มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2549 (ครั้งที่ 108)
วันจันทร์ที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.00 น
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
2.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
3.การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
4.แนวทางปฏิบัติตามนโยบายเปิดเสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
5.การแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤศจิกายน 2549)
7.การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล รองผู้อำนวยการฯ รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ซึ่งปัจจุบันมี 2 โครงการ ได้จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้วได้แก่ โครงการน้ำเทิน - หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้เจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดร่างบันทึกเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 โดยใช้ MOU ของโครงการน้ำงึม 2 เป็นต้นแบบ ซึ่งร่าง MOU ของทั้งสองโครงการได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านแล้ว เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2549 และต่อมาเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2549 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน เสนอร่าง MOU การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการ น้ำงึม 3 เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบร่าง MOU ของทั้งสองโครงการก่อนลงนามร่วมกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการต่อไป
3. ลักษณะของโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 สรุปได้ดังนี้
3.1 โครงการน้ำเทิน 1 มีกำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) ปีละประมาณ 1,996 ล้านหน่วย เชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3โดยระบบ 500 กิโลโวลต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประมาณปี 2556 ซึ่งกลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Gamuda Berhad จำกัด, บมจ. ผลิตไฟฟ้า (EGCO) และรัฐบาล สปป. ลาว. ถือหุ้นร้อยละ 40,40 และ 20 ตามลำดับ
3.2 โครงการน้ำงึม 3 มีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ PE และ SE ปีละประมาณ 2,212 ล้านหน่วย เชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 โดยระบบ 230 กิโลโวลต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประมาณปี 2556 ซึ่งกลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย MDX Lao, บริษัท Marubeni จำกัด, บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง และรัฐบาล สปป. ลาว ถือหุ้นร้อยละ 27, 25, 25 และ 23 ตามลำดับ
4. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และ [ชื่อบริษัท] จำกัด ใน สปป. ลาว
4.2 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 523 [440]* เมกะวัตต์และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ PE เท่ากับ 1,692 [1,982]* ล้านหน่วย และ SE เท่ากับ 304 [230]* ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) จำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
4.3 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กล่าวคือ 1) Primary Energy (PE)Tariff ส่วนที่ 1 เท่ากับ 2.6700 Cents/หน่วย และส่วนที่ 2 เท่ากับ 1.0146 บาท/หน่วย 2) Secondary Energy (SE) Tariff เท่ากับ 1.2335 บาท/หน่วย 3) Excess Energy (EE) Tariff เท่ากับ 1.1307 บาท/หน่วย และ 4) Pre COD Energy Tariff เท่ากับ 1.5419 บาท/หน่วย
4.4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date:COD) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.5 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จากกลไกพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism: CDM) โครงการจะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว
4.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ ซึ่งแต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบ ค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.7 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้
- Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA
- Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 54 [53]* เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date(FCD) และ วัน SFCD
- Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 และ 60 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน FCD และ วัน SFCD
- หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.8 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกันกำหนดไว้ 1) วันลงนามสัญญาฯ จำนวน 7.6 [8.9]* Million USD 2) วัน Financial Close Date จำนวน 19.1 [22.4]* Million USD 3) วันที่ COD จำนวน 17.1 [20.0]* Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 14 ปี จำนวน 5.75 [6.7]* Million USD โดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับ และ ตีความตามกฎหมายไทย
(หมายเหตุ * : ค่าใน [ ] เป็นค่าของโครงการน้ำงึม 3)
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1และโครงการน้ำงึม 3
2.เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย นำร่างบันทึกความเข้าใจฯที่ได้รับความเห็นชอบแล้วในข้อ1 ไปลงนามร่วมกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติอนุมัติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดยเห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง รวมกำลังผลิต 2,800 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะต้องมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นตามแผน PDP 2004 หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. ขอความเห็นชอบต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบหมายให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน สำหรับราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และได้เห็นควรกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยจะให้การสนับสนุน 1) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และ 2) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
4. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. -และได้มีมติ-ดังนี้
4.1 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยให้การสนับสนุนเป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยให้การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง และมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวให้ส่งผ่าน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ทั้งนี้ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิงเป็นดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 |
4.2 เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิตรวม 81.7 เมกะวัตต์ โดยจำแนกเป็น พลังน้ำขนาดเล็ก 78.7 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 1 เมกะวัตต์ และกังหันลม 2 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน เพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ที่จะมีการเปิดประมูลแข่งขันในอนาคต ทั้งนี้ ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
5. ตามมติ กบง. ในข้อ 4 กำหนดให้คงสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตติดตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์ โดยให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนเอง กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตส่วนที่เหลืออีกประมาณ 59 เมกะวัตต์ ให้นำมานับรวมในมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตแยกตามประเภท เชื้อเพลิง ตามสัดส่วนที่ กฟผ. เสนอ และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กบง. จะส่งผลกระทบทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้นประมาณ 0.36 - 0.40 สตางค์ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตและขายเข้าระบบสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้า รูปแบบอื่นๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551
- เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ และเห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุน ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ทั้งนี้ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อย ละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
เรื่องที่ 3 การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศเกี่ยวกับข้อกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซล 3 ฉบับ ประกอบด้วย 1) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2547 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 มกราคม 2547 2) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2548 โดยมีผลบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548 และ 3) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2548 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548
2. เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายการบริหารประเทศด้านพลังงาน ในการส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด สนพ. ได้ดำเนินการศึกษาแนวทางการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ อนาคต ขณะที่ปัจจุบันคุณภาพอากาศของไทยพบว่า ปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กกว่า 10 ไมครอน (PM-10) จากการใช้น้ำมันดีเซลที่มีค่ากำมะถันสูง และปัญหาก๊าซโอโซนมีปริมาณสูงเกินมาตรฐานในหลายพื้นที่ โดยเฉพาะในเขตเมืองใหญ่ โดยมีสาเหตุหลักจากการเผาไหม้น้ำมันเชื้อเพลิง นอกจากนี้ในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2549 พบว่าสัดส่วนการใช้น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีปริมาณถึงร้อยละ 60 ของการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทั้งหมด และปริมาณรถยนต์ที่จดทะเบียนทั่วประเทศในปี 2547 ได้เพิ่มขึ้นจากจำนวน 20.624 ล้านคัน เป็น 25.266 ล้านคัน ในปี 2548 หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 22.50 ขณะเดียวกันในกลุ่มสหภาพ ยุโรปได้มีการปรับปรุงมาตรฐานการปล่อยไอเสียรถยนต์ และมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง โดยได้บังคับใช้มาตรฐาน EURO 4 ในปี 2548 ซึ่งกำหนดปริมาณกำมะถันในน้ำมันเบนซินและดีเซลไว้ไม่สูงกว่า 50 ppm
3. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมผู้ประกอบการอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน ผู้ผลิตรถยนต์ และหน่วยราชการที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 เพื่อพิจารณามาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต โดยมีข้อเสนอการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตามแนวทางมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิง EURO 4 โดยปรับปรุงจากมาตรฐานคุณภาพน้ำมันที่บังคับใช้อยู่ในปัจจุบัน เฉพาะข้อกำหนดดังต่อไปนี้
3.1.1 น้ำมันเบนซิน/แก๊สโซฮอล์
ข้อกำหนด | หน่วย | อัตราสูงต่ำ | ประกาศฉบับปัจจุบัน | ประกาศอนาคต |
โอเลฟีน | ร้อยละโดยปริมาตร | ไม่สูงกว่า | (ไม่ได้กำหนด) | 18 |
ตะกั่ว | กรัม/ลิตร | ไม่สูงกว่า | 0.013 | 0.005 |
กำมะถัน | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | 0.05 | 0.005 |
เบนซีน | ร้อยละโดยปริมาตร | ไม่สูงกว่า | 3.5 | 1.0 |
3.1.2 น้ำมันดีเซล
ข้อกำหนด | หน่วย | อัตราสูงต่ำ | ประกาศฉบับปัจจุบัน | ประกาศอนาคต |
Polycyclic Aromatic Hydrocarbon (PAH) | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | (ไม่ได้กำหนด) | 11 |
กำมะถัน | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | 0.035 | 0.005 |
จำนวนซีเทน/ดัชนีซีเทน | - | ไม่ต่ำกว่า | 47 | 50 |
3.2 การปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต ประมาณการเบื้องต้นว่าจะต้องใช้เงินลงทุนประมาณ 50,000 ล้านบาท เพื่อปรับลดปริมาณกำมะถันลงไปที่ระดับ 50 ppm และใช้เพิ่มอีก 30,000 ล้านบาท เพื่อลดปริมาณกำมะถันลงไปที่ 10 ppm ซึ่งจะต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการปรับปรุงโรงกลั่นน้ำมันอย่างน้อย 5 ปี จึงควรกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้ มาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
3.3 ที่ประชุมได้มีข้อสังเกตว่าการลงทุนปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ภาครัฐควรมีการดำเนินการอย่างเข้มงวดในการควบคุมการปล่อยมลพิษของรถยนต์ใช้ งาน และควรพิจารณาให้สิทธิประโยชน์ ทั้งด้านการสนับสนุนเงินลงทุน การลดหย่อนภาษี และมาตรการจูงใจในด้านอื่นๆ แก่ผู้ประกอบการที่สามารถดำเนินการตามนโยบายของรัฐได้ก่อนระยะเวลาที่กำหนด ตลอดจนควรพิจารณาให้ปรับปริมาณสารอะโรมาติกในน้ำมันแก๊สโซฮอล์ เป็นร้อยละ 39 เพื่อให้กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นมีความคล่องตัวในการจัดหาองค์ประกอบ ส่วนการปรับลดกำมะถันในน้ำมันเชื้อเพลิงไปที่ระดับ 10 ppm ควรเป็นความสมัครใจ โดยรัฐบาลอาจใช้มาตรการเสริมเพื่อสร้างแรงจูงใจ และให้กลไกด้านการตลาดเป็นตัวขับเคลื่อน
4. การปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว จะช่วยลดผลกระทบทั้งทางด้านมลพิษ และทางด้านสุขภาพอนามัย และทำให้สามารถใช้อุปกรณ์กำจัดมลพิษที่เป็น Advance Technology ในรถใหม่ได้อย่างมีประสิทธิภาพ นอกจากนี้การปรับลดกำมะถันในน้ำมันจะช่วยลดการเสื่อมและยืดอายุการใช้งานของ เครื่องยนต์ ตลอดจนอุปกรณ์ลดมลพิษต่างๆ ส่งผลให้ประหยัดค่าใช้จ่ายในการดูแลบำรุงรักษาหรือเปลี่ยนเครื่องยนต์และ อุปกรณ์ลดมลพิษด้วย แต่ทั้งนี้ประเทศไทยอาจจะต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมากในการปรับปรุงโรงกลั่น น้ำมัน และพัฒนารถยนต์ ซึ่งจากการประมาณการเบื้องต้นคาดว่ากลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นฯ จะมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รวมประมาณถึง 50,960 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม เมื่อเปรียบเทียบกับผลประโยชน์ทางด้านสิ่งแวดล้อมและสุขอนามัยของประชาชน จะเห็นว่าการลงทุนดังกล่าวมีความจำเป็นและคุ้มค่า
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในอนาคต ตามแนวทางของมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิง EURO 4 โดยการปรับปรุงจากมาตรฐานคุณภาพน้ำมันที่มีบังคับใช้อยู่ในปัจจุบันเฉพาะข้อ กำหนด ดังรายละเอียดในข้อ 3.1.1 และข้อ 3.1.2
2.เห็นชอบให้กำหนดระยะเวลาในการบังคับใช้มาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบยุทธศาสตร์การส่งเสริมน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ โดยกำหนดให้มีการใช้เอทานอลวันละ 1 ล้านลิตร ในปี 2549 และเพิ่มเป็น 3 ล้านลิตร ในปี 2554 เพื่อทดแทนสาร MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และเห็นชอบให้ตั้งคณะทำงานร่วมระหว่างกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เพื่อกำหนดมาตรการส่งเสริมการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล และสนับสนุนแผนการจัดการด้านวัตถุดิบ ตลอดจนรูปแบบการนำไปสู่ การปฏิบัติที่ชัดเจน
2. เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ (กชช.) และได้มีระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการยกเลิก "ระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วย คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ พ.ศ.2545" ลงวันที่ 26 พฤษภาคม 2548 โดย กชช. มีอำนาจครอบคลุมภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เมื่อผู้ประกอบการได้รับใบอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อ ใช้เป็นเชื้อเพลิงจาก กชช. แล้ว ผู้ประกอบการต้องยื่นเรื่องต่อกรมโรงงานอุตสาหกรรม กรมสรรพสามิต สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามกฎหมายต่อไป
3. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติให้เปิดเสรีในการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่าย เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงได้ตามเป้าหมายที่กำหนดและสอดคล้องกับนโยบาย ของกระทรวงพลังงาน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2549 กชช. ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงการคลังร่วมกันพิจารณายกเลิกข้อกำหนดที่เป็นอุปสรรคต่อการเปิด เสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
4. กระทรวงพลังงานได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหารือเพื่อพิจารณายกเลิกข้อ กำหนดที่เป็นอุปสรรคต่อการเปิดเสรีฯ และพิจารณาแนวทางดำเนินการเพื่อส่งเสริมและสนับสนุนตามนโยบายการเปิดเสรีรวม 3 ครั้ง ซึ่งปรากฏว่ามีประกาศและข้อกำหนดที่อาจเป็นอุปสรรคต่อการเปิดเสรีการตั้งโรง งานเอทานอลฯ คือ 1) ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง วิธีการบริหารงานสุราฯ พ.ศ. 2543 ในส่วนที่ 3 การทำและขายส่งสุราสามทับ (แอลกอฮอล์) ข้อ 11 ไม่อนุญาตให้โรงงานสุรากลั่นแห่งอื่นทำสุราสามทับ (เอทานอล) ออกขายภายในประเทศ 2) เงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดย กชช. ทั้งหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการขออนุญาตจัดตั้งโรงงาน ดังนั้นเพื่อให้ไม่มีอุปสรรคในนโยบายเปิดเสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้
4.1 ให้กระทรวงการคลังจัดทำประกาศ เรื่อง การจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงแทนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง วิธีการบริหารงานสุรา พ.ศ. 2543 สำหรับการ ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรี ทั้งนี้ให้กระทรวง การคลังร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการและจัดทำประกาศดังกล่าวให้ แล้วเสร็จโดยเร็ว
4.2 ยกเลิกเงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดย กชช. และให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตั้ง โรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากคณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติหรือจาก กชช. ใดที่มีความประสงค์จะปรับเปลี่ยนแก้ไขสาระสำคัญโครงการ รวมทั้งผู้ที่มีความประสงค์จะจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในประเทศ และ/หรือผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออก ให้ดำเนินการขออนุญาตจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ประกาศ ระเบียบของหน่วยราชการที่เกี่ยวข้องทุกประการ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กระทรวงการคลังจัดทำประกาศเรื่อง การจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงแทนการบังคับใช้ ประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง วิธีการบริหารงานสุรา พ.ศ. 2543 สำหรับการตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อให้สอดคล้องกับ นโยบายการเปิดเสรี ทั้งนี้ให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการและจัดทำประกาศดังกล่าวให้ แล้วเสร็จโดยเร็ว
2.เห็นควรยกเลิกเงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดยคณะกรรมการพัฒนา และส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงจากคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ หรือจากคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพใดที่มีความประสงค์จะ ปรับเปลี่ยนแก้ไขสาระสำคัญโครงการ รวมทั้งผู้ที่มีความประสงค์จะจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงภายในประเทศและ/หรือผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงเพื่อการส่งออกให้ดำเนินการขออนุญาตจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง พิจารณาดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ประกาศ ระเบียบของหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องทุกประการ
เรื่องที่ 5 การแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. องค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) เป็นองค์การระหว่างประเทศที่ก่อตั้งขึ้น เพื่อสนับสนุนให้เกิดการศึกษาเกี่ยวกับการจัดหาแหล่งพลังงาน การผลิตและการใช้พลังงานให้มีความสัมพันธ์กับการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ ตลอดจนการอนุรักษ์พลังงาน และส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างยั่งยืน เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดแก่ทุกประเทศทั่วโลก ซึ่งการเข้าร่วมเป็นสมาชิกจะต้องจัดตั้งในรูปของคณะกรรมการสมาชิกของประเทศ (Country Member Committee) เท่านั้น
2. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 ในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (Thailand National Committee - World Energy Council) โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นเลขานุการฯ ต่อมา เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2538 คณะรัฐมนตรีได้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทยขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร. บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานฯ และ พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการฯ ทั้งนี้ การดำเนินงานที่ผ่านมา ประเทศไทยได้จัดส่งผู้แทนเข้าร่วมในการประชุมและกิจกรรมขององค์การอย่างต่อ เนื่องทุกปี เพื่อติดตามความก้าวหน้าทางวิชาการ โดยมุ่งเน้นด้านเทคโนโลยีและความสำเร็จของการจัดการด้านพลังงาน ตลอดจนการแลกเปลี่ยนความรู้ ประสบการณ์ด้านพลังงานกับประเทศต่างๆ
3. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทบทวนคณะกรรมการที่คณะรัฐมนตรีแต่ง ตั้งไว้ ซึ่งจะสิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ ในวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานจึงได้ทำหนังสือแจ้ง สลค. ขอยกเลิกคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย แต่เนื่องจากองค์การพลังงานโลกของประเทศไทยยังมีความจำเป็นจะต้องคงอยู่ เพื่อทำหน้าที่ประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกต่อไป จึงเห็นควรให้คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยมาอยู่ภายใต้คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยปรับให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ที่สอดคล้องกับนโยบายการพัฒนาพลังงาน ในปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ตามการปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ใหม่
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤศจิกายน 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ระดับ 56.72 และ 59.42 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 0.29 และ 0.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวโอเปคจะลดกำลังการผลิตลงอีก 0.3 - 0.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ประกอบกับสถานการณ์ความรุนแรงในประเทศไนจีเรียที่ยืดเยื้อและทวีความรุนแรง มากขึ้น
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 62.89 และ 62.14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 1.06 และ 0.93 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก Energy Information Administration (EIA) รายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐฯ ลดลงอยู่ที่ระดับ 204 ล้านบาร์เรล ขณะที่ความต้องการซื้อน้ำมันเบนซินในภูมิภาคยังมีอย่างต่อเนื่อง สำหรับราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 69.55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลง 1.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากโรงกลั่นของเกาหลีใต้ จะเพิ่มการส่งออกน้ำมันเครื่องบินในเดือนธันวาคม 2549
3. ราคาน้ำมันขายปลีกเดือนพฤศจิกายน ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร และปรับขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร ขณะที่ปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 อยู่ที่ระดับ 25.69 , 24.89 และ 23.84 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (ณ วันที่ 27 พ.ย. 2549) มีเงินสดสุทธิ 8,439 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 53,758 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 22,759 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,617 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคา LPG 11,680 ล้านบาท และดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 102 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 45,319 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงมหาดไทย ได้เชิญผู้แทน กฟภ. เข้าร่วมการประชุมเพื่อกำหนดแนวทางในการแก้ไขปัญหาและการช่วยเหลือผู้ประสบ อุทกภัย เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 และมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย ต่อมา กฟภ. ได้เสนอเรื่อง การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย ต่อ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 และที่ประชุมได้มีมติ ดังนี้
1.1 เห็นชอบในหลักการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัย รายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใดใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 100 บาท/เดือน จะไม่สามารถนำส่วนลดค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปได้
1.2 เห็นชอบแนวทางการแบ่งรับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยให้ (1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ (2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง
1.3 มอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. จัดทำประมาณการภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับ ผู้ประสบอุทกภัย โดยพิจารณาถึงปริมาณการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาด เล็กที่ประสบอุทกภัยร่วมด้วย และจัดส่งให้ สนพ. เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. การประมาณการภาระส่วนลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย ในช่วงเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 พบว่าพื้นที่ประสบอุทกภัยทั้งประเทศจำนวน 47 จังหวัด มีจำนวน ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ประสบอุทกภัยประมาณ 1.22 ล้านราย คิดเป็นภาระส่วนลดค่ากระแสไฟฟ้ารวมประมาณ 531 ล้านบาท จำแนกเป็นการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. และ กฟภ. จำนวนประมาณ 50 และ 481 ล้านบาท ตามลำดับ โดยที่ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. รับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าเป็นจำนวน 265 25 และ 241 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
- กพช. ครั้งที่ 108 - วันจันทร์ที่ 4 ธันวาคม 2549 (1851 Downloads)