเบียนจัดตั้ง บมจ.กฟผ. และกรรมการผู้อำนวยการใหญ่ในฐานะผู้บริหารสูงสุดของ บมจ. กฟผ. (2) พนักงานของ บมจ.กฟผ. ที่ครบเกษียณอายุในวันที่ 30กันยายน พ.ศ. 2548 และ (3) พนักงานของ บมจ. กฟผ. ที่เข้าร่วมโครงการลาออก จากงานด้วยความยินดีทั้งสองฝ่ายในปี พ.ศ. 2548โดยมีมูลค่ารวมของผลประโยชน์ตอบแทนที่ได้รับจำนวน 8 เท่าของเงินเดือน

7.3 เห็นชอบให้จัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนส่วนที่เหลือทั้งหมด และหุ้นสามัญส่วนที่เหลือจากการจัดสรรและ/หรือการเสนอขายตามข้อ 7.2 จัดสรรและเสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไป บริษัทหลักทรัพย์ที่ได้รับใบอนุญาตประกอบธุรกิจหลักทรัพย์ประเภทการจัด จำหน่ายหลัก และให้กองทุนสำรองเลี้ยงชีพของพนักงาน บมจ. กฟผ. ได้รับการจัดสรรหุ้นสามัญจำนวนหนึ่งในราคาที่เสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไป โดยให้คณะกรรมการของ บมจ. กฟผ. ร่วมกับคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เป็นผู้พิจารณากำหนดรายละเอียดและเงื่อนไขอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง กับการจัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนดังกล่าว อย่างไรก็ตาม การกำหนดจำนวนหุ้นสามัญเพิ่มทุน ที่จะเสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไป จะต้องคำนึง (1) ราคาเสนอขายสุดท้าย (Final IPO Price) (2) ความต้องการเงินลงทุนของ บมจ.กฟผ. (3) จำนวนหุ้นเก่าของกระทรวงการคลังที่จะนำออกจำหน่าย และ (4) จำนวนหุ้นสามัญที่จะเสนอขายให้แก่พนักงาน บมจ. กฟผ. และประชาชนทั่วไปจะต้องมีจำนวนไม่เกิน ร้อยละ 25 ของจำนวนหุ้นสามัญจดทะเบียนและเรียกชำระแล้ว โดยภายหลังการกระจายหุ้นแล้ว กระทรวง การคลังจะต้องถือหุ้นใน บมจ.กฟผ. ในสัดส่วนที่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ตามมติคณะรัฐมนตรี

7.4 เห็นชอบให้นำหุ้นสามัญเดิมของ บมจ. กฟผ.ที่ถือโดยกระทรวงการคลังเสนอขายให้แก่ นักลงทุนทั่วไปควบคู่กับการขายหุ้นสามัญเพิ่มทุน

7.5 เห็นชอบแนวทางการจัดสรรหุ้นส่วนเกิน (Over-Allotment Option Program) โดยยืมหุ้นเดิมของกระทรวงการคลังในจำนวนไม่เกินร้อยละ 15 ของจำนวนหุ้นสามัญที่เสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไปทั้งหมด เพื่อเสนอขายเพิ่มเติมให้แก่นักลงทุนทั่วไปควบคู่กับการเสนอขายหุ้นสามัญ เพิ่มทุนของ บมจ. กฟผ.

7.6 เห็นชอบให้ บมจ.กฟผ. หรือ กระทรวงการคลัง (รายใดรายหนึ่ง) ให้สิทธิแก่บริษัทหลักทรัพย์ผู้มีหน้าที่จัดหาหุ้นส่วนเกิน (Stabilization Agent) ในการซื้อหุ้นสามัญใหม่จาก บมจ. กฟผ. หรือหุ้นสามัญเดิมจากกระทรวงการคลัง (รายใดรายหนึ่ง) จำนวนไม่เกินร้อยละ 15 ของหุ้นสามัญที่เสนอขายให้ประชาชนทั่วไปทั้งหมดที่ราคาเดียวกับที่เสนอขาย ให้แก่ประชาชนทั่วไป ทั้งนี้ เพื่อส่งมอบหุ้นดังกล่าวคืนให้แก่กระทรวงการคลัง

7.7 เห็นชอบกรอบโครงสร้างการเสนอขายหุ้นให้แก่นักลงทุนทั่วไป ดังนี้

(1) เสนอขายหุ้นสามัญให้นักลงทุนต่างประเทศเป็นสัดส่วนร้อยละ 30 ของจำนวนหุ้นที่เสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป

(2) เสนอขายหุ้นสามัญให้แก่นักลงทุนในประเทศเป็นสัดส่วนร้อยละ 70 ของหุ้นที่เสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป ซึ่งรวมถึงนักลงทุนสถาบันในประเทศ และนักลงทุนรายย่อยในประเทศ เพื่อรักษาความยืดหยุ่น ให้สามารถปรับเพิ่มหรือลดสัดส่วนการเสนอขายหุ้นให้แก่ นักลงทุนในประเทศและนักลงทุนต่างประเทศ (Clawback / Clawforward)ได้ไม่เกินร้อยละ 20 ของจำนวน หุ้นสามัญที่จะเสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไปทั้งหมด

7.8 เห็นชอบการกำหนดให้กองทุนสำรองเลี้ยงชีพพนักงาน บมจ. กฟผ.ได้รับการจัดสรรหุ้นจำนวนหนึ่งในราคาที่เสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไป

7.9 เห็นชอบให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ สามารถพิจารณาอนุมัติการปรับเปลี่ยนแนวทาง และรายละเอียดแผนการ และแนวทางการเสนอขายหุ้นสามัญของ บมจ. กฟผ. ได้ตามความจำเป็น และเหมาะสม

7.10 เห็นชอบให้ บมจ. กฟผ.และกระทรวงการคลังไม่ต้องนำสัญญา และ/ หรือข้อตกลงต่างๆ ที่เกี่ยวกับการเสนอขายหุ้นสามัญของ บมจ. กฟผ.เสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อพิจารณาก่อนลงนาม

7.11 เห็นชอบให้กระทรวงการคลังขายหุ้นของกระทรวงการคลังใน บมจ. กฟผ.โดยไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่ายกิจการ หรือหุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504

8. ในการนี้ ฝ่ายเลขานุการมีความเห็นว่า ควรให้ บมจ. กฟผ. เร่งดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ซึ่งเห็นชอบการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ ESB และแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยให้ กฟผ. แบ่งแยกระบบบัญชี (Account Unbundling)ระหว่างกิจการผลิตและกิจการระบบส่งไฟฟ้า และจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน (Ring Fence) ของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator)เพื่อสร้างความโปร่งใสและส่งเสริมการปรับปรุงประสิทธิภาพในการ ดำเนินงาน ให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2548 ทั้งนี้ ให้เสนอข้อมูลและรายงานความคืบหน้าต่อ สนพ. หรือองค์กรกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้น นอกจากนี้ ปัจจุบัน บมจ. กฟผ. เป็นเจ้าของทั้งธุรกิจผลิตไฟฟ้า (Generation) ธุรกิจระบบส่ง (Transmission)และศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) หากเข้าร่วมประมูลแข่งขันการผลิตไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะทำให้เกิดการแข่งขันที่ไม่เท่าเทียมกัน เห็นควรให้จัดสรรกำลังการผลิต ในสัดส่วนร้อยละ 50 ของกำลังการผลิตใหม่ ในช่วงปี 2554-2558 ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าใหม่ 4 โรง ของ บมจ.กฟผ. ที่ได้รับอนุมัติโครงการแล้ว และโรงไฟฟ้าที่จะได้รับการจัดสรรใหม่ จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รวมทั้ง ดำเนินการผลิตไฟฟ้า โดยปฏิบัติตาม IPP Grid Code ด้วย

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแผนระดมทุนของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.)ตามข้อเสนอของคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. ดังนี้

1.1 เห็นชอบการเพิ่มทุนจดทะเบียนของ บมจ. กฟผ. จาก 60,000 ล้านบาท เป็น 80,000 ล้านบาท โดยการจดทะเบียนหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวน 2,000 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้หุ้นละ 10 บาท

1.2 เห็นชอบให้ออกและจัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนจำนวนไม่เกิน 460 ล้านหุ้นเพื่อเสนอขายให้แก่ (1) พนักงานประจำ ซึ่งมีชื่อปรากฏเป็นพนักงานของ บมจ. กฟผ.ณ วันจดทะเบียนจัดตั้ง บมจ. กฟผ.และกรรมการผู้อำนวยการใหญ่ในฐานะผู้บริหารสูงสุดของ บมจ.กฟผ. (2) พนักงานของ บมจ. กฟผ. ที่ครบเกษียณอายุในวันที่ 30 กันยายน พ.ศ. 2548 และ (3)พนักงานของ บมจ. กฟผ. ที่เข้าร่วมโครงการลาออก จากงานด้วยความยินดีทั้งสองฝ่ายในปี พ.ศ.2548 โดยมีมูลค่ารวมของผลประโยชน์ตอบแทนที่ได้รับจำนวน 8 เท่าของเงินเดือน ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ พิจารณากำหนดราคาในเบื้องต้นเพื่อกำหนดผลประโยชน์ตอบแทนที่พนักงานจะได้รับ โดยการจัดสรรหุ้น

1.3 เห็นชอบให้จัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนส่วนที่เหลือทั้งหมด และหุ้นสามัญส่วนที่เหลือจากการจัดสรรและ/หรือการเสนอขายตามข้อ 1.2 จัดสรรและเสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไป บริษัทหลักทรัพย์ที่ได้รับใบอนุญาตประกอบธุรกิจหลักทรัพย์ประเภทการจัด จำหน่ายหลักทรัพย์ ซึ่งได้รับการแต่งตั้งให้เป็นผู้จัดจำหน่ายหลักทรัพย์ของ บมจ.กฟผ. และเป็นผู้มีหน้าที่จัดหาหุ้นส่วนเกินตามประกาศหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ ที่เกี่ยวข้อง และให้กองทุนสำรองเลี้ยงชีพของพนักงาน บมจ. กฟผ. ได้รับการจัดสรรหุ้นสามัญจำนวนหนึ่งในราคาที่เสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไป โดยให้คณะกรรมการของ บมจ. กฟผ. ร่วมกับคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เป็นผู้มีอำนาจพิจารณากำหนดรายละเอียดและเงื่อนไขอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง กับ การจัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนดังกล่าว เช่น จำนวนหุ้นสามัญที่ออกและเสนอขายในแต่ละคราว ราคา ระยะเวลาจองซื้อและการชำระเงินค่าหุ้น การจัดสรรหุ้นในกรณีที่มีหุ้นเหลือจากการเสนอขายดังกล่าวข้างต้น อย่างไรก็ตาม สำหรับการกำหนดจำนวนหุ้นสามัญเพิ่มทุนที่จะเสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไป จะต้องคำนึง (1) ราคาเสนอขายสุดท้าย (Final IPO Price) (2) ความต้องการเงินลงทุนของ บมจ. กฟผ. (3) จำนวนหุ้นเก่าของกระทรวงการคลังที่จะนำออกจำหน่าย และ (4) การจัดสรรหุ้นส่วนเกินทั้งในส่วนที่ บมจ. กฟผ. เป็นผู้จัดสรรหุ้นสามัญเพิ่มทุนไว้รองรับ และส่วนที่กระทรวงการคลังเป็นผู้จัดหาหุ้นส่วนเกิน โดยจำนวนหุ้นสามัญที่จะเสนอขายให้แก่พนักงาน บมจ. กฟผ.และประชาชนทั่วไป ในครั้งนี้จะต้องมีจำนวนไม่เกิน ร้อยละ 25 ของจำนวนหุ้นสามัญจดทะเบียนและเรียกชำระแล้ว โดยภายหลังการกระจายหุ้นแล้ว กระทรวง การคลังจะต้องถือหุ้นใน บมจ. กฟผ. ในสัดส่วนที่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ตามมติคณะรัฐมนตรี

1.4 เห็นชอบให้นำหุ้นสามัญเดิมของ บมจ. กฟผ. ที่ถือโดยกระทรวงการคลังเสนอขายให้แก่ นักลงทุนทั่วไปควบคู่กับการขายหุ้นสามัญเพิ่มทุนโดยให้คำนึงถึงความต้องการ ใช้เงินทุนของ บมจ. กฟผ. ก่อนเป็นสำคัญ

1.5 เห็นชอบแนวทางการจัดสรรหุ้นส่วนเกิน (Over-Allotment Option Program) โดยยืมหุ้นเดิมของกระทรวงการคลังในจำนวนไม่เกินร้อยละ 15 ของจำนวนหุ้นสามัญที่เสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป ทั้งหมดเพื่อเสนอขายเพิ่มเติมให้แก่นักลงทุนทั่วไปควบคู่กับการเสนอขายหุ้น สามัญเพิ่มทุนของ บมจ. กฟผ.

1.6 เห็นชอบให้ บมจ.กฟผ. หรือ กระทรวงการคลัง (รายใดรายหนึ่ง) ให้สิทธิแก่บริษัทหลักทรัพย์ผู้มีหน้าที่จัดหาหุ้นส่วนเกิน (Stabilization Agent) ในการซื้อหุ้นสามัญใหม่จาก บมจ. กฟผ. หรือหุ้นสามัญเดิมจากกระทรวงการคลัง (รายใดรายหนึ่ง) จำนวนไม่เกินร้อยละ 15 ของหุ้นสามัญที่เสนอขายให้ประชาชนทั่วไปทั้งหมดที่ราคาเดียวกับที่เสนอขาย ให้แก่ประชาชนทั่วไป ทั้งนี้ เพื่อส่งมอบหุ้นดังกล่าวคืนให้แก่กระทรวงการคลัง

1.7 เห็นชอบกรอบโครงสร้างการเสนอขายหุ้นให้แก่นักลงทุนทั่วไป

1.7.1 เสนอขายหุ้นสามัญให้นักลงทุนต่างประเทศเป็นสัดส่วนร้อยละ 30 ของจำนวนหุ้น ที่เสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป

1.7.2 เสนอขายหุ้นสามัญให้แก่นักลงทุนในประเทศเป็นสัดส่วนร้อยละ 70 ของหุ้นที่ เสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป ซึ่งรวมถึงนักลงทุนสถาบันในประเทศ และนักลงทุนรายย่อยในประเทศ เพื่อรักษาความยืดหยุ่น ให้สามารถปรับเพิ่มหรือลดสัดส่วนการเสนอขายหุ้นให้แก่นักลงทุนในประเทศและ นักลงทุนต่างประเทศ (Clawback / Clawforward) ได้ไม่เกินร้อยละ 20 ของจำนวน หุ้นสามัญ ที่จะเสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไปทั้งหมด

ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการของ บมจ. กฟผ.ร่วมกับคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เป็นผู้พิจารณากำหนดรายละเอียดและเงื่อนไขอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การกำหนดราคาขั้นสุดท้ายเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. ร่วมกับคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ จะร่วมกันตัดสินใจทันทีที่การทำ Management Roadshow เพื่อเสนอขายหุ้นแล้วเสร็จ

1.8 เห็นชอบการกำหนดให้กองทุนสำรองเลี้ยงชีพพนักงาน บมจ. กฟผ. ได้รับการจัดสรรหุ้นจำนวนหนึ่งในราคาที่เสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไป โดยให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เป็นผู้มีอำนาจตัดสินใจในเรื่องการจัดสรรหุ้นสามัญของ บมจ. กฟผ. ให้แก่กองทุนสำรองเลี้ยงชีพพนักงาน บมจ. กฟผ. โดยคำนึงถึงความเหมาะสมของสัดส่วนการกระจายการถือหุ้นทั้งหมดในภาพรวม

1.9 เห็นชอบให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ สามารถพิจารณาอนุมัติการปรับเปลี่ยนแนวทาง และรายละเอียดแผนการ และแนวทางการเสนอขายหุ้นสามัญของ บมจ. กฟผ.ได้ตามความจำเป็น และเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาวะตลาดทุน ณ ช่วงเวลาการเสนอขาย

1.10 เห็นชอบให้ บมจ. กฟผ. และกระทรวงการคลังไม่ต้องนำสัญญา และ/ หรือข้อตกลงต่างๆ ที่เกี่ยวกับการเสนอขายหุ้นสามัญของ บมจ.กฟผ. เสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อพิจารณาก่อนลงนาม

1.11 เห็นชอบให้กระทรวงการคลังขายหุ้นของกระทรวงการคลังใน บมจ. กฟผ. โดยไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่ายกิจการหรือ หุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504

2.ให้ บมจ. กฟผ. เร่งดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 9 ธันวาคม 2546 โดยดำเนินการแบ่งแยกระบบบัญชี (Account Unbundling) ระหว่างกิจการผลิตและกิจการระบบส่งไฟฟ้า และจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน (Ring Fence) ของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2548 ทั้งนี้ ให้เสนอข้อมูลและรายงานความคืบหน้าต่อ สนพ. หรือองค์กรกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้น

3.เห็นควรกำหนดให้ บมจ.กฟผ. มีสัดส่วนกำลังการผลิตในสัดส่วนร้อยละ 50 ของกำลังการผลิตใหม่ ในช่วงปี 2554 - 2558

3.1 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ได้รับการจัดสรรใหม่ จะต้องไม่สูงกว่าโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่มีลักษณะใกล้เคียงกัน

3.2 โรงไฟฟ้าใหม่ 4 โรง ของ บมจ. กฟผ. ที่ได้รับอนุมัติโครงการแล้ว และโรงไฟฟ้าที่จะได้รับการจัดสรรใหม่ ให้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะเดียวกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และดำเนินการผลิตไฟฟ้า โดยปฏิบัติตาม IPP Grid Code ด้วย

เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

บมจ. กฟผ. มีกำหนดการกระจายหุ้นเข้าตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ในไตรมาสที่ 4 ปี 2548 จึงจำเป็นต้องได้รับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ชัดเจนสำหรับ การประมาณการรายได้ของ บมจ. กฟผ. และการชี้แจงต่อนักลงทุนในการเสนอขายหุ้น บมจ. กฟผ. กระทรวงพลังงาน จึงนำเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้

1. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกจะประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐานและค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในลักษณะเดียวกับปัจจุบัน โดยกำหนดให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าในการคำนวณค่า ใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้า คือ (1) ใช้หลักการ CPI-X โดยกำหนดค่าการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้า หรือค่า X สำหรับแต่ละกิจการไฟฟ้า สำหรับกิจการผลิต กิจการระบบส่ง และกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้าและค้าปลีกไฟฟ้า ร้อยละ 5.8 2.6และ 5.1 ต่อปี ตามลำดับ และ (2)ให้นำค่าสัมประสิทธิ์ความยืดหยุ่นของต้นทุนต่อปริมาณ (Cost Volume Elasticity: CVE) ในระดับ 0.8 มาใช้ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป

2. การกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ อยู่บนพื้นฐานที่ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยเมื่อรวมค่า Ftณ ระดับปัจจุบัน 0.4683 บาท/หน่วย ไม่มีการเปลี่ยนแปลง ในระหว่างเดือนตุลาคม 2548 จนถึงปี 2551 การ เปลี่ยนแปลงของค่าไฟฟ้า จะปรับตามค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ใหม่ ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป

3. ปรับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ใหม่ ให้ประกอบด้วยองค์ประกอบหลักเพียงค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่าไฟฟ้าฐานใหม่ (ค่า Ft ณ ระดับ 0.4683 บาท/หน่วย) โดยการประมาณการค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่จะเรียกเก็บ ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ รับไปพิจารณาดำเนินงานส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้าที่มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรม ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สำหรับแนวทางการกำกับ ดูแลการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพ ให้พิจารณาจากมาตรฐานค่าสูญเสียในระบบ (Loss Rate) มาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) และแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า

4. หลักเกณฑ์ทางการเงินในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า จะพิจารณาจากอัตราผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC)เป็นหลัก และพิจารณาอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบ เข้าด้วย

5. ผลกระทบจากการปรับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้ กฟผ.เป็นผู้รับภาระลูกหนี้ค่า Ft คงค้างที่ กฟผ. คาดว่าจะบันทึกเป็นรายได้ในงวดบัญชีก่อนการแปลงสภาพ กฟผ. เป็นบริษัท ทั้งนี้ ตั้งแต่ วันที่ 24 มิถุนายน 2548 ให้ บมจ.กฟผ. รับรู้รายได้ตามอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บได้จริงในงวดนั้น ๆ โดยผลจากการบันทึกบัญชีดังกล่าว จะไม่รวมอยู่ในการคำนวณกำไรเพื่อจัดสรรเป็นโบนัสกรรมการและพนักงาน และการนำเงินส่งรายได้แผ่นดิน

6. กำหนดการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในลักษณะการชดเชยรายได้โดยตรงจากการ ไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ทั้งนี้ เมื่อมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้าแล้ว เสร็จ เห็นควรกำหนดให้มีการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนที่จะจัดตั้งขึ้นตามกฎหมายต่อไป

7. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะกำหนดจากหลักเกณฑ์ดังกล่าวข้างต้น ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว จะมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแล

ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ตลอดจนกลไกการปรับการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และการกำกับดูแลประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าตามแนวนโยบายในข้อ 1เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้

1.1 โครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐานและค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในลักษณะเดียวกับปัจจุบัน โดยกำหนดให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้า ในการคำนวณค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้า ดังนี้

1.1.1 ใช้หลักการ CPI-X โดยกำหนดค่าการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าหรือค่า X สำหรับแต่ละกิจการไฟฟ้า ดังนี้

กิจการผลิต ร้อยละ 5.8 ต่อปี

กิจการระบบส่ง ร้อยละ 2.6 ต่อปี

กิจการระบบจำหน่ายและค้าปลีกไฟฟ้า ร้อยละ 5.1 ต่อปี

1.1.2 นำค่าสัมประสิทธิ์ความยืดหยุ่นของต้นทุนต่อปริมาณ (Cost Volume Elasticity : CVE) ในระดับ 0.8 มาใช้ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป

1.2 การกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ อยู่บนพื้นฐานที่ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยเมื่อรวมค่า Ft ณ ระดับปัจจุบัน 0.4683 บาท/หน่วย ไม่มีการเปลี่ยนแปลง ในระหว่างเดือนตุลาคม 2548 จนถึงปี 2551 การเปลี่ยนแปลงของค่าไฟฟ้า จะปรับตามค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ใหม่ ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป

1.3 ปรับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ใหม่ ให้ประกอบด้วย องค์ประกอบหลักเพียงค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลง ไปจาก ค่าไฟฟ้าฐานใหม่ (ค่า Ft ณ ระดับ 0.4683 บาท/หน่วย) โดยการประมาณการค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่จะเรียกเก็บ ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไป พิจารณาดำเนินงานส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้าน เชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพ และเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า แนวทางการกำกับดูแลการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพ ให้พิจารณาจากมาตรฐานค่าสูญเสียในระบบ (Loss Rate) มาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ตลอดจนแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า

1.4 หลักเกณฑ์ทางการเงินในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า จะพิจารณาจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลัก และพิจารณาอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา

1.5 ผลกระทบจากการปรับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้ กฟผ. เป็นผู้รับภาระ ลูกหนี้ค่า Ft คงค้างที่ กฟผ. คาดว่าจะบันทึกเป็นรายได้ในงวดบัญชีก่อนการแปลงสภาพ กฟผ. เป็นบริษัท ทั้งนี้ ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2548 ให้ บมจ. กฟผ. รับรู้รายได้ตามอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บได้จริงในงวดนั้นๆ โดยผลจากการบันทึกบัญชีดังกล่าว จะไม่รวมอยู่ในการคำนวณกำไรเพื่อจัดสรรเป็นโบนัสกรรมการและพนักงาน และการนำเงินส่งรายได้แผ่นดิน

1.6 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะกำหนดจากหลักเกณฑ์ดังกล่าวข้างต้น ทั้งนี้ เมื่อมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลแล้วเสร็จ อัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวจะกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแล

2.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการ ดังนี้

2.1 หารือกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหาแนวทางที่เหมาะสมในการชดเชยรายได้ระหว่างการ ไฟฟ้า และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความ เห็นชอบก่อนการนำไปใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

2.2 จัดทำรายละเอียดข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ตลอดจน กลไกการปรับการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และการกำกับดูแลประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้า ตามแนวนโยบายในข้อ 1 เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป

เรื่องที่ 5 การออกตราสารหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2548 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพ.) ออกและเสนอขายตราสารหนี้ให้กับนักลงทุนทั่วไปจำนวนไม่เกิน 85,000 ล้านบาท โดยเสนอขายเป็นชุดและอายุไถ่ถอนแต่ละชุดไม่เกิน 5 ปี เพื่อนำไปชำระหนี้เงินกู้จ่ายชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายดอกเบี้ย และเป็นค่าใช้จ่ายอื่นๆ ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้พิจารณาปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล โดยปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ได้ไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง และต้องทำให้ สบพ. สามารถจ่ายดอกเบี้ยและไถ่ถอนตราสารหนี้ได้เมื่อครบกำหนดจ่าย แต่ทั้งนี้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซลรวมแล้วจะต้องไม่เกิน 1.50 บาท/ลิตร ต่อมาเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กบง. ดังกล่าว พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และสำนักงบประมาณร่วมกันพิจารณาความจำเป็นในการจัดสรรเงินอุดหนุนให้ สบพ. เพื่อเป็นทุนให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและ เสริมสภาพคล่องให้กองทุนน้ำมันฯ

2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้ทยอยปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 91 เพิ่มขึ้น ซึ่งทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้น เป็น 1,476 ล้านบาท/เดือน

3. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ตามมติคณะรัฐมนตรีข้างต้น และ ที่ประชุมได้มีมติให้ สบพ. ขอรับเงินอุดหนุนจากรัฐบาลในวงเงินไม่เกิน 12,000 ล้านบาท ในรูปเงินยืมไม่มีดอกเบี้ย ทยอยเบิกจ่ายเงินตามความจำเป็น และชำระคืนรัฐบาลเมื่อ สบพ. ไถ่ถอนตราสารหนี้ครบถ้วนแล้ว โดยให้ สบพ. ตั้งเรื่องขอในงบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2550 แต่หากกองทุนน้ำมันฯ ขาดสภาพคล่องในช่วงก่อนปี งบประมาณ พ.ศ. 2550 ให้ สบพ. นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอรับเงินอุดหนุนในรูปเงินยืมจากเงินงบกลาง

4. ปัจจุบัน สบพ. อยู่ระหว่างการดำเนินการยื่นแบบแสดงรายการข้อมูลการเสนอขายพันธบัตรต่อสำนัก งานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ และกระบวนการการจัดอันดับความน่าเชื่อถือของหลักทรัพย์และองค์กร ซึ่งคาดว่าจะเสนอขายในช่วงปลายเดือนกันยายน - ต้นเดือนตุลาคม 2548

5. ในการออกตราสารหนี้ของ สบพ. กระทรวงการคลังหรือหน่วยงานอื่นของรัฐไม่สามารถค้ำประกันหนี้ ให้ สบพ. ได้ เนื่องจากต้องห้ามตามพระราชบัญญัติการบริหารหนี้สาธารณะ พ.ศ. 2548 ขณะที่รายรับจาก เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเป็นแหล่งเงินในการชำระหนี้ของ สบพ. จะขึ้นกับอัตราเงินส่งเข้ากองทุน น้ำมันเชื้อเพลิงและ/หรือปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้นักลงทุนวิตกกังวลว่า กบง. จะไม่ปรับเพิ่ม เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามที่มีมติไว้ หากรัฐบาลได้รับความกดดันจากปัญหาราคาน้ำมันแพง และราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น จะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงลดลงอย่างมีนัยสำคัญ รวมทั้งรัฐบาลอาจจะกลับไปใช้นโยบายการตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอีก ซึ่งจะส่งผลให้รายรับลดลงและ/หรือรายจ่ายเพิ่มขึ้น จนทำให้ สบพ. ไม่สามารถชำระหนี้ได้ครบถ้วนตามเวลาที่กำหนด

6. เพื่อให้เกิดความเชื่อมั่นแก่ผู้ถือตราสารหนี้และเจ้าหนี้ของ สบพ. ว่าจะได้รับชำระหนี้ครบถ้วนตามกำหนดเวลา สบพ. จึงขอเสนอดังนี้

6.1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติรับทราบในการจัดหาเงินกู้โดยการออกตราสาร หนี้ของ สบพ. ซึ่งเป็นหน่วยงานในการกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน เพื่อนำเงินไปชำระหนี้เงินกู้จ่ายชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายดอกเบี้ย และเป็นค่าใช้จ่ายอื่นๆ ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และจะสนับสนุนให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ มีสถานะทางการเงินที่เข้มแข็งเพื่อให้ สบพ. สามารถชำระดอกเบี้ยและเงินต้นให้กับผู้ถือตราสารหนี้และเจ้าหนี้ของ สบพ. ได้ครบถ้วนตามกำหนดเวลา

6.2 ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารรายรับของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ สอดคล้องกับภาระการชำระดอกเบี้ยและเงินต้นของ สบพ. ที่จะเกิดขึ้นในแต่ละช่วงเวลาและรายจ่ายอื่นๆ ของกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อให้ สบพ. สามารถชำระหนี้ทั้งหมดได้ครบถ้วนตามกำหนดเวลา และเพื่อให้เกิดความชัดเจนในรายจ่ายและจำนวนเงินที่จะเหลือสะสมไว้ชำระหนี้ ให้ สบพ. ประกาศแจ้งแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนที่เป็นรายจ่าย ประจำและจำเป็นล่วงหน้าเป็นเวลา 5 ปี

6.3 ในกรณีที่รัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ก็ตาม ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและ/หรือความ สามารถในการชำระหนี้ของ สบพ. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการใน การให้ความคุ้มครองสิทธิของผู้ถือ ตราสารหนี้และเจ้าหนี้ของ สบพ. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา

มติของที่ประชุม

1.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติรับทราบในการจัดหาเงินกู้โดยการออกตรา สารหนี้ของ สบพ. ซึ่งเป็นหน่วยงานในกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน เพื่อนำเงินไปชำระหนี้เงินกู้ จ่ายชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายดอกเบี้ย และเป็นค่าใช้จ่ายอื่นๆ ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และจะสนับสนุนให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารสภาพคล่องของกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง ให้มีสถานะทางการเงินที่เข้มแข็งเพื่อให้ สบพ. สามารถชำระดอกเบี้ยและเงินต้นให้กับผู้ถือตราสารหนี้และเจ้าหนี้ของ สบพ. ได้ครบถ้วนตามกำหนดเวลา

2.ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน บริหารรายรับของกองทุนน้ำมันฯให้สอดคล้องกับภาระการชำระดอกเบี้ยและเงินต้น ของ สบพ. ที่จะเกิดขึ้นในแต่ละช่วงเวลาและรายจ่ายอื่นๆ ของกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงเพื่อให้ สบพ. สามารถชำระหนี้ทั้งหมดได้ครบถ้วนตามกำหนดเวลา และเพื่อให้เกิดความชัดเจนในรายจ่ายและจำนวนเงินที่จะเหลือสะสมไว้ชำระหนี้ ให้ สบพ. ประกาศแจ้งแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนที่เป็นรายจ่ายประจำและจำเป็นล่วงหน้าเป็นเวลา 5 ปี

3.ในกรณีที่รัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆก็ตาม ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯและ/หรือความสามารถในการ ชำระหนี้ของ สบพ. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการใน การให้ความคุ้มครองสิทธิของผู้ถือตราสารหนี้และเจ้าหนี้ของ สบพ ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา

เรื่องที่ 6 การแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมด้านพลังงานทดแทน

1. ประธาน (รองนายกรัฐมนตรี นายวิษณุ เครืองาม) ได้เสนอต่อที่ประชุมว่า จากประชุมคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ที่ผ่านมา ได้มีประเด็นกรณีที่กระทรวงพลังงานได้ทักท้วงเกี่ยวกับอำนาจหน้าที่ของ กชช. เมื่อมีการยุบคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติของกระทรวงอุตสาหกรรม ขณะที่ตามอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการเอทานอลฯ สามารถอนุมัติให้มีการจัดตั้งโรงงานเอทานอลได้ และ กชช. มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพต่อ กพช. ดังนั้นเมื่อยุบคณะกรรมการเอทานอลแล้วการขออนุมัติโรงงานเอทานอลจะเสนอต่อ คณะกรรมการชุดใด ซึ่งจากการตีความตามกฤษฎีกาที่จัดตั้งพบว่า การที่คณะกรรมการชุดหนึ่งซึ่งมีอำนาจแต่งตั้งคณะกรรมการอีกชุด เพื่อช่วยเสนอแนะนโยบายและปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย ถือเป็นการแต่งตั้งเพื่อปฏิบัติหน้าที่แทน เมื่อ ดำเนินการแล้ว จะต้องกลับมารายงานผลต่อคณะกรรมการที่ระดับเหนือกว่า นอกจากนี้ ท่านนายกรัฐมนตรี มีความประสงค์ให้จัดตั้งกระทู้ด้านน้ำมันขึ้นทุกวันอังคาร เนื่องจากราคาน้ำมันมีแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งเป็นสัญญาณอันตราย ดังนั้นเพื่อให้เกิดการติดตามสถานการณ์ด้านพลังงานอย่างต่อเนื่อง จึงควรมีการ จัดตั้งคณะกรรมการขึ้นมาชุดหนึ่งเพื่อดูแลเรื่องนี้ โดยเน้นด้านพลังงานทดแทนและเพื่อเป็นการบอกให้ประชาชนรับรู้ว่ารัฐบาลได้ ดำเนินการแก้ปัญหาด้านนี้อย่างต่อเนื่อง

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้ออกคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นเลขานุการ โดยมีหน้าที่ในการเสนอแนะนโยบายและพัฒนาด้านพลังงานทดแทน

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 100)
วันพุธที่ 22 มิถุนายน พ.ศ. 2548 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

2.การแต่งตั้งองค์ประกอบเพิ่มเติมในคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

3.การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2

4.มาตรการประหยัดพลังงานตามยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศ

5.การดำเนินธุรกิจและจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะ Distributed Generation (DG)

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

1. ประธานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า จากภาวะปัญหาราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น รัฐบาลได้ประกาศมาตรการด้านพลังงานในช่วงแรกเป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนมิถุนายนถึงสิงหาคม 2548 และในช่วงที่ 2 จะเป็นการสร้างสิ่งจูงใจให้กับภาครัฐและภาคเอกชนในการประหยัดพลังงานเพิ่ม ขึ้น และหากสถานการณ์ราคาน้ำมันยังไม่ดีขึ้น จะดำเนินการมาตรการบังคับ ได้แก่ การกำหนดกฎเกณฑ์การปิด - เปิดไฟฟ้า เป็นต้น แต่ทั้งนี้ ทุกมาตรการสามารถดำเนินการปรับเปลี่ยนระยะเวลาได้ตามความจำเป็น และวันนี้ได้เชิญรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสุรนันท์ เวชชาชีวะ) เพื่อร่วมหารือเกี่ยวกับการประชาสัมพันธ์ และการเปิด - ปิดสถานีโทรทัศน์และวิทยุ ในเรื่องมาตรการประหยัดพลังงาน อย่างไรก็ตาม รัฐบาลได้ตระหนักถึงปัญหาด้านน้ำมัน ในปัจจุบันมีความแตกต่างจากปัญหาด้านนี้ที่เกิดขึ้นในอดีต จึงควรมีแนวทางแก้ไขที่แตกต่างกัน

2. นอกจากนี้ ประธานฯ ได้แจ้งว่ารัฐบาลได้ถวายร่างพระราชกฤษฎีกาเรื่อง กำหนดเลื่อนเวลายกเลิกกฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และเรื่อง กำหนด อำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) เพื่อโปรดเกล้าลงพระปรมาภิไธยเรียบร้อยแล้ว

3. ประธานฯ ได้ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ สรุปผลการดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานในช่วงที่ผ่านมา ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า จากเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2548 ถูกกำหนดให้เป็นวันรวมพลังไทยลดใช้พลังงาน โดยกำหนดมาตรการ 3 ข้อ ได้แก่ การปิดแอร์ช่วงเวลา 12.00 - 13.00 น และปิดไฟอย่างน้อย 1 ดวง เป็นเวลา 1 ชม. รวมทั้งการขับรถไม่เกิน 90 กม./ชม. และผลการดำเนินการพบว่า การปิดแอร์ 1 ชั่วโมง ในวันที่ 1 มิถุนายน สามารถประหยัดไฟได้ 822 เมกะวัตต์ คิดเป็นเงิน 1.57 ล้านบาท และการปิดไฟ 5 นาที สามารถประหยัดไฟฟ้าได้ 702 เมกะวัตต์ คิดเป็นเงิน 118,736 บาท และผลสถิติการลดใช้ไฟฟ้าช่วงเวลา 12.00 - 13.00 น ตั้งแต่วันที่ 1 - 20 มิถุนายน 2548 พบว่าสามารถลดใช้ไฟฟ้าได้ลงครึ่งหนึ่ง ทั้งนี้ โดยมีการประชาสัมพันธ์ผ่านทางโทรทัศน์ช่อง 11 และ อสมท.

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้น 4.62 และ 4.50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวการระเบิดที่อิหร่าน และประกาศตัวเลขปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาโดย Energy Information Administration (EIA) ลดลง 1.8 ล้านบาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 329 ล้านบาร์เรล ประกอบกับผลกระทบของพายุโซนร้อน Ariene พัดผ่าน Gulf of Mexico ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ ณ วันที่ 21 มิถุนายน 2548อยู่ที่ระดับ 52.77 และ 57.75 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

2.ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.77 และ 3.76เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความต้องการซื้อมีอย่างต่อเนื่องจากตะวันออกกลาง ประกอบกับจีนจะลดการส่งออกเนื่องจากความต้องการใช้ในประเทศปรับตัวสูงขึ้น ตลอดจนโรงกลั่นในเกาหลีใต้และไต้หวันได้ปิดซ่อมบำรุง ทำให้อุปทาน High - octane ค่อนข้างตึงตัว ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้น 7.93 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยอินโดนีเซียเริ่มเข้าซื้อน้ำมันดีเซลมากขึ้น ขณะที่ความต้องการซื้อในภูมิภาคเอเซีย เช่น อินเดีย และเวียดนามยังคงมีเข้ามาอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 21 มิถุนายน 2548อยู่ที่ระดับ 62.83, 62.30 และ 69.81 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

3.ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 4ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.16บาท/ลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ยกเว้น ปตท.) เพิ่มขึ้น 5 ครั้ง รวมเป็น 2.00 บาท/ลิตร ในช่วงเดือนมิถุนายน ส่วน ปตท. ปรับราคาดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 4 ครั้ง ๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.60 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว (ยกเว้น ปตท.) ณ วันที่ 21 มิถุนายน 2548 อยู่ที่ระดับ 23.74, 22.94 และ 20.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วของ ปตท. อยู่ที่ระดับ 19.79 บาท/ลิตร ทั้งนี้ นับแต่เริ่มดำเนินการตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่วันที่ 10มกราคม - 17 มิถุนายน 2548 กองทุนน้ำมันฯ ได้จ่ายเงินอุดหนุนตรึงราคาน้ำมันไปแล้ว รวมประมาณ 89,988 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 การแต่งตั้งองค์ประกอบเพิ่มเติมในคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

1. กระทรวงพลังงานได้เสนอให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิง ชีวภาพ (กชช.) ขึ้น เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพของ ประเทศ โดยมีองค์ประกอบ

ที่ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรี (นายพินิจ จารุสมบัติ) เป็นประธานกรรมการ และผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเป็นกรรมการรวม 23 คน และต่อมา ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 7 เมษายน 2548 ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพขึ้นตามที่ กระทรวงพลังงานเสนอ ซึ่งประธาน กพช. ได้มีคำสั่งแต่งตั้ง กชช. เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2548

2. ในการประชุม กชช. ครั้งที่ 1/2548 เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2548ได้มีมติเห็นชอบให้เพิ่มเติม องค์ประกอบของ กชช. เพิ่มเติม โดยเพิ่มรัฐมนตรีว่าการกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เป็นรองประธานกรรมการ และนายวิเชียร กีรตินิจกาล ผู้เชี่ยวชาญด้านวิจัยพืชน้ำมัน จากมหาวิทยาลัยเกษตรศาสตร์เป็นกรรมการ ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ กชช.ได้มีหนังสือขอให้ฝ่ายเลขานุการ กพช. ดำเนินการตามมติ กชช. ดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2548 ประธาน กพช. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งองค์ประกอบเพิ่มเติมในคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริม เชื้อเพลิงชีวภาพแล้ว

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ปัจจุบันภายใต้ MOU ดังกล่าวมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน - หินบุน และห้วยเฮาะ นอกจากนี้ มีอีก 1 โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในเดือนพฤศจิกายน 2552 ต่อมา นายกรัฐมนตรี สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีไทยเรื่อง โครงการน้ำงึม 2 โดยขอให้พิจารณาลงนามข้อตกลงโครงการน้ำงึม 2 เนื่องจากเป็นโครงการที่มีความก้าวหน้ามากกว่าโครงการอื่นๆ กฟผ. จึงได้ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 2 คือ บริษัท SouthEast Asia Energy Limited (SEAN) จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) แล้วเสร็จ

2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2548 ได้เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) โครงการน้ำงึม 2ระหว่าง กฟผ. และบริษัท SEAN แต่ให้มีการเจรจาเพิ่มเติมในประเด็นต่างๆ คือ 1) สัดส่วนการจ่ายเงินของ Primary Energy (PE) ให้ปรับเปลี่ยนเป็นจ่ายอย่างละร้อยละ 50 2) ให้มีการแบ่งช่วงเวลา ในอนาคตเพื่อให้มีการตกลงเรื่องอัตราแลกเปลี่ยนใหม่ และ 3) ให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงก่อนเริ่มอายุสัมปทาน (Scheduled Initial Operation Date : SIOD) ควรมีราคาต่ำกว่าช่วงหลังกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date : SCOD)

3. โครงการน้ำงึม 2 เป็นสายส่งฝั่งลาวยาว 107 กิโลเมตร ฝั่งไทยยาว 93 กิโลเมตร จะเชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 โดยระบบ 500 กิโลโวลต์ ซึ่งกำหนดแล้วเสร็จของโครงการประมาณเดือนกรกฎาคม 2553 กลุ่มผู้ลงทุน คือ บริษัท SouthEast Asia Energy จำกัด ซึ่งมีบริษัท ช. การช่าง จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 51 บริษัท Shlapak Group จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 10 รัฐบาลลาวถือหุ้นร้อยละ 25 และอื่นๆ ถือหุ้นร้อยละ 14

4. สาระสำคัญของ MOU โครงการน้ำงึม 2 ประกอบด้วย โครงการมีกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 615 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 2,218 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 92 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PEและ SE และมีอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย คือ Primary Energy (PE)Tariff เท่ากับ 4.997 Cents/หน่วย , Seconday Energy (SE) Tariff เท่ากับ 1.289 บาท/หน่วย , Excess Energy (EE) Tariff เท่ากับ 1.091 บาท/หน่วย, Pre IOD Energy Tariff เท่ากับ 1.448 บาท/หน่วย และการคำนวณและชำระเงิน ค่า PE : 70% บาท (Fx=39 บาท/USD)บวกกับ 30% USD นอกจากนี้ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ( Commercial Operation Date ) ทั้งนี้ MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ได้แก่ เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือมีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงเลื่อนอายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ สำหรับกำหนดวันแล้วเสร็จของงานจะเป็น Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA ส่วน Scheduled Initial Operation Date (SIOD) (กำหนดจ่ายไฟฟ้าช่วงก่อนเริ่มอายุสัมปทานที่รับจาก สปป. ลาว) เท่ากับ 52 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2553 และ Commercial Operation Date (COD) (กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์) คือวันที่ 1 มกราคม 2556 โดยที่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับใช้ภายใต้กฎหมายไทย

5. กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยได้เจรจากับบริษัท SEAN แล้ว และได้ผลสรุปว่า ประเด็นที่ 1 บริษัทฯ ยอมรับที่จะปรับสัดส่วนการจ่ายเงินเป็นสกุลเงินบาทและสกุลดอลลาร์ฯ อย่างละร้อยละ 50 ประเด็นที่ 2 เรื่องให้มีการแบ่งช่วงเวลาในอนาคตเพื่อให้มีการตกลงเรื่องอัตราแลกเปลี่ยน ที่จะใช้ในการแปลงอัตราค่าไฟฟ้าจากสกุลเงินดอลลาร์ฯ เป็นสกุลเงินบาทในอนาคตได้ บริษัทฯ ได้แจ้งว่าเงื่อนไขดังกล่าวนี้บริษัทฯ ไม่สามารถรับได้ เนื่องจากจะทำให้เป็นอุปสรรคต่อการกู้ยืมเงินจากเงื่อนไขนี้จะทำให้เกิดความ ไม่แน่นอนต่อฐานะการเงินของบริษัทฯ และประเด็นที่ 3 บริษัทฯ ยินยอมปรับอัตราค่าไฟฟ้าช่วงก่อนเริ่มอายุสัมปทาน (SIOD) ถึงกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) ลดลงจากอัตราค่าไฟฟ้าเดิม 0.2 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งคิดเป็นเงินประมาณ 12 ล้านบาท ในช่วง 2.5ปี โดยมีเงื่อนไขว่าเฉพาะในช่วง 2.5 ปีนี้ บริษัทฯ สามารถเสนอขาย Secondary Energy (SE) ด้วยจำนวนชั่วโมงที่เพิ่มขึ้นในวันธรรมดาจาก 2 ชั่วโมงเป็น 4 ชั่วโมง และในวันอาทิตย์จาก 8 ชั่วโมง เป็น 12ชั่วโมง โดยยังคงจำกัดจำนวนเป้าหมาย SE ต่อปีไว้เท่าเดิม (92 ล้านหน่วย) ซึ่ง กฟผ.พิจารณาแล้วเห็นว่าไม่เป็นอุปสรรคทางเทคนิค และราคา SEต่ำกว่าต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) ซึ่งเป็นเงื่อนไขที่ไม่เสียหายต่อ กฟผ. อนึ่งจากผลการเจรจา กฟผ. ได้ปรับปรุง MOU ให้สอดคล้องกับเงื่อนไขข้างต้นแล้วและได้ลงนาม MOU น้ำงึม 2 กับบริษัท SEANแล้วเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2548

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 มาตรการประหยัดพลังงานตามยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศ

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้าน พลังงานของประเทศ ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานเป็นหน่วยงานหลัก ประสานกับหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศต่อ ไป โดยสาระสำคัญของยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงาน ประกอบด้วย

1.1 เร่งใช้พลังงานทดแทนน้ำมัน และใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ : เป้าหมายลดการใช้พลังงานโดยรวมร้อยละ 15 และร้อยละ 20 ในปี 2551 และ 2552 ตามลำดับ (เมื่อระบบรถไฟฟ้าขนส่งมวลชนแล้วเสร็จ) โดยภาคขนส่งลดการใช้น้ำมันลงร้อยละ 25 ภายในปี 2552 ดำเนินการใช้เชื้อเพลิงอื่นแทนน้ำมัน เช่น NGV ก๊าซโซฮอล์ ไบโอดีเซล และปรับปรุงระบบ Logistics ขนส่งมวลชนและระบบขนส่งสินค้า ส่วนภาคอุตสาหกรรมลดการใช้พลังงานร้อยละ 25 ในปี 2551 โดยใช้มาตรการกระตุ้นธุรกิจและอุตสาหกรรมโดยตรง และใช้ก๊าซธรรมชาติแทนน้ำมัน โดยเฉพาะอุตสาหกรรมตามแนวท่อก๊าซ ใช้ระบบการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและน้ำเย็น (Gas District Cooling and Cogeneration) สำหรับภาครัฐลดการใช้พลังงานร้อยละ 10 - 15 ทันที โดยกำหนดให้เป็น KPI ของทุกหน่วยงาน และนำเงินส่วนหนึ่งที่ประหยัดได้นำไปเป็นเงินรางวัล (Bonus) และภาคประชาชนลดการใช้พลังงานร้อยละ 10 โดยกำหนดให้วันที่ 1 มิถุนายน 2548 เริ่ม Kick Off เร่งรณรงค์ประหยัดพลังงานอย่างจริงจังและต่อเนื่องทั้งประเทศ

1.2 การจัดหาแหล่งพลังงาน : เสริมสร้างความมั่นคงระยะยาว โดยการจัดหาจากแหล่งพลังงานในประเทศเพื่อนบ้าน จากการลงทุนไฟฟ้าพลังน้ำในประเทศเพื่อนบ้าน และการสำรวจและขุดเจาะปิโตรเลียมในประเทศพม่าและมาเลเซีย เป็นต้น รวมทั้งแหล่งพลังงานในภูมิภาคอื่น ตลอดจนการร่วมเป็น National Champion ปตท. ปตท.สผ. และ กฟผ. เพื่อร่วมเจรจาและหรือลงทุนแหล่งพลังงานในต่างประเทศ

1.3 การสร้างมูลค่าเพิ่มให้ทรัพยากรพลังงาน โดยในระยะ 4 ปี (2548 - 2551) จะมีการ ลงทุนประมาณ 800,000 ล้านบาท ประกอบด้วย การพัฒนาไบโอดีเซลและก๊าซโซฮอล์ ซึ่งจะนำไปสู่การปรับ โครงสร้างภาคเกษตรยุคใหม่ และการพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเคมีจะเป็นการเพิ่มมูลค่าก๊าซในอ่าวไทย

2. คณะรัฐมนตรีได้ลงมติมอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีเป็นผู้รับผิดชอบในการกำหนด แนวทางการกำกับ ติดตาม การดำเนินงานในรายละเอียดของแต่ละภาคส่วนดังนี้

2.1 การประหยัดพลังงานภาครัฐ มอบรองนายกรัฐมนตรี (ดร. วิษณุ เครืองาม) เป็นผู้รับผิดชอบ โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้สนับสนุนหลัก

2.2 การประหยัดพลังงานภาคเอกชน มอบรองนายกรัฐมนตรี (ดร. สมคิด จาตุศรีพิทักษ์) เป็นผู้รับผิดชอบ โดยมีกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพาณิชย์ เป็นผู้สนับสนุนหลัก

2.3 การประหยัดพลังงานภาคประชาชน มอบรองนายกรัฐมนตรี (นายจาตุรนต์ ฉายแสง) เป็นผู้รับผิดชอบ โดยมีกระทรวงวัฒนธรรม เป็นผู้สนับสนุนหลัก

3. เพื่อให้การดำเนินมาตรการประหยัดพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและบรรลุ ตามเป้าหมายที่กำหนด กระทรวงพลังงานจึงแต่งตั้ง "คณะกรรมการประสานการรณรงค์และติดตามการประหยัดพลังงาน" ทำหน้าที่ในการประสาน ติดตาม และประเมินผลการประหยัดพลังงาน ภาครัฐ ภาคธุรกิจอุตสาหกรรม และภาคประชาชน และคณะกรรมการประสานฯ ได้ประชุมเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2548 โดยเห็นชอบแผนปฏิบัติการรณรงค์ ติดตามการประหยัดพลังงานภาครัฐ ภาคธุรกิจอุตสาหกรรม และภาคประชาชน ในช่วงทดสอบ 3 เดือน พร้อมทั้งมอบหมายให้มีผู้รับผิดชอบในแต่ละมาตรการ และเมื่อสิ้นสุดเดือนสิงหาคม 2548 ให้ผู้รับผิดชอบสรุปผลการดำเนินการ ปัญหาอุปสรรค วิธีการแก้ไข ให้ฝ่ายเลขานุการฯ (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน) รวบรวมประเมินผลด้วยตัวชี้วัดผลสัมฤทธิ์ รายงานคณะรัฐมนตรี

4. จากการที่จะแก้ปัญหาขาดดุลการค้าของไทย โดยลดการนำเข้าสินค้าทุนเพื่อเป็นวัตถุดิบผลิตเพื่อการส่งออก และรณรงค์ให้คนไทยร่วมใจกันประหยัดพลังงานจริงจัง หากยังไม่ได้ผลรัฐบาลอาจต้องนำมาตรการบังคับมาใช้ เพื่อให้คนไทยร่วมใจกันประหยัดพลังงาน ประกอบด้วย

4.1 ด้านไฟฟ้า ได้แก่ 1) หากผลการใช้ไฟฟ้า ณ เดือนสิงหาคม 2548 ยังไม่ลดลง จะปรับอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ให้มีอัตราก้าวหน้ามากขึ้น โดยใช้มาก จ่ายแพง 2) ปรับอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มธุรกิจการค้า ประเภทสถานบันเทิง เป็นอัตราพิเศษสูงกว่ากลุ่มธุรกิจประเภทอื่น 3) ให้บังคับกำหนดเวลาปิด - เปิดสถานีโทรทัศน์ รวมถึง Cable TV และวิทยุชุมชน ให้ถ่ายทอดถึงเวลา 24.00 น. 4) บังคับปิดไฟโฆษณาทุกป้าย หลัง 4 ทุ่ม 5) บังคับสนามไดร์ฟกอล์ฟ ห้ามเปิดบริการหลัง 21.00 น. 6) บังคับให้ทุก หน่วยงานราชการ เปิดเครื่องปรับอากาศได้ตั้งแต่ 09.00 - 16.00 น. และอุณหภูมิต้องไม่ต่ำกว่า 25 - 26 องศา 7) ห้ามข้าราชการใส่สูททำงาน ยกเว้นวันที่มีงานพิธี 8) ลดจำนวนรถขบวนข้าราชการการเมือง และ 9) ให้ สมอ. เร่งกำหนดมาตรฐานขั้นต่ำด้านพลังงาน ของวัสดุอุปกรณ์ที่จะผลิต/จำหน่ายในประเทศไทย ภายในปี 2549 รวมทั้งการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพ พลังงานที่มีมาตรฐาน

4.2 สำหรับด้านน้ำมัน ได้แก่ 1) ให้ กระทรวงคมนาคม สร้าง Park & Ride ชานเมืองให้เสร็จภายในปี 2549 อย่างน้อย 10 แห่ง 2) ให้ กทม. ปรับเพิ่มอัตราค่าจอดรถยนต์ในพื้นที่ที่จราจรหนาแน่น 3) ให้กระทรวงคมนาคมเร่งจัด Zoning กำหนดสถานที่จอดรถแท๊กซี่ และรถสามล้อเครื่อง 4) ให้สำนักงานตำรวจแห่งชาติและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกำกับดูแลให้มีการปฏิบัติ ตามกฎหมายโดยเคร่งครัด 5) ให้กระทรวงคมนาคมกำหนดนโยบายขนาดเครื่องยนต์ที่ใช้ในประเทศไทย ไม่เกิน 1,800 CC เพิ่มค่าธรรมเนียมฯ รถเกิน 1,800 CC 6) ให้กระทรวงการคลังกำหนดนโยบายราคาและภาษีรถยนต์ ที่เอื้อต่อการประหยัดพลังงาน ประกาศใช้ภายในปี 2549 และ 7) ให้ สมอ. บังคับผู้ผลิต/จำหน่ายรถยนต์ในประเทศไทยต้องติดฉลากแสดง ข้อมูลอัตราการสิ้นเปลืองน้ำมัน ขนาดเครื่องยนต์ และน้ำหนักรถ ภายในปี 2548

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแนวทางการขอความร่วมมือทุกภาคส่วนลดใช้พลังงาน กรณีผลการลดใช้พลังงาน 3 เดือน ตั้งแต่เดือนมิถุนายน - สิงหาคม 2548 ไม่บรรลุตามเป้าหมายจึงใช้มาตรการบังคับ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษารายละเอียดผลกระทบของ มาตรการบังคับต่างๆ

2.ให้หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องกับข้อกฎหมาย เช่น สำนักงานตำรวจแห่งชาติเข้มงวดกฎระเบียบจราจรต่อผู้ใช้รถอย่างเข้มงวด

เรื่องที่ 5 การดำเนินธุรกิจและจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะ Distributed Generation (DG)

สรุปสาระสำคัญ

1. กระทรวงมหาดไทย ได้มีหนังสือถึงเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ขอให้พิจารณาเสนอคณะรัฐมนตรี ให้พิจารณาอนุมัติข้อเสนอของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ในประเด็นดังต่อไปนี้ (1) ให้ กฟน. ดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า น้ำร้อน และน้ำเย็นร่วมกัน (Combined Heat and Power) ในลักษณะ Distributed Generation (DG) ตามความต้องการของลูกค้า (2) ให้ กฟน. ดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากขยะ มูลฝอย และพลังงานนอกรูปแบบ ตามความเหมาะสมของเทคโนโลยี และสภาพพื้นที่ และ (3) ให้ กฟน. ดำเนินการจัดตั้งบริษัท จำกัด เพื่อดำเนินธุรกิจเกี่ยวเนื่อง

2. สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ได้นำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะกรรมการกลั่นกรองเรื่องเสนอคณะ รัฐมนตรี คณะที่ 6.2 (ฝ่ายกฎหมาย) พิจารณาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2548ที่ผ่านมา และที่ประชุมมีมติ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานพิจารณาแผนดำเนินธุรกิจ (Business Plan) ในลักษณะ DG ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ตลอดจนประเด็นนโยบายที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ โครงสร้างกิจการไฟฟ้า การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป

3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)ได้จัดให้มีการประชุมหารือ เรื่อง การดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า น้ำร้อน และน้ำเย็นร่วมกัน (Combined Heat and Power) ในลักษณะ Distributed Generation (DG) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3แห่ง และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีรองปลัดกระทรวง พลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธาน เมื่อวันจันทร์ที่ 20 มิถุนายน 2548 และมีข้อสรุปดังนี้

3.1 การผลิตไฟฟ้าในลักษณะ DG เป็นการสนับสนุนนโยบายการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ พลังงาน ตามยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้ทรัพยากรของประเทศให้เกิดประโยชน์และมี ประสิทธิภาพสูงสุด กล่าวคือ เป็นการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ช่วยประเทศประหยัดค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ลดการสูญเสียพลังงานไฟฟ้า ช่วยลดการลงทุนก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้า เพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า และช่วยเสริมความมั่นคงในการจัดหาพลังงาน ตลอดจนช่วยลดต้นทุน การผลิตสินค้าและบริการ และช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak demand) ด้วย

3.2 เห็นชอบในหลักการการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะ Distributed Generation (DG)โดยระบบการผลิตไฟฟ้า น้ำร้อน และน้ำเย็นร่วมกัน (Combined Heat and Power : CHP) ทั้งนี้ ได้กำหนดนิยามของ DG ดังนี้ "เป็นการผลิตไฟฟ้า ณ จุดใช้งานของผู้ใช้ไฟฟ้า (Customer's Site) โดยอาจติดตั้งขนานกับระบบจำหน่าย (local distribution network) หรือติดตั้งแยกอิสระจากระบบจำหน่ายไฟฟ้าทั่วไป (stand alone)"

3.3 เพื่อเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้ามากยิ่งขึ้น ในกรณีที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนเกินจากระบบ CHP เห็นควรให้สามารถขายเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าใน ปัจจุบัน ดังนี้

3.3.1 ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ให้ขายเข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามปริมาณที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ทั้งนี้ สนพ. อยู่ระหว่างการศึกษาการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เพื่อขยายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อจาก VSPPดังนั้น หากการศึกษาแล้วเสร็จ จะทำให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้เพิ่มขึ้น

3.3.2 ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่าที่กำหนดตามระเบียบ VSPP ให้ขายเข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ทั้งนี้ สนพ. อยู่ระหว่างเตรียมการศึกษาแนวทางการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP สำหรับการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยระบบ CHP

3.4 สำหรับการดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากขยะมูลฝอย และพลังงานนอกรูปแบบนั้น ปัจจุบันสามารถดำเนินการได้อยู่แล้ว โดยสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามระเบียบ SPP และ VSPPอย่างไรก็ตาม การผลิตไฟฟ้าจากขยะมีต้นทุนสูง ทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าไม่จูงใจให้โครงการดังกล่าวเกิดขึ้น ซึ่งกระทรวงพลังงาน อยู่ระหว่างการศึกษาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มี ต้นทุนการผลิตสูง ได้แก่ พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ ขยะ เป็นต้น

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะ Distributed Generation (DG)โดยระบบการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Combined Heat and Power : CHP) เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้ทรัพยากรของประเทศให้เกิดประโยชน์และมี ประสิทธิภาพสูงสุด ทั้งนี้ กำหนดนิยามของ DG ดังนี้

"เป็นการผลิตไฟฟ้า ณ จุดใช้งานของผู้ใช้ไฟฟ้า (Customer's Site) โดยอาจติดตั้งขนานกับระบบจำหน่าย (local distribution network) หรือติดตั้งแยกอิสระจากระบบจำหน่ายไฟฟ้าทั่วไป (stand alone)"

2.เห็นควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ CHP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนเกิน สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าในปัจจุบัน เพื่อเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพสูงสุดในการผลิตไฟฟ้า

3.มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ CHP รวมทั้งปรับปรุงกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องให้เหมาะสมต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2548 (ครั้งที่ 99)
วันพฤหัสบดีที่ 7 เมษายน พ.ศ. 2548 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

2.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2547

3.การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2

4.การแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. ในช่วงเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2548 ความต้องการใช้และปริมาณการผลิตน้ำมันดิบโดยรวม อยู่ที่ระดับ 84.7 และ 84.6 ล้านบาร์เรล/วัน ตามลำดับ โดยเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่ 4 ของปี 2547 ประมาณ 0.1 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่โควต้าการผลิตของกลุ่มโอเปค ณ ปัจจุบันอยู่ที่ระดับ 27 ล้านบาร์เรล/วัน และตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2548 โควต้าการผลิตของโอเปคจะปรับอยู่ที่ระดับ 27.5 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปริมาณการผลิตของประเทศนอกกลุ่มโอเปคอยู่ที่ระดับ 48.7 ล้านบาร์เรล/วัน

2.ราคาน้ำมันดิบในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2548ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาส 4 ของปี 2547 ประมาณ 1.52 - 5.86 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล โดยราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์เฉลี่ยปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับเฉลี่ย 41.41 และ 47.79 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ทั้งนี้ เนื่องจากสภาพภูมิอากาศแปรปรวน ส่งผลให้การผลิตและการขนส่งน้ำมันต้องหยุดเป็นระยะๆ และความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในสหรัฐอเมริกาและยุโรปอยู่ระดับสูง ประกอบกับการปรับเปลี่ยนคุณภาพของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของอินเดีย ที่จะเริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2548เป็นต้นไป ได้ส่งผลให้ปริมาณการนำเข้าของอินเดียสูงขึ้น เมื่อโรงกลั่นน้ำมันภายในประเทศไม่สามารถผลิตได้เพียงพอ

3.ส่วนราคาน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยในไตรมาส 1 ปี 2548 ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ประมาณ 1.24 - 3.41 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 น้ำมันก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา ปรับตัวสูงขึ้น 3.31, 3.41, 1.42, 1.33และ 1.24 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการซื้อของอินโดนีเซียและอินเดียเพิ่มมากขึ้น ขณะที่อุปทานลดลงจากโรงกลั่นน้ำมันในภูมิภาคปิดซ่อมบำรุงประจำปีและปิดฉุก เฉิน ณ เดือนมีนาคม 2548ราคาเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 น้ำมันก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา อยู่ที่ระดับ 59.47, 58.73, 66.33, 62.58 และ 35.76 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ

4.สำหรับราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยของไทยในช่วงไตรมาส 1ปรับตัวลดลง โดยราคา ขายเฉลี่ยของน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 20.44, 19.64 และ 15.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ ภายหลังเมื่อรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาน้ำมันเบนซิน เมื่อวันที่ 22ตุลาคม 2547 แต่ทั้งนี้ในเดือนมีนาคม 2548รัฐบาลได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3บาท/ลิตร ในวันที่ 23 มีนาคม 2548 ทำให้ราคาขายเฉลี่ยน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 1 เมษายน 2548 อยู่ที่ระดับ 22.09,21.29 และ 18.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ

5.สำหรับเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ และมีนาคม 2548 ค่าการตลาดเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 0.9353, 0.8121 และ 0.9034 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะที่ค่าการกลั่นเฉลี่ยโดยรวมอยู่ที่ระดับ 1.0862, 1.3624 และ 1.5574 บาท/ลิตร ตามลำดับ

6. แนวโน้มราคาน้ำมันดิบ และน้ำมันสำเร็จรูปคาดว่าในระยะสั้นจะยังคงเคลื่อนไหวในระดับสูง โดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์อยู่ที่ระดับ 45 - 47 และ 53 - 55เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ขณะเดียวกันราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตลาดจรสิงคโปร์จะอยู่ที่ระดับ 58 - 61 และ 61 - 63 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ จากสภาพภูมิอากาศที่หนาวเย็นทั่วโลก ส่งผลให้ความต้องการใช้ น้ำมันเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ตามปัจจัยที่อาจจะส่งผลให้ราคาน้ำมันอ่อนตัวลง ได้แก่ การปรับอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ของธนาคารสหรัฐอเมริกา และการเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของรัสเซีย และบริเวณทะเลสาบแคบเซียน

7.ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนเมษายน 2548ได้ปรับตัวสูงขึ้นอยู่ที่ระดับ 416.2 เหรียญสหรัฐ/ตัน และราคา LPG ณ โรงกลั่นภายในประเทศอยู่ที่ระดับ 12.2242 บาท/กก. ส่วนแนวโน้มราคา LPG ในเดือนพฤษภาคมคาดว่าจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 410 - 425 เหรียญสหรัฐ/ตัน โดยมีอัตราเงินชดเชยอยู่ที่ระดับ 2.1543 บาท/กก. หรือ 408 ล้านบาท/เดือน

8. สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 1 เมษายน 2548 มีเงินสดสุทธิ 203 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 63,572 ล้านบาท ทำให้ฐานะกองทุนฯ สุทธิติดลบ 63,369 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2547

สรุปสาระสำคัญ

คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมได้จัดทำรายงานผลการ ดำเนินงานของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2547 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้

1. เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้อนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท โดยแบ่งเป็น 5 หมวดรายจ่าย

2. ปีงบประมาณ 2547 กองทุนฯ ได้อนุมัติเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดต่างๆ รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 7,270,893 บาท โดยแบ่งเป็นหมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 5,203,400 บาท หมวดการเดินทางเพื่อศึกษาดูงาน/สัมมนา จำนวน 320,515 บาท หมวดจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวน 1,446,978 บาท และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวน 300,000 บาท ซึ่งได้มีการเบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 4,083,522.09 บาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทย จำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ปัจจุบันภายใต้ MOU ดังกล่าวมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ มีอีก 1โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในเดือนพฤศจิกายน 2552

2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 2 คือ บริษัท South East Asia Energy Limited (SEAN) ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) แล้วเสร็จ โดยคณะอนุกรรมการฯ และคณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติอนุมัติร่าง MOUของโครงการน้ำงึม 2 ใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2548 และเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2548 ตามลำดับ

3. ลักษณะโครงการน้ำงึม 2 ประกอบด้วย ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ ให้พลังงานไฟฟ้าเฉลี่ย ปีละ 2,310ล้านหน่วย สายส่งฝั่งลาวยาว 107 กิโลเมตร ฝั่งไทยยาว 93 กิโลเมตร จะเชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 โดยระบบ 500 กิโลโวลต์ แต่ในเบื้องต้นจะใช้งานที่ 230 กิโลโวลต์ กำหนดแล้วเสร็จของโครงการประมาณเดือนกรกฎาคม 2553 โดยกลุ่มผู้ลงทุน คือ บริษัท South East Asia Energy จำกัด ซึ่งมีบริษัท ช. การช่าง จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 51 บริษัท Shlapak Groupจำกัด ถือหุ้นร้อยละ 10 รัฐบาลลาวถือหุ้นร้อยละ 25 และอื่นๆ ถือหุ้นร้อยละ 14

4. สำคัญของ MOU น้ำงึม 2 ประกอบด้วย 1) ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ.และบริษัท SEAN 2) โครงการน้ำงึม 2 เป็นโครงการที่ กฟผ. จะดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ภายใต้ MOU ระหว่าง รัฐบาลไทยและ สปป. ลาว 3) MOU ของโครงการฯ จะขอความเห็นชอบจาก กพช. และจากกระทรวงอุตสาหกรรมและหัตถกรรมของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3เดือนนับจากวันลงนาม และจะมีผลบังคับใช้หลังจาก ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบดังกล่าวแล้ว 4) โครงการมีกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 615 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 2,218 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 92 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PEและ SE

5. นอกจากนี้ MOU น้ำงึม 2 ได้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน ดังนี้

• Primary Energy (PE) Tariff = 4.997 Cents/หน่วย
• Seconday Energy (SE) Tariff = 1.289 บาท/หน่วย
• Excess Energy (EE) Tariff = 1.091 บาท/หน่วย
• Pre IOD Energy Tariff = 1.448 บาท/หน่วย
• การคำนวณและชำระเงิน ค่า PE : 70% บาท (Fx=39 บาท/USD) + 30% USD

โดยที่สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date ) และ MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือมีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงเลื่อนอายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็น ลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ โดยที่แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU

6. MOU น้ำงึม 2 ได้กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ คือ 1) Scheduled Financial Close Date (SFCD)เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA 2) Scheduled Initial Operation Date (SIOD) เท่ากับ 52 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Dateและวัน SFCD หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2553 3) Commercial Operation Date (COD) (กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์) คือวันที่ 1 มกราคม 2556 โดยทั้งนี้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับใช้ภายใต้กฎหมายไทย

7. คณะกรรมการ กฟผ.ได้มีความเห็นเกี่ยวกับ MOU น้ำงึม 2 ว่า ก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ควรจะได้นำ MOU เสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดให้ความเห็นเพื่อประกอบการพิจารณาของ กพช. และผลตอบแทนผู้ถือหุ้น (Equity Internal Rate of Return หรือ Equity IRR) ของผู้ลงทุนซึ่ง ใช้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้สกุลบาท คือ Minimum Lending Rate (MLR)ควรพิจารณาว่า ถ้าบริษัท SEAN มีการกู้เงินบางส่วนด้วยเงินสกุลดอลล่าร์ที่มีอัตราดอกเบี้ยเงินกู้แตกต่าง จาก MLR น่าจะทำให้ Equity IRR สูงขึ้น ซึ่ง กฟผ. ได้พิจารณาจากการประมาณการฐานะการเงินโครงการน้ำงึม 2 พบว่า กรณีบริษัทฯ กู้เป็นเงินดอลล่าร์ด้วยสัดส่วนเท่ารายได้ที่เป็นดอลล่าร์ คือ 30%ในอัตราดอกเบี้ยเงินกู้แตกต่างจาก MLR จะทำให้ Equity IRR เพิ่มขึ้นเล็กน้อยจาก 11.64-13.56% เป็น 12.20-13.80% (หากกำหนดอัตราดอกเบี้ยภายในประเทศเท่ากับ MLR+1 หรือในช่วง 7 - 9%)

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการร่าง MOU ของโครงการน้ำงึม 2 ตามที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอ

2.มอบหมายให้ กฟผ. รับไปดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนในประเด็นต่อไปนี้

2.1 ปรับปรุงเงื่อนไขการชำระเงินใน 2 กรณี คือ

(1) การกำหนดสัดส่วนการชำระเงินที่เหมาะสม เพื่อลดความเสี่ยงของความผันผวนจาก อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคต อาทิ กำหนดสัดส่วนการชำระเงิน ฿ : USD = 50:50 เป็นต้น

(2) ปรับช่วงเวลาการชำระเงินในอนาคต โดยให้มีการแบ่งช่วงเวลาในอนาคต เพื่อให้มีการตกลงเรื่องอัตราแลกเปลี่ยนใหม่

2.2 ปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าสำหรับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าช่วงก่อนเริ่มอายุสัมปทาน (Scheduled Initial Operation Date : SIOD) ให้ต่ำกว่าราคาสำหรับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD)

เรื่องที่ 4 การแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลได้ประกาศให้การดำเนินงานด้านพลังงานทดแทนเป็นวาระแห่งชาติ และเพื่อให้บรรลุผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมาย และบังเกิดผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังและมีประสิทธิภาพ กระทรวงพลังงานจึงได้ นำเสนอการจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ขึ้น เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพของ ประเทศต่อ กพช. และเสนอแนะหลักเกณฑ์ มาตรการ และเงื่อนไขที่ต้องปฏิบัติเกี่ยวกับเชื้อเพลิงชีวภาพทั้งในด้านการผลิต การจัดการวัตถุดิบ การนำเข้า และการส่งออก ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพภายในประเทศ

2. องค์ประกอบของ กชช. ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรี (นายพินิจ จารุสมบัติ) เป็นประธานกรรมการ และผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเป็นกรรมการ รวม 23 คน

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2548 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ทั้งนี้ให้เพิ่มเติมผู้แทนจากกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการด้วย

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2547 (ครั้งที่ 98)
วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2547 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมธำรงนาวาสวัสดิ์ (ตึกใหม่) ชั้น 3 ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

2.ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004)

3.การอนุมัติตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง

4.การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง)

5.ขออนุมัติกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินของกองทุนเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ระยะที่ 3

6.ค่าตอบแทนคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

7.ขอแก้ไขมติคณะรัฐมนตรี เรื่อง การปรับองค์กรในการป้องกัน และปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม

นายพรหมินทร์ เสิศสุริย์เดช รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานที่ประชุม
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เนื่องจากรองนายกรัฐมนตรี (นายสมศักดิ์ เทพสุทิน) ติดราชการด่วนไม่สามารถเข้าร่วมประชุมได้ และได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายพรหมินทร์ เลิศสุริย์เดช) เป็นประธานที่ประชุม ครั้งนี้

ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบถึงมาตรการที่กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการในช่วงราคา น้ำมันมีแนวโน้มสูงขึ้น โดยได้ดำเนินการ 3 มาตรการ ดังนี้คือ 1) มาตรการลดภาระความผันผวนของราคา โดยใช้มาตรการตรึงราคาน้ำมันเพื่อให้เศรษฐกิจของประเทศเติบโตอย่างต่อเนื่อง และลดภาวะเงินเฟ้อ ซึ่งปัจจุบันยังคงตรึงราคาน้ำมันดีเซลไว้และคาดว่าแนวโน้มราคาน้ำมันในตลาด โลกจะไม่ผันผวนมากในปีหน้า แต่ระดับราคาน้ำมันเฉลี่ยจะสูงกว่าปีที่ผ่านมา 2) มาตรการประหยัดพลังงาน ซึ่งได้ดำเนินการทั้งภาครัฐและภาคเอกชน และ 3) มาตรการเชิงรุกได้ดำเนินการ 3 แนวทาง ได้แก่ การเปลี่ยนภาวะจากผู้ซื้อเป็นผู้ขายพลังงาน โดยการเข้าร่วมขอสัมปทานแหล่งพลังงานในต่างประเทศ ได้แก่ ประเทศพม่า และอิหร่าน และโดยการส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน เช่น พลังน้ำ โดยการร่วมลงทุนจัดทำโครงการเขื่อนขนาดกลางในต่างประเทศ รวมทั้งการผลิตพลังงานจากไบโอดีเซล และพลังงานจากขยะเพื่อลดการนำเข้าพลังงาน และปัญหาสิ่งแวดล้อม นอกจากนี้ โดยการส่งเสริมการเพิ่มมูลค่าของปิโตรเลียม เช่น อุตสาหกรรมปิโตรเคมีซึ่งใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยที่การดำเนินมาตรการดังกล่าวเป็นการเปลี่ยนวิกฤตให้เป็นโอกาส

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันดิบโดยรวม เดือนตุลาคมและเดือนกันยายน 2547 อยู่ในระดับเดียวกันที่ระดับ 82.6 ล้านบาร์เรล/วัน โดยประเทศในกลุ่ม OECD มีอัตราการใช้น้ำมันเพิ่มขึ้น 0.3 ล้าน บาร์เรล/วัน ในขณะที่ประเทศนอกกลุ่ม OECD มีอัตราการใช้น้ำมันลดลง 0.3 ล้านบาร์เรล ส่วนการผลิตน้ำมันดิบโดยรวมเดือนตุลาคม อยู่ที่ระดับ 85.0 ล้านบาร์เรล/วัน โดยกลุ่มโอเปคผลิตเพิ่มขึ้น 0.2 ล้านบาร์เรล/วัน อยู่ที่ระดับ 30.6 ล้านบาร์เรล/วัน และผลการประชุมกลุ่มโอเปค เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2547 ให้คงโควต้า การผลิตไว้ที่ระดับเดิม 27 ล้านบาร์เรล/วัน โดยให้ประเทศสมาชิกปรับลดการผลิตส่วนเกินลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปัจจุบันโควต้าการผลิตที่ระดับ 29 ล้านบาร์เรล/วัน โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2548 เป็นต้นไป ส่วนปริมาณการผลิตน้ำมันของประเทศนอกกลุ่มโอเปคเดือนตุลาคม อยู่ที่ระดับ 48.6 ล้านบาร์เรล/วัน

2. ราคาน้ำมันดิบในช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ส่วนใหญ่ได้ปรับตัวสูงขึ้นเมื่อเทียบกับช่วงไตรมาส 3 ประมาณ 0.77 - 5.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ยกเว้นน้ำมันดิบดูไบปรับตัวลดลง 0.52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยของไตรมาส 4 อยู่ในระดับ 35.69 และ 45.19 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

3. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยในไตรมาส 4 ปี 2547 ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากช่วงไตรมาส 3 โดยราคา น้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา ปรับตัวสูงขึ้น 2.87, 3.11, 5.62, 5.08 และ 1.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ

4. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปเฉลี่ยของไทยในช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ปรับตัวสูงขึ้นเมื่อเทียบกับไตรมาส 3 โดยกระทรวงพลังงานยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2547 แต่ยังคงตรึงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ระดับ 14.59 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2547 อยู่ที่ระดับ 19.29 , 18.49 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ

5. ค่าการตลาดเฉลี่ยในไตรมาส 4 ปี 2547 ปรับตัวสูงขึ้นเล็กน้อยเมื่อเทียบกับไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 1.2102 บาท/ลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม อยู่ที่ระดับ 1.1400 , 1.1964 และ 1.3289 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการกลั่นในช่วงไตรมาส 4 ปี 2547 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.7033 บาท/ลิตร เมื่อเทียบกับช่วงไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 1.8408 บาท/ลิตร โดยค่าการกลั่นเฉลี่ยโดยรวมในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม อยู่ที่ระดับ 1.5088, 2.1565 และ 1.8165 บาท/ลิตร ตามลำดับ ทั้งนี้ การที่ค่าการกลั่นของเดือนพฤศจิกายน อยู่ในระดับสูงกว่าปกติค่อนข้างมาก เนื่องจากการที่ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลงมากกว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาด จรสิงคโปร์

6. นักวิเคราะห์คาดว่าในระยะสั้นราคาน้ำมันดิบจะยังคงมีความผันผวน โดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 33 - 35 และ 44 - 46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการเข้าซื้อ เก็งกำไรของกองทุน (Hedge Funds) และปัญหาความไม่สงบและเหตุการณ์ประท้วงในประเทศกลุ่มผู้ผลิต น้ำมันรวมถึงการปรับลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปค เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2547 ให้ประเทศสมาชิก ปรับลดปริมาณการผลิตจริงลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อให้เป็นไปตามโควตาที่ได้รับ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2548 เป็นต้นไป และโดยตลาดคาดว่าโอเปคอาจจะลดกำลังการผลิตลงอีก 0.5 ล้านบาร์เรล หากความต้องการใช้น้ำมันในตลาดโลกลดลง นอกจากนี้ จีนเพิ่มอัตราดอกเบี้ยซึ่งจะส่งผลให้อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ของจีนชะลอตัวลง ดังนั้นอุปสงค์น้ำมันของจีนในปี 2548 จะลดลงอยู่ที่ระดับ 6.68 ล้านบาร์เรล/วัน รวมทั้ง สหรัฐอเมริกามีนโยบายเก็บสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์เพิ่มเป็น 700 ล้านบาร์เรล ในปี 2548

7. สำหรับราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์คาดว่าราคาน้ำมันเบนซินจะเคลื่อน ไหวอยู่ที่ระดับ 47 - 52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบความต้องการใช้น้ำมันในภูมิภาคมากขึ้น และราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 48 - 53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นของสหรัฐอเมริกาจะยังคงมีอย่างต่อ เนื่อง ขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นของญี่ปุ่นเริ่มชะลอตัวลง

8. ผลการดำเนินงานตั้งแต่รัฐบาลตรึงราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2547 จนถึงวันที่ 17 ธันวาคม 2547 รวม 343 วัน มีจำนวนเงินชดเชยสะสมทั้งสิ้น 57,183 ล้านบาท แยกเป็นเงินชดเชยน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็ว 6,975 และ 50,208 ล้านบาท ตามลำดับ โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2547 อยู่ที่ 19.29, 18.49 และ 14.59 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 3.9093 บาท/ลิตร หรือประมาณ 209 ล้านบาท/วัน

9. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ในเดือนธันวาคม 2547 ปรับตัวลดลง 46 เหรียญสหรัฐ/ตัน อยู่ที่ระดับ 421 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับอุปทานลดลงจากอุณหภูมิในฤดูหนาวของสหรัฐอเมริกา ยุโรป และเอเชียตอนเหนือสูงกว่าปกติ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 12.4115 บาท/กก. (เป็นระดับเพดานของก๊าซ LPG สูงสุด 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน) อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ อยู่ในระดับ 2.3416 บาท/กก. คิดเป็นเงิน 439 ล้านบาท/เดือน และแนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมกราคม 2548 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 400 - 420 เหรียญสหรัฐ/ตัน อัตราเงินชดเชยยังคงอยู่ในระดับเดิม 2.3416 บาท/กก. หรือ 439 ล้านบาท/เดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 39.4015 บาท/เหรียญสหรัฐ

10. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และแก๊สโซฮอล์ เพิ่มขึ้น 0.20 บาท/ลิตร จากระดับ 0.50 , 0.30 และ 0.04 บาท/ลิตร เป็น 0.70 , 0.50 และ 0.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2547 เป็นต้นไป ทำให้ กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้เพิ่มขึ้นประมาณ 135 ล้านบาท/เดือน จากระดับ 1,100 ล้านบาท/เดือน อยู่ที่ระดับ 1,235 ล้านบาท/เดือน ดังนั้นฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 ธันวาคม 2547 มียอดเงินคงเหลือหลังหักภาระผูกพันอยู่ในระดับ 199 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระในระดับ 47,744 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 4,681 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 135 ล้านบาท หนี้การตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงวันที่ 1 พฤศจิกายน - 17 ธันวาคม 2547 ประมาณ 10,074 ล้านบาท หนี้เงินกู้ 32,800 ล้านบาท และหนี้ดอกเบี้ยเงินกู้ประจำเดือนธันวาคม 2547 ประมาณ 54 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ ติดลบ 47,545 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 ระเบียบวาระที่ 3.2 ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดย เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาชุดที่ 1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ ชุดที่ 3 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครเหนือ ชุดที่ 1 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง ชุดที่ 5 โดยรัฐบาลไม่ค้ำประกันการก่อหนี้ และให้มีการแยกบัญชีการเงินของโครงการดังกล่าวจากบัญชีการเงินของ กฟผ. อย่างชัดเจน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รายงานความคืบหน้าโครงการก่อสร้างท่อก๊าซธรรมชาติ และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาทุก 3 เดือน หากโครงการดังกล่าวมีความล่าช้า ให้เร่งพิจารณาการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยนำโครงการขยายโรงไฟฟ้าขนอมขนาด 385 เมกะวัตต์ ในปี 2550 มาทดแทน และให้ กฟผ. จัดทำแผนบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าและรายงานความคืบหน้าผลการทดสอบการเดินเครื่อง กำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการตามนโยบาย Peak cut รวมทั้ง ทำการศึกษาแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ ซึ่งผลการดำเนินงานตามมติดังกล่าว มีดังนี้

1.1 ความคืบหน้าในการดำเนินงานของ ปตท. ซึ่งเกี่ยวข้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ของ กฟผ. ปตท. จะจัดหาก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย (JDA) ซึ่งคาดว่าจะมีการลงนามสัญญาจัดหาก๊าซฯ ภายในเดือนธันวาคม 2547 โดยจะขนส่งก๊าซฯ ผ่าน โครงการท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลของบริษัท ทรานส์ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด หรือ TTM ซึ่งจะขึ้นฝั่ง ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา มีกำลังการส่งก๊าซฯ สูงสุด 1,020 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และจะส่งผ่านต่อไปยังท่อส่งก๊าซฯ ของ ปตท. ที่จะเชื่อมต่อไปยังโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาของ กฟผ. โดยที่โครงการท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลของบริษัท TTM ได้ดำเนินการก่อสร้างเสร็จเรียบร้อยแล้ว และมีแผนเริ่มขนส่งก๊าซฯ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2548 และ ปตท. อยู่ระหว่างดำเนินการก่อสร้างท่อส่งก๊าซฯ บนบก ระยะทางประมาณ 10 กิโลเมตร เชื่อมจากระบบท่อส่งก๊าซฯ ของบริษัท TTM ไปยังโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ซึ่งคาดว่าจะใช้เวลา ในการก่อสร้างแล้วเสร็จภายใน 2 ปี ทั้งนี้ ปตท. จะสามารถจัดหาก๊าซฯ และส่งให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาได้ภายในต้นปี 2551

1.2 ความคืบหน้าในการดำเนินงานของ กฟผ. ซึ่งเป็นการรายงานการดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีเรื่อง PDP 2004

(1) โครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2547 คณะกรรมการ กฟผ. ได้อนุมัติให้จัดซื้อที่ดินสำหรับก่อสร้างโรงไฟฟ้าสงขลาบริเวณบ้านควนหัว ช้าง ตำบลคลองเปียะ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา คาดว่าจะดำเนินการจัดซื้อที่ดินได้สำเร็จภายในเดือนมีนาคม 2548 ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2547 กฟผ. นำเสนอโครงการฯ ต่อกระทรวงพลังงาน และต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ซึ่งคณะกรรมการ สศช. เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2547 ได้มีมติให้เลื่อนการพิจารณาโครงการฯ ไปจนกว่ารายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อมจะแล้วเสร็จ และคาดว่าการขออนุมัติโครงการจากรัฐบาลจะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2548 รวมทั้งการขออนุมัติก่อสร้างและขอใบอนุญาตต่างๆ ด้วย

สำหรับการดำเนินงานมวลชนสัมพันธ์ กฟผ. ได้ดำเนินงานมวลชนสัมพันธ์และประชาสัมพันธ์โรงไฟฟ้าสงขลาตั้งแต่เดือน ธันวาคม ปี 2546 โดยได้จัดตั้งคณะทำงานการมีส่วนร่วมชุมชน จัดประชุมชี้แจงรายละเอียดเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าสงขลา และอื่นๆ ผลปรากฏว่าประชาชนในพื้นที่อำเภอจะนะมีทัศนคติเป็นบวกต่อโรงไฟฟ้าและการ ดำเนินงานของ กฟผ. และ กฟผ. ได้จ้างบริษัท ทีม คอนซัลติ้งท์ เอนจิเนียริ่ง แอนด์ แมเนจเมนท์ จำกัด ศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการฯ โดยเริ่มงานเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2547 มี ระยะเวลาในการศึกษา ประมาณ 6 เดือน (10 มิถุนายน - 31 ธันวาคม 2547) และคาดว่าจะส่งรายงานฉบับสมบูรณ์ได้ในเดือนธันวาคม 2547 และจะนำเสนอรายงานการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมโครงการฯ ต่อ สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) เพื่อพิจารณาและจะได้รับความเห็นชอบประมาณเดือนมีนาคม 2548 และคาดว่าจะใช้ระยะเวลาในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประมาณ 2 ปี 9 เดือน จะแล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2550 และ กฟผ. จะสามารถตรวจรับโรงไฟฟ้าได้ ภายในเดือนมีนาคม 2551

(2) กฟผ. ได้ทำการปรับแผนการซ่อมบำรุงรักษาโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2549 - 2550 ปรับเลื่อนช่วงเวลาในการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้าบางโรงที่อยู่ในช่วงความต้องการ ไฟฟ้าสูงสุดของปีออกไปเป็นช่วงอื่นที่มีความต้องการไฟฟ้าน้อย และเปลี่ยนสถานะโรงไฟฟ้าที่อยู่ใน Mode Cold Standby ให้เป็น Reserve Shutdown (พร้อมเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าเข้าระบบ) นอกจากนี้ กฟผ. ได้เตรียมปรับปรุงประสิทธิภาพในการจัดการระบบผลิตไฟฟ้าและการควบคุมระบบ กำลังไฟฟ้าเพื่อให้สามารถปรับแผนการผลิตและบำรุงรักษาให้เหมาะสมทัน สถานการณ์ รวมทั้งการเตรียมความพร้อมในเรื่องการเดินเครื่องเกินพิกัด (Overload) ในกรณีฉุกเฉินที่ความต้องการไฟฟ้าสูงเกินกว่ากำลังผลิตที่มีอยู่

(3) ผลการทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการ ตามนโยบาย Peak Cut ตามแผน PDP 2004 โดยการนำเอาเครื่องยนต์ดีเซลที่ติดตั้งอยู่ตามโรงงานอุตสาหกรรมและธุรกิจ ขนาดใหญ่ ซึ่งมีไว้ใช้ในกรณีฉุกเฉินมาเดินเครื่องในช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ของปี โดย กฟผ. ได้จัดทำโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak cut) โดยเชิญชวนให้ผู้ประกอบการที่มีเครื่องยนต์ดีเซลดังกล่าว ประมาณ 2,000 ราย เข้าร่วมโครงการ ในช่วงแรกคาดว่าจะสามารถลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในระบบจำนวน 500 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป ซึ่งผลการดำเนินงานโครงการ ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2547 มีผู้ส่งใบสมัครเข้าร่วมโครงการฯ อย่างเป็นทางการแล้วจำนวน 115 ราย จำนวนเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองที่จะเข้าร่วมโครงการ 215 เครื่อง มีพลังไฟฟ้าที่สามารถเข้าร่วมโครงการได้ทันที 97.14 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมี ผู้ประกอบการที่สนใจเข้าร่วมโครงการและอยู่ระหว่างการประสานงานอีกประมาณ 200 ราย และได้ประสานงานแล้ว ได้แก่ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคและห้างสรรพสินค้าเดอะมอลล์ ซึ่ง กฟผ. ได้ตั้งเป้าหมายว่า ในเดือนเมษายน 2548 จะสามารถทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้เข้าร่วมโครงการได้ จำนวน 300 เมกะวัตต์

(4) การศึกษาแนวทางการจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้ โดยการปรับปรุงประสิทธิภาพและขยายขนาดโรงไฟฟ้าขนอมจาก 150 เมกะวัตต์ เป็น 385 เมกะวัตต์ พร้อมทั้งศึกษาต้นทุนและความเป็นไปได้ในการขยาย โครงการดังกล่าวเพิ่มเติมเป็น 700 เมกะวัตต์ ซึ่ง บริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) เป็นผู้รับผิดชอบ ในการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ ในส่วนของการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้า บฟข. ได้ว่าจ้าง กฟผ. ทำการศึกษาระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของโรงไฟฟ้าขนอม โดยมีระยะเวลาในการศึกษา 5 เดือน

3. จากผลรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรมีการปรับปรุงและต้องเร่งดำเนินการ ดังนี้

3.1 กฟผ. ควรรายงานรายละเอียดต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าเพื่อสามารถเปรียบเทียบกับโรงไฟฟ้า เอกชนที่มีขนาดใกล้เคียงกันได้ ตลอดจนการจัดหาเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และแนวทางดำเนินการแยกบัญชีการเงินของโครงการออกจากระบบบัญชีของ กฟผ. ของโรงไฟฟ้าทั้ง 4 แห่ง

3.2 ปตท. ควรเร่งดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติและส่งให้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ให้แล้วเสร็จภายในสิ้นปี 2550 ซึ่งเดิมกำหนดไว้ภายในต้นปี 2551 เพื่อให้ กฟผ. มีเวลาในการทดสอบการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าก่อนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจริงใน เดือนมีนาคม 2551 ซึ่งเป็นช่วงที่ระบบมีความต้องการใช้ ไฟฟ้าสูง

3.3 โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ได้กำหนดให้มีการจัดหาที่ดิน การขออนุมัติโครงการ การขออนุมัติก่อสร้างและขอใบอนุญาตต่างๆ รวมทั้งการขออนุมัติการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ต้องแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2548 ซึ่งหากการดำเนินการอนุมัติล่าช้าจะส่งผลทำให้การก่อสร้าง โรงไฟฟ้าดังกล่าวมีความล่าช้าออกไป ดังนั้น ควรพิจารณาโครงการขยายโรงไฟฟ้าขนอมขนาด 385 เมกะวัตต์ ตามมติคณะรัฐมนตรี ประกอบด้วย เพื่อให้การจัดหาไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคง เพียงพอต่อความต้องการ ที่เพิ่มขึ้นในอนาคต

3.4 การจัดหาไฟฟ้าตามแผน PDP 2004 ได้รวมโครงการ Peak Cut 500 เมกะวัตต์ ไว้ตั้งแต่ปี 2549 โดยจะมีกำลังการผลิตสำรองต่ำสุดร้อยละ 13.7 ในปี 2549 ซึ่งต่ำกว่ามาตรฐานร้อยละ 15 และหากการ ดำเนินการล่าช้าจะมีผลทำให้กำลังการผลิตสำรองลดต่ำลงไปอีก ดังนั้น กฟผ. ควรเร่งดำเนินโครงการและเร่งทดสอบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าโดยเร็ว เพื่อให้มั่นใจว่าโครงการ Peak Cut สามารถดำเนินการได้ประสบผลสำเร็จ ซึ่งหาก กฟผ. ดำเนินการได้เพียง 300 เมกะวัตต์ จะส่งผลให้กำลังการผลิตสำรองลดลงเหลือเพียง ร้อยละ 12.8 ซึ่งเป็นระดับที่ต่ำกว่ามาตรฐานมาก พร้อมทั้ง กฟผ. ควรจัดเตรียมแผนทางเลือกสำรองหาก โครงการ Peak Cut ไม่เป็นไปตามแผนงานที่กำหนดไว้ด้วย

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 ระเบียบวาระที่ 3.3 การอนุมัติตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติเป็นผู้พิจารณาข้อเสนอการขอตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงโดยให้เป็นไปตามกรอบนโยบายที่คณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติกำหนด และให้นำเสนอผลการพิจารณาตั้งโรงงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ และเมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้การพิจารณาอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเป็นเชื้อเพลิง โดยคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เป็นที่สิ้นสุด และให้รายงานผลการพิจารณาเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะต่อไป

2. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2547 ในการประชุมคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติได้มีการพิจารณา ข้อเสนอการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิง และได้มีมติอนุมัติการขอตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงของ ผู้ประกอบการจำนวน 16 ราย ซึ่งใช้กากน้ำตาลและน้ำอ้อยเป็นวัตถุดิบ จำนวน 12 โรงงานและ ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบ จำนวน 4 โรงงาน สามารถผลิตเอทานอลที่มีความบริสุทธิ์ของแอลกอฮอส์ 99.5 % โดยมีขนาดกำลังผลิตของแต่ละโรงงงาน อยู่ระหว่างไม่เกิน 50,000 - 500,000 ลิตรต่อวัน ซึ่งโรงงานที่ใช้กากน้ำตาลและน้ำอ้อยเป็นวัตถุดิบ ได้แก่ 1) บริษัท น้ำตาลมิตรผล จำกัด 2) บริษัท รวมเกษตรอุตสาหกรรม จำกัด 3) บริษัท ไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด 4) บริษัท ไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด (บริษัทไทยรุ่งเรืองพลังงาน จำกัด) 5) บริษัท น้ำตาลแลอ้อยตะวันออก จำกัด 6) บริษัท เอ็น.วาย.ชูการ์ จำกัด (บริษัทเอ็น.วาย.เอทานอล จำกัด) 7) บริษัท น้ำตาลราชบุรี จำกัด (บริษัทราชบุรีเอทานอล จำกัด) 8) บริษัท อุตสาหกรรมโคราช จำกัด 9) บริษัท อุตสาหกรรมน้ำตาลปราณบุรี จำกัด (บริษัทปราณบุรีเอทานอล จำกัด) 10) บริษัทอุตสาหกรรมอ่างเวียน จำกัด 11) นายนพพร ว่องวัฒนะสิน จำกัด และ 12) บริษัทสมเด็จ (1991) จำกัด สำหรับโรงงานที่ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบ ได้แก่ บริษัท ฟ้าขวัญทิพย์ จำกัด บริษัท สยาม เอทานอลอุตสาหกรรม จำกัด บริษัท ปิคนิคแก๊ส แอนด์ เอ็นจิเนียริ่ง จำกัด(มหาชน) และบริษัท บุญเอนก จำกัด

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 ระเบียบวาระที่ 4 เรื่องเพื่อพิจารณา

ระเบียบวาระที่ 4.1 การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2544 เห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องแผนแม่บทระบบ ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุง) ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เพื่อเป็นกรอบการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จำนวน 10 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 104,834 ล้านบาท โดยมีโครงการลงทุนจำนวน 7 โครงการ ได้รับการเห็นชอบจากคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติในราย ละเอียดของการลงทุนเพื่อดำเนินโครงการ

2 ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 เห็นชอบแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) ซึ่งมีการปรับแผนการขยายกำลังผลิตไฟฟ้าโดยให้ บริษัทกัลฟ์อิเล็กตริก จำกัด (มหาชน) ขยายกำลังผลิตจาก 734 เป็น 1,468 เมกะวัตต์. ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นจากที่ได้ประมาณการเมื่อ ปี 2546 ปตท. ได้มีหนังสือที่ 710/00/190 ลงวันที่ 16 ธันวาคม 2547 ขอทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง) และการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวของ ปตท.

3. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย

3.1 ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมาความต้องการก๊าซธรรมชาติขยายตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 9 ต่อปี โดย ส่วนใหญ่เป็นการใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าปริมาณร้อยละ 77 ภาคอุตสาหกรรมและขนส่งร้อยละ 9 และการใช้ในโรงแยกก๊าซธรรม-ชาติ ร้อยละ 14 ในปี 2547 ปริมาณความต้องการอยู่ในระดับ 2,800 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน สำหรับความต้องการก๊าซธรมชาติในอนาคต ในภาคการผลิตไฟฟ้าพบว่า จากแผน PDP 2004 ในช่วงปี พ.ศ. 2548 - 2553 จะมีโรงไฟฟ้าเกิดขึ้นใหม่กำลังการผลิตรวม 8,252 เมกะวัตต์ โดยจะเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงร้อยละ 69 หรือเท่ากับความต้องการก๊าซธรรมชาติประมาณ 820 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าของบริษัท กัลฟ์อิเล็กตริก จำกัด (มหาชน) ขนาดกำลังการผลิต 1,468 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ขนาดกำลังการผลิต 700 เมกะวัตต์ จำนวน 4 โรงและโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมของบริษัทราชบุรีพาวเวอร์ จำกัด ขนาดกำลังการผลิต 700 เมกะวัตต์ จำนวน 2 โรง ซึ่งทำให้คาดว่าความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2553 - 2558 โดยใช้สมมติฐานให้ร้อยละ 40 ของโรงไฟฟ้าใหม่จำนวน 18 โรง กำลังการผลิตรวม 12,600 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง จะมีความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากระดับ 2,140 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2547 เป็น 3,720 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558 ส่วนภาคอุตสาหกรรมและขนส่ง คาดว่าจะมีการขยายตัวจากระดับ 250 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2547 เป็น 610 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558 หรือมีอัตราการขยายตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 8 ต่อปี ขณะที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่ง ปตท. มีแผนที่จะดำเนินโครงการโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 ซึ่งมีกำลังการแยกก๊าซธรรมชาติขนาด 1,100 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2553 เพื่อรองรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และรองรับกับความต้องการก๊าซ LPG ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากระดับ 400 ล้าน ลบ.ฟุต ต่อวัน ในปี 2547 เป็น 1,050 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558 หรือมีอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 9 ต่อปี

3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่พิสูจน์แล้ว (Proved Reserve) ซึ่งรวมปริมาณสำรองในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (เฉพาะในส่วนของประเทศไทยร้อยละ 50) และปริมาณที่ประเทศไทยมีสัญญาจากสหภาพพม่า ณ สิ้นปี 2546 ปริมาณรวม 24.25 ล้านล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ซึ่งสามารถรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติ ณ ระดับ 2,000 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ได้ประมาณ 33 ปี และหากรวมปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่น่าจะพบ (Probable Reserve) และปริมาณสำรองที่อาจจะพบ (Possible Reserve) ปริมาณสำรองทั้งหมดจะสามารถรองรับความต้องการได้อีกประมาณ 45 ปี (ไม่รวม สหภาพพม่า) โดยที่การจัดหาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน ส่วนใหญ่มาจากการจัดหาจากภายในประเทศร้อยละ 74 และมีการนำเข้าจากสหภาพพม่าร้อยละ 26 ซึ่งปัจจุบันมีปริมาณซื้อขายตามสัญญารวม 2,741 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน สำหรับ แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคต ในช่วงปี พ.ศ. 2549 - 2553 ของ ปตท. ประกอบด้วยการจัดหาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ภายในประเทศ ได้แก่ แหล่งอาทิตย์ แหล่ง JDA แปลง A-18 และ B-17 โดยมีปริมาณรวม 1,180 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน และการจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน เช่น ยูโนแคล ปริมาณ 500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ทั้งนี้แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวจะสามารถรองรับความต้องการก๊าซ ธรรมชาติในอนาคตได้จนถึงประมาณปี พ.ศ. 2553 เนื่องจากข้อจำกัดจากกำลังความสามารถของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3

4. การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง) มีสาระสำคัญดังนี้

4.1 การขยายกำลังส่งของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล เส้นที่ 3 และปรับลดความดัน ปลายทางที่จุดขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง จาก 1,000 psig เป็น 750 psig เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทย จาก 1,750 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เป็น 1,860 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน นอกจากนี้ ลดการลงทุนส่วนที่ไม่จำเป็นโดยชะลอการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่เชื่อมต่อจากระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเส้นที่ 3 ที่ KP361 (ราชบุรี) ออกไปเป็นปี 2555

4.2 การเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก เพื่อรองรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทยที่จะขึ้นฝั่งที่ระยอง และรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ และพระนครเหนือ โดยการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากระยองไปบางปะกง และวังน้อย และการติดตั้งหน่วยเพิ่มความดันกลางทาง (On shore Midline Compressors) เพื่อขนส่งก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยป้อนความต้องการในพื้นที่ภาคกลาง และป้อนระบบท่อไทรน้อย-โรงไฟฟ้าพระนครใต้/พระนครเหนือ

4.3 การเร่งดำเนินโครงการในระยะที่ 2 ของแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 (ปรับปรุง) ได้แก่ โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย - แก่งคอย ให้สามารถส่งก๊าซฯ ได้ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 จากแผนเดิมที่กำหนดไว้ต้นปี 2551 และการติดตั้ง Compressors บนบกและในทะเล ให้สามารถส่งก๊าซฯ ได้ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 หรือ ภายในต้นปี 2550 รวมทั้งโครงการท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย- มาเลเซีย-แหล่งอาทิตย์ ให้สามารถส่งก๊าซธรรมชาติได้ ตั้งแต่ต้นปี 2550

5. แผนการลงทุนแบ่งเป็น 3 ระยะ โดยมีรายละเอียด ดังนี้

6. สำหรับประมาณการเงินลงทุนที่จะต้องใช้ประมาณ 157,102 ล้านบาท โดยแยกเป็นโครงการในระยะที่ 1 วงเงินประมาณ 71,662 ล้านบาท ระยะที่ 2 วงเงินประมาณ 56,221 ล้านบาท ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาทต่อเหรียญสหรัฐอเมริกา และระยะที่ 3 วงเงินประมาณ 29,213 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่าวงเงินลงทุนเดิม ที่ได้รับอนุมัติ 52,268 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 50 ซึ่งเป็นการลงทุนเพื่อการขยายกำลังส่งก๊าซฯ และการเพิ่มขนาดระบบท่อให้สอดคล้องกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งการปรับกำหนดระยะเวลาแล้วเสร็จของโครงการให้เร็วขึ้นจากแผนเดิม

7. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นด้วยกับข้อเสนอของ ปตท. เนื่องจากสถานการณ์พลังงานเปลี่ยนแปลงไป จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนและปรับปรุงแผนเพื่อให้การจัดหาก๊าซธรรมชาติ และการลงทุนในระบบท่อเกิดประสิทธิภาพสูงสุด และการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว พบว่าปริมาณการจัดหาทั้งจากแหล่งภายในประเทศ และการนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านตามสัญญาซื้อขายที่มีอยู่ในปัจจุบัน จะสามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติได้เพียงปี 2553 จึงควรมีการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติภายหลังปี 2553 จากแหล่งใหม่ๆ ทั้งจากในประเทศ และการนำเข้าจากต่างประเทศ เช่น พื้นที่คาบเกี่ยวกับประเทศเพื่อนบ้าน หรือการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อให้เกิดความชัดเจนและสามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่จะ เพิ่มขึ้นในอนาคตได้ และเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเกิดขึ้นในช่วงปี 2554 - 2558 ซึ่งมีทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงจาก LNG แทนก๊าซฯ ในประเทศ จึงจำเป็นต้องมีการวางแผนสำหรับเตรียมสถานีรองรับ LNG ตลอดจนในการนำเข้า LNG ภาครัฐควรวางหลักเกณฑ์โดยเปิดโอกาศให้ภาคเอกชนเข้ามาลงทุนได้อย่างเสรี และการมีแผนนำเข้า LNG จะเป็นการสร้างความมั่นใจให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ จาก ปตท. ว่าจะได้รับก๊าซฯ ตามสัญญา

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบการทบทวนแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 (ปรับปรุง) ตามที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เสนอ ดังรายละเอียดตามเอกสารแนบ และประกอบวาระเพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติจำนวน 11 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 157,102 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 40 บาท/เหรียญสหรัฐอเมริกา)

2.เห็นชอบให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี 2544 - 2554 โดยไม่ต้องขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วงปี 2544 - 2554 ดังนี้

3.เห็นชอบในหลักการการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปจัดทำแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ให้มีความพร้อมและชัดเจนเพื่อรองรับการจัดทำแผนทางเลือก ในการจัดหาเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้าในอนาคต รวมทั้งการจัดทำมาตรการสนับสนุนจากภาครัฐ เพื่อให้ประเทศมีความพร้อมในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวมาทดแทนการใช้ก๊าซ ธรรมชาติได้ ทันเวลา ทั้งนี้เพื่อเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวของประเทศ

เรื่องที่ 5 ขออนุมัติกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินของกองทุนเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ระยะที่ 3

สรุปสาระสำคัญ

1 พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 28 (1) กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานนำเสนอแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 2 ในช่วงปีงบประมาณ 2543 - 2547 ที่ได้เห็นชอบเมื่อเดือนกันยายน 2542 ได้สิ้นสุดลงวันที่ 30 กันยายน 2547 โดยได้ใช้จ่ายเงินกองทุนฯ รวมทั้งสิ้น 23,776 ล้านบาท แบ่งเป็นงบลงทุนในแผนงานภาคบังคับและภาคความร่วมมือ 16,778 ล้านบาท ค่าพัฒนาบุคลากร 2,054 ล้านบาท ค่าประชาสัมพันธ์ 1,701 ล้านบาท และค่าบริหารจัดการฯ 3,243 ล้านบาท โดยมีผลงานสามารถลดความต้องการพลังไฟฟ้าลง 883 MW ทดแทนพลังงานไฟฟ้าได้ 5,447 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนพลังงานเชื้อเพลิง 430 ล้านลิตรน้ำมันดิบต่อปี คิดเป็นความสามารถในการอนุรักษ์พลังงานได้ 20,891 ล้านบาท/ปี

2. คณะอนุกรรมการประเมินผลแผนงานอนุรักษ์พลังงาน ได้ประเมินผลแผนงานอนุรักษ์พลังงาน โดยสรุปว่าในภาพรวมกระบวนการดำเนินงาน ประสิทธิภาพ ประสิทธิผล และผลกระทบค่อนข้างดี แต่ในแง่เป้าหมายด้านการทดแทนและประหยัดพลังงานของแผนอนุรักษ์พลังงาน พบว่ากระบวนการดำเนินงาน ประสิทธิภาพและผลกระทบค่อนข้างดี แต่ประสิทธิผลค่อนข้างต่ำ และได้มีข้อเสนอแนะในการปรับแผนอนุรักษ์พลังงานระยะที่ 3 ที่สำคัญ ได้แก่ ควรปรับแผนการปรับกลยุทธ์เพื่อให้อาคาร โรงงาน อนุรักษ์พลังงานให้มากขึ้น การจูงใจให้เอกชนเจ้าของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมเข้าร่วมโครงการโดยมี Post - incentive พร้อมกับใช้มาตรการลงโทษตามกฎหมาย นอกจากนี้ ควรปรับทิศทางการดำเนินงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานในเชิงพาณิชย์โดย เฉพาะกลุ่มพลังงานที่มีศักยภาพสูง ตลอดจนควรเร่งศึกษาและมีห้องทดสอบมาตรฐานการประหยัดพลังงาน และเร่งรัดการใช้ฉลากประหยัดพลังงานเป็นมาตรฐานเดียว แต่เรื่องสำคัญที่ต้องพิจารณาคือการรักษาความยั่งยืนอย่างต่อเนื่องของ ผลลัพธ์ที่เกิดขึ้นและการใช้ประโยชน์ทรัพยากรบุคคลที่ได้พัฒนาขึ้นมา แล้วอย่างมีประสิทธิภาพ และควรจัดทำดัชนี Energy Intensity ทั้งระดับภาพรวมของประเทศและระดับรายภาคเศรษฐกิจ

3. การจัดทำเป้าหมายและกรอบแผนการอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 มีหลักเกณฑ์ ดังนี้

3.1 กำหนดเป้าหมายและกลยุทธ์ที่สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล (ด้านพลังงาน) ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2546 โดยในปี 2550 กำหนดเป้าหมายที่จะควบคุมสัดส่วนความต้องการใช้พลังงานต่อรายได้ประชาชาติ (GDP) ให้ลดลง จาก 1.4 : 1 เหลือ 1 : 1 และ ในปี 2554 จะพัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น จากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 8

3.2 การจัดทำกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 เป็นการประมาณภาพรวมของภาระงานที่จะเกิดขึ้นในระยะเวลา 3 - 7 ปี มีลักษณะเป็น Rolling Plan ปรับแผนงาน/โครงการและประมาณการรายจ่ายทุกปี ประกอบด้วย 3 แผนงาน ได้แก่ 1) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน (ร้อยละ 50 ของงบประมาณ) 2) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (ร้อยละ 35 ของงบประมาณ) และ 3) แผนงานบริหารเชิงยุทธศาสตร์ (ร้อยละ 15 ของงบประมาณ)

3.3 เพื่อให้กระทรวงพลังงานได้มีบทบาทในการบริหารงานกองทุนฯ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอยกเลิก "คณะอนุกรรมการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" และขอตั้ง "คณะกรรมการบริหารกองทุนเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" โดย มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน มีบทบาทในการตัดสินใจระดับนโยบายและให้คำแนะนำที่จะช่วยให้การบริหารจัดการ แผนอนุรักษ์พลังงานเป็นไปตามทิศทางที่ สอดคล้องกับนโยบายและแผนพัฒนาประเทศเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารงานให้ดี ยิ่งขึ้น มีการวางแผนและการจัดลำดับความสำคัญของงาน/โครงการภายใต้เป้าหมายยุทธศาสตร์ ของประเทศ โดยรายงานผลเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบเป็นรายไตรมาสและสามารถแต่งตั้งคณะอนุกรรมการทำหน้าที่ช่วยแบ่งเบาภาระ คณะกรรมการบริหารฯ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม

3.4. สำหรับเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปีงบประมาณ 2548 - 2554 ประกอบด้วย

(1) พัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น ณ ปี 2554 ในสัดส่วนร้อยละ 9.2 ของความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย หรือทดแทนการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ประมาณ 7,530 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ

(2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยลดใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ณ ปี 2554 จาก 91,877 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ เหลือ 81,523 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ หรือลดการใช้พลังงานโดย ไม่เกิดประโยชน์ได้ประมาณร้อยละ 12.7 หรือประมาณ 10,354 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ

3.5 องค์ประกอบของแผนอนุรักษ์พลังงาน ประกอบด้วย 3 แผนงาน

(1) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นแผนงานเกี่ยวกับงานศึกษา วิจัยพัฒนา และส่งเสริมเพื่อก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนมากขึ้นในการผลิตไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ เพื่อใช้ในภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม บ้านอยู่อาศัย ได้แก่ แสงอาทิตย์ น้ำ ลม ชีวมวล ชีวภาพ เอทานอล ไบโอดีเซล เซลล์ เชื้อเพลิง ฯลฯ และพัฒนาศักยภาพของบุคลากรด้านพลังงานทดแทน รวมทั้งงานเผยแพร่ ข้อมูล สร้างความรู้ความเข้าใจเรื่องพลังงานทดแทนให้กับประชาชนทั่วไป

(2) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นแผนงานเกี่ยวกับงานศึกษา วิจัยพัฒนา และส่งเสริมและสาธิตเพื่อก่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ในภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ธุรกิจ บริการ เกษตรกรรม และภาคบ้านอยู่อาศัย และศักยภาพของบุคลากรด้านงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน รวมทั้งงานสร้างความรู้ความเข้าใจเพื่อให้มีการใช้พลังงานอย่างรู้คุณค่า

(3) แผนงานบริหารเชิงกลยุทธ์ เป็นแผนงานเกี่ยวกับงานศึกษาวิจัยเชิงนโยบาย เพื่อเป็นข้อเสนอแนะ ทางเลือก หรือภาพรวมสถานการณ์ที่ผสมผสานทั้งมิติด้านการผลิตและการใช้พลังงาน ผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจพัฒนาแผนพลังงานทดแทน และงานด้านบริหารเพื่อจัดการให้แผนอนุรักษ์พลังงานดำเนินไปอย่างมี ประสิทธิภาพมากที่สุด ตลอดจนงานช่วยเหลือส่งเสริมการดำเนินงานอื่นๆ เป็นเรื่องเฉพาะกิจ ที่สำคัญหรือมีความเร่งด่วน

4. สำหรับหลักเกณฑ์ แนวทาง เงื่อนไข และการจัดลำดับความสำคัญของแผนอนุรักษ์ฯ ดังนี้

4.1 หลักเกณฑ์สนับสนุน สำหรับผู้มีสิทธิที่จะได้รับการสนับสนุนเป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษาหรือองค์กรเอกชนที่ไม่มุ่งค้ากำไรตามเจตนาของ พรบ.ฯ มาตรา 25 และ 26 และการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจะเป็นเงินช่วยเหลือให้เปล่าเพื่อการศึกษาวิจัย พัฒนา และเป็นลักษณะร่วมทุนในงานวิจัยพัฒนากับหน่วยงานรัฐ สถาบันการศึกษาและภาคเอกชน ตลอดจนเป็นลักษณะเงินอุดหนุนภาระดอกเบี้ยจากการลงทุนสำหรับ "ผู้ร่วมโครงการ" เพื่อให้ผลตอบแทนทางการเงิน (FIRR) ของแต่ละมาตรการเพิ่มขึ้นจนเท่ากับอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ต่ำสุดสำหรับลูกค้า รายย่อยของธนาคารกรุงไทย (MRR) + 5%

4.2 แนวทางและเงื่อนไข สนพ. ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ ร่วมกับผู้มีส่วนเกี่ยวข้องจะจัดทำเป้าหมายและรายละเอียดแผนอนุรักษ์พลังงาน ทั้งด้านพัฒนาพลังงานทดแทน แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนบริหารงานเชิงกลยุทธ์ และ กบอ. จะพิจารณาความเหมาะสม ความสำคัญ และอนุมัติงบประมาณสำหรับปีเดียว ซึ่งจะต้องมีการปรับประมาณการรายจ่ายล่วงหน้าทุกปี ขณะที่หน่วยงานที่รับจัดสรรเงินไปจากกองทุนฯ จะทำสัญญาหรือหนังสือยืนยัน กับ สนพ. และ/หรือ พพ. เพื่อเป็นข้อผูกพันที่จะดำเนินงานให้ได้ผลตามเป้าหมายที่ กบอ. กำหนด และ สนพ. และ/หรือ พพ. มีสิทธิบอกเลิกสัญญาหากหน่วยงานนั้น ไม่สามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมาย สำหรับกรณีที่แผนงานใดเปิดโอกาสให้ผู้มีสิทธิรับเงินช่วยเหลือ หรืออุดหนุน ตามมาตรา 25 ที่ พรบ. กำหนดไว้ สามารถยื่นคำร้องขอการสนับสนุนได้ และอยู่ในกรอบแผนงานที่ กบอ. กำหนด มอบให้หัวหน้าหน่วยงานที่รับจัดสรรเงินนั้นเป็นผู้พิจารณาในวงเงินไม่เกิน 10 ล้านบาท และมอบให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนฯ เป็นผู้พิจารณาในวงเงินเกิน 10 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 50 ล้านบาท และมอบให้ กบอ. เป็นผู้พิจารณาในวงเงินเกิน 50 ล้านบาทขึ้นไป รวมถึงงาน/โครงการที่ไม่อยู่ในกรอบแผนงานที่กำหนดไว้ และกรณีที่ผู้มีสิทธิรับเงินช่วยเหลือ หรืออุดหนุน ตามมาตรา 25 ยื่นคำร้องขอสนับสนุน ซึ่งไม่อยู่ในกรอบที่ กบอ. กำหนดไว้ให้ สนพ. พิจารณาให้ความเห็นและเสนอ กบอ. พิจารณาเป็นรายๆ นอกจากนี้ สนพ. ติดตามผลการดำเนินงานของโครงการ และรายงาน กพช. กทอ. และ กบอ. เป็นประจำทุกไตรมาส

5. สำหรับค่าใช้จ่ายสำหรับแผนงานอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 คาดว่าต้องใช้เงินลงทุนเกือบ 133,488 ล้านบาท (ร้อยละ 98 เป็นการลงทุนในโครงการสร้างพื้นฐานด้านขนส่งมวลชน) โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอาจต้องช่วยเหลือสนับสนุนด้วยส่วน หนึ่ง ซึ่งมีแนวทางจัดสรรเงินกองทุนฯ และกรอบการใช้เงินจากกองทุนฯ ดังนี้

หน่วย : ล้านบาท

6. ส่วนประมาณการายจ่าย 1,300 ล้านบาทต่อปี ประกอบด้วย

(1) แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน (50%) 650 ล้านบาท

1) งานศึกษาวิจัยเชิงเทคนิคและวิชาการ 65% (เชื้อเพลิงชีวภาพ, แสงอาทิตย์, ลม, น้ำ, ชีวมวล, ก๊าซชีวภาพ, และอื่นๆ)

2) งานพัฒนาและสาธิตเทคโนโลยี 20%

3) งานพัฒนาบุคลากรและงานประชาสัมพันธ์ 10%

4) งานบริหารแผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน 5%

(2) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (35%) 455 ล้านบาท

1) งานศึกษาวิจัยเชิงเทคนิคและวิชาการ 30% (ขนส่ง, อุตสาหกรรม บ้านอยู่อาศัย, และอื่นๆ)

2) งานพัฒนาและสาธิตเทคโนโลยี 45%

3) งานพัฒนาบุคลากรและงานประชาสัมพันธ์ 20%

4) งานบริหารแผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน 5%

(3) แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ (15%) 195 ล้านบาท

1) งานศึกษาเชิงนโยบายและกลยุทธ์ 33%

2) งานบริหารจัดการ 33%

3) งานอื่นๆ 33%

รวมประมาณการรายจ่ายต่อปี 1,300 ล้านบาท

ทั้งนี้ ให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ ส่วนที่เกินจากประมาณการรายจ่ายล่วงหน้า (ในวงเงินปีละ 1,300 ล้านบาท) ได้ในวงเงิน 700 ล้านบาท หรือมากกว่านั้น เพื่อให้สอดคล้องกับการดำเนินงานด้านอนุรักษ์พลังงานตามความจำเป็นและเหมาะ สมในแต่ละปี

7. ผลคาดว่าที่จะได้รับ

7.1 เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ณ ปี 2554 จาก 91,877 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ เหลือ 81,523 พันตันเทียบเท่ากับน้ำมันดิบ เป็นภาคคมนาคมขนส่ง ร้อยละ 21 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 9 ภาคบ้านอยู่อาศัยร้อยละ 4

7.2 พัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น ณ ปี 2554 จะมีการใช้พลังงานอื่นๆ เพิ่มขึ้น 9.2% ของความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย จำแนกเป็น ภาคคมนาคมขนส่ง ภาคอุตสากรรมและบ้านอยู่อาศัย มีการใช้พลังงานทดแทนร้อยละ 8 14 และ 2 ตามลำดับ โดยใช้ Biodiesel แทนน้ำมันดีเซล ใช้ Ethanol แทน Gasoline ใช้ชีวมวล น้ำท้ายเขื่อนชลประทาน แสงอาทิตย์ แรงลม และพลังงานทดแทนอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า และทำความร้อน

7.3 มีผู้จบการศึกษาระดับอุดมศึกษาทั้งในและต่างประเทศเพิ่มขึ้น 400 คน และมีการพัฒนาหลักสูตรการเรียนการสอนด้านพลังงานในโรงเรียนระดับประถมและ มัธยม ทั่วประเทศอย่างน้อย 30,000 โรงเรียน มีการพัฒนาหลักสูตรอุดมศึกษาที่ตรงกับความต้องการของภาคอุตสาหกรรมโดยมีเป้า หมายในการผลิตบุคลากรที่มีทักษะด้านพลังงานในภาคอุตสาหกรรมจำนวน 1,400 คน ผู้ชำนาญการด้านพลังงานสาขาต่างๆ ในระดับท้องถิ่นได้รับการพัฒนาทักษะ 500 คน

8. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชมครั้งที่ 2/2547 (ครั้งที่ 79) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2547 ได้พิจารณากรอบแผนอนุรักษ์พลังงานฯ ระยะที่ 3 มีความเห็น ดังนี้

8.1 รับทราบผลประเมินการดำเนินงานภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ตลอดจนวงเงินของกองทุนฯ ที่เป็นภาวะผูกพันต้องดำเนินการเบิกจ่ายเงินกับโครงการฯ ตามสัญญาหรือหนังสือยืนยัน ในวงเงินรวมประมาณ 7,397ล้านบาท ซึ่งส่วนหนึ่งจะได้รับคืนเนื่องจากเป็นเงินกองทุนหมุนเวียน 2,000 ล้านบาท โดยในส่วนเงิน ผูกพันภายใต้แผนงานภาคบังคับ ซึ่งยังไม่มีการลงทุนเห็นควรยกเลิกการสนับสนุน

8.2 เห็นชอบกรอบแผนการอนุรักษ์พลังงานฯ ของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554) และให้มีผู้แทนภาคเอกชนร่วมอยู่ในคณะกรรมการบริหารงานกองทุนฯ ด้วย เพื่อเพิ่มบทบาทภาคเอกชนในการเสนอแนะแนวทางดำเนินงานอนุรักษ์พลังงาน

8.3 เห็นชอบการจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554) ภายในวงเงินรวม 28,826 ล้านบาท และให้คณะกรรมการบริหารกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุง แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว

8.4 เพื่อให้การเบิกจ่ายเงินกองทุนฯ ให้กับผู้ได้รับจัดสรรเงินไปแล้วแต่ยังมีภาระผูกพันตามสัญญาหรือหนังสือยืน ยันที่กองทุนฯ ต้องดำเนินการเบิกจ่ายเงินกับโครงการฯ อยู่ จึงเห็นควร ดังนี้

(1) ให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้พิจารณาเห็นชอบการปรับปรุงข้อเสนอ รวมถึงอนุมัติการขอเปลี่ยนแปลงกิจกรรมหรือแผนงานของโครงการใดๆ ภายใต้แผนงานภาคความร่วมมือหรือแผนงานสนับสนุนตามที่ผู้ได้รับจัดสรรเงินขอ เปลี่ยนแปลง โดยไม่มีผลกระทบต่อวงเงินที่ได้รับอนุมัติแล้วและ/หรือทำให้ผลที่คาดว่าจะ ได้รับจากโครงการฯ ลดลง ทั้งนี้ จนกว่าโครงการนั้นจะเสร็จสมบูรณ์

(2) ให้อธิบดี พพ. เป็นผู้พิจารณาเห็นชอบการปรับปรุงข้อเสนอ รวมถึงสามรถอนุมัติ การขอเปลี่ยนแปลงกิจกรรมหรือแผนงานของโครงการใดๆ ภายใต้แผนงานภาคบังคับ ได้ตามที่มีผู้ได้รับจัดสรรเงินขอเปลี่ยนแปลงโดยไม่มีผลกระทบต่อวงเงินที่ ได้รับอนุมัติแล้วและ/หรือทำให้ผลที่คาดว่าจะได้รับจาก โครงการฯ ลดลง ทั้งนี้ จนกว่าโครงการนั้นจะเสร็จสมบูรณ์

(3) การเปลี่ยนแปลงกิจกรรมหรือแผนงานของโครงการใดๆ ภายใต้แผนงานภาคบังคับ แผนงานภาคความร่วมมือและแผนงานสนับสนุน กรณีเกิน 10 ล้านบาท และมีผลกระทบต่อวงเงินที่ได้รับอนุมัติอนุมัติแล้วและ/หรือทำให้ผลที่คาดว่า จะได้รับจากโครงการฯ ลดลงให้ "คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบ สำหรับกรณีวงเงินต่ำกว่า 10 ล้านบาท ให้อยู่ ในความเห็นชอบของผู้อำนวยการ สนพ. หรือ อธิบดี พพ. ตามประเภทโครงการ

มติของที่ประชุม

1.อนุมัติกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554)

2.เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548 - 2554) ภายในวงเงินรวม 28,826 ล้านบาท โดยให้คณะกรรมการบริหารกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการ จัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว

เรื่องที่ 6 ค่าตอบแทนคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 เรื่อง ร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติว่าด้วยการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า และแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทนกรรมการจากเงินงบประมาณของรัฐเพื่อ การจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยในปี 2547 ให้ขออนุมัติเงินจากงบกลาง จำนวน 2,880,000 บาท และสำหรับปี 2548 ให้พิจารณาขออนุมัติเงินค่าตอบแทนกรรมการจากงบประมาณของรัฐจำนวน 17,280,000 บาท ทั้งนี้ ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่า ตอบแทนสูงกว่ากรรมการฯ ร้อยละ 20 และกำหนดให้กรรมการมีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง รวมทั้งเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งคณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการไฟฟ้า โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ

2. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมหารือร่วมกับผู้แทนกรมบัญชีกลาง ผู้แทนสำนักงบประมาณ เรื่องค่าตอบแทนกรรมการกำกับฯ เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2547

2.1 ตามพระราชกฤษฎีกาเบี้ยประชุมกรรมการ พ.ศ. 2523 และที่แก้ไขเพิ่มเติม กำหนดให้คณะกรรมการที่แต่งตั้งตามกฎหมายได้รับเงินเบี้ยประชุมรายครั้ง ครั้งละ 300 บาท อย่างไรก็ตามคณะกรรมการบางคณะได้ขอยกเว้นการรับเบี้ยประชุมรายครั้งโดยขอมติ คณะรัฐมนตรี ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติกำหนดให้ได้รับเงินสมนาคุณรายเดือนแทนการได้รับ เบี้ยประชุมรายครั้ง โดยคณะกรรมการดังกล่าวจะต้องมีหน้าที่ความ รับผิดชอบสูง ปฏิบัติงานด้านการกำหนดนโยบายอันมีผลกระทบต่อเศรษฐกิจหรือสังคมของประเทศ โดยมีอัตราเงินสมนาคุณรายเดือนในช่วงระหว่าง 3,000 -20,000 บาทต่อเดือน

2.2 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทำหนังสือถึงกรมบัญชีกลางเพื่อขออนุมัติเงินค่าตอบ แทน คณะกรรมการกำกับฯ เป็นเงินสมนาคุณรายเดือนในอัตรา 20,000 บาทต่อเดือน ซึ่งเป็นอัตราเงินสมมนาคุณรายเดือนสูงสุดที่คณะกรรมการได้รับในปัจจุบัน และได้ขอหารือเพิ่มเติมเรื่องการเบิกจ่ายค่าใช้จ่ายอื่นของ คณะกรรมการกำกับฯ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2547 กรมบัญชีกลางมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เรื่องค่าตอบแทนคณะกรรมการกำกับฯ เห็นว่า ตามร่างพระราชกฤษฎีกาเบี้ยประชุมใหม่ กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้รับเบี้ยประชุมรายเดือนในอัตรา 6,000-7,500 บาท/เดือน ทั้งนี้ กรมบัญชีกลางจะนำเสนอข้อมูลของคณะกรรมการกำกับฯ ซึ่งได้รับแต่งตั้งโดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 9 แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ต่อคณะกรรมการซึ่งประกอบด้วยผู้แทนกรมบัญชีกลาง สำนักงบประมาณ และ สำนักงานคณะกรรมการข้าราชการพลเรือน เพื่อพิจารณาร่วมกันโดยให้คณะกรรมการกำกับฯ มีสิทธิได้รับเบี้ยประชุมเป็นรายเดือน

3. ในการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับฯ กระทรวงพลังงานไม่สามารถของบประมาณจากรัฐเพื่อเป็นค่าตอบแทนของกรรมการ กำกับฯ ในอัตรา 200,000 บาทต่อคนต่อเดือนได้ ซึ่งการสรรหาบุคคลผู้มีความสามารถ ประสบการณ์ รวมทั้งไม่ประกอบอาชีพอิสระอื่นใดที่มีส่วนได้ส่วนเสียหรือมีผลประโยชน์ขัด แย้งกับการปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งกรรมการกำกับฯ โดยให้ได้รับเบี้ยประชุมรายเดือนไม่เกิน 20,000 บาทต่อเดือนกระทำการได้ยาก อีกทั้งรัฐยังมีนโยบายในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าเป็นเรื่องสำคัญ จึงจำเป็นในการขอจัดสรรงบประมาณเพื่อให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วง เปลี่ยนผ่านดำเนินการได้ ก่อนที่จะมีพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้าเพื่อการกำกับดูแลในระยะยาว ต่อไป

4. กระทรวงพลังงานได้ประชุมหารือกับกระทรวงการคลัง เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2547 ซึ่งกระทรวงการคลังเห็นว่า คณะกรรมการใดซึ่งมีลักษณะการทำงานในรูปของคณะกรรมการจะต้องได้รับค่าตอบแทน เป็นเบี้ยประชุมตามพระราชกฤษฎีกาเบี้ยประชุมกรรมการฯ แต่หากคณะกรรมการไม่ต้องการได้รับค่าตอบแทนเป็นเบี้ยประชุมจะต้องขอมติคณะ รัฐมนตรีเพื่อกำหนดให้ได้รับค่าตอบแทนเป็นเงินสมนาคุณรายเดือน ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นว่าควรขอให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 เนื่องจากคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทน กรรมการกำกับฯ จากเงินงบประมาณของรัฐแล้ว แต่ในรายละเอียดไม่ได้ระบุให้ชัดเจนว่าให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนเป็นเงินสมนาคุณรายเดือนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 โดยเปลี่ยนถ้อยคำในรายละเอียดของมติให้ชัดเจน ดังนี้

จาก "เห็นชอบแนวทางการดำเนินการขออนุมัติค่าตอบแทนกรรมการจากเงินงบประมาณของรัฐ เพื่อการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยในปี 2547 ให้ขออนุมัติเงินจาก งบกลาง จำนวน 2,880,000 บาท (สองล้านแปดแสนแปดหมื่นบาทถ้วน) และสำหรับปี 2548 ให้พิจารณา ขออนุมัติเงินค่าตอบแทนกรรมการจากงบประมาณของรัฐจำนวน 17,280,000 บาท (สิบเจ็ดล้านสองแสน แปดหมื่นบาทถ้วน) โดยในรายละเอียด ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนในอัตรา 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่าตอบแทนสูงกว่ากรรมการฯ ทั่วไปร้อยละ 20 และกำหนดให้มีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง โดยจะต้องนำมติข้างต้นไปทำความตกลงกับกระทรวงการคลัง"

เป็น "ให้กรรมการกำกับฯ ได้รับค่าตอบแทนเป็นเงินสมนาคุณรายเดือนในอัตราวงเงินไม่เกิน 200,000 บาทต่อเดือน ประธานกรรมการจะได้รับค่าตอบแทนฯ สูงกว่ากรรมการฯ ทั่วไปร้อยละ 20 ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานซึ่งดำรงตำแหน่งเป็นกรรมการและ เลขานุการโดยตำแหน่งได้รับค่าตอบแทนเป็นเบี้ยประชุมรายครั้ง กำหนดให้มีการประชุมอย่างน้อยเดือนละ 1 ครั้ง ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงบประมาณรับไปพิจารณาจัดสรรงบประมาณเพื่อเป็นค่าใช้ จ่ายต่อไป"

2.เห็นควรให้มีการปรับปรุงร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่า ด้วยการสรรหาและการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าโดยตัดหมวดที่ 3 เรื่อง ค่าตอบแทน เนื่องจาก ระเบียบดังกล่าวเป็นระเบียบว่าด้วยการสรรหาและจัดตั้งคณะกรรมการกำกับฯ ไม่ควรระบุค่าตอบแทนของคณะกรรมการฯ และ ระเบียบดังกล่าวไม่มีผลในการขออนุมัติค่าตอบแทนของคณะกรรมการกำกับฯ แต่อย่างใด เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการดำเนินงานระหว่างการสรรหาคณะกรรมการกำกับฯ และการขออนุมัติค่าตอบแทน

3.เห็นควรให้มีการเร่งรัดการดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ ไฟฟ้าเพื่อให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้ามีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป

เรื่องที่ 7 ขอแก้ไขมติคณะรัฐมนตรี เรื่อง การปรับองค์กรในการป้องกัน และปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเรื่อง การปรับองค์กรในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ความว่า "...ให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไปใช้จ่ายในการป้องกันการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ให้กระทรวงการคลัง ประสานงานกับสำนักงบประมาณแผ่นดินในการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเป็นค่าใช้จ่าย ให้หน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง…" โดยมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวมีวัตถุประสงค์เพื่อโอนงานป้องกันและปราบปราม กระทำความผิดเกี่ยวกับน้ำมันเถื่อนไปให้กระทรวงการคลัง เนื่องจากเป็นงานที่ต้องดำเนินการอย่างต่อเนื่องจึงควรใช้งบประมาณแผ่นดิน ปัจจุบันกระทรวงการคลังได้รับไปดำเนินการเรียบร้อยแล้ว นอกจากนี้สาเหตุที่มติคณะรัฐมนตรีใช้คำว่า "ปิโตรเลียม" เนื่องจากการกระทำความผิดเกี่ยวกับการหนีภาษีหรือ "น้ำมันเถื่อน" เกิดขึ้น ทั้งกรณีน้ำมันเชื้อเพลิงและสารโซลเว้นท์จึงใช้คำรวมว่า "ปิโตรเลียม"

2. เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวไม่ได้ระบุชัดเจนว่าเป็นการห้ามนำเงินกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันการกระทำความผิดเกี่ยวกับการหนี ภาษีหรือน้ำมันเถื่อน แต่ระบุเป็นการป้องกันการกระทำความผิดที่ครอบคลุมเกี่ยวกับปิโตรเลียมทุก กรณี ทำให้ไม่สามารถใช้จ่ายเงินได้ ขณะเดียวกันกระทรวงพลังงานกำลังจะดำเนินการแก้ไขปัญหาการกระทำความผิดเกี่ยว กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ก๊าซหุงต้ม) ในด้านความปลอดภัย และในการบรรจุ จำหน่าย และซ่อมบำรุงถังก๊าซหุงต้มที่ประชาชนใช้ในครัวเรือน เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดอุบัติภัยหรืออัคคีภัย ในร้านค้าและบ้านเรือนของผู้ใช้ก๊าซหุงต้ม ซึ่งไม่สามารถดำเนินการขอใช้จ่ายเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้

3. กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอให้แก้ไขมติคณะรัฐมนตรีเรื่องดังกล่าว ดังนี้

"2.2 ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป ให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการ กระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ และรับไปดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่าย ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงาน ต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับน้ำมันเถื่อน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ ให้กระทรวงการคลังประสานงานกับสำนักงบประมาณจัดสรรงบประมาณตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป"

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอแก้ไขมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2544 เรื่องการปรับองค์กรในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับ ปิโตรเลียมตามข้อเสนอ ดังนี้

2."2.2 ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 เป็นต้นไป ให้กระทรวงการคลังเป็นหน่วยงานหลัก รับผิดชอบดูแลงานด้านการกำหนดนโยบายและมาตรการในการป้องกันและปราบปรามการ กระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมแทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ และรับไปดำเนินการจัดทำคำขอรับการจัดสรรงบประมาณแผ่นดินเพื่อเป็นค่าใช้จ่าย ในการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียมให้แก่หน่วยงาน ต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยให้ยุติการนำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบหนีภาษีของน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์น้ำมัน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2546 ทั้งนี้ ให้กระทรวงการคลังประสานงานกับสำนักงบประมาณจัดสรรงบประมาณตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป"