มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2551 (ครั้งที่ 120)
วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม พ.ศ. 2551 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน

1.การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน

2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)

นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม

เรื่องที่ 1 การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป โดยตามความในบทเฉพาะกาล มาตรา 142 และ 143 ของพระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดว่า ในวาระเริ่มแรกให้ดำเนินการคัดเลือกคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการฯ ) ให้แล้วเสร็จภายใน 120 วัน นับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการไปพลางก่อนจนกว่าพระมหากษัตริย์ทรงแต่งตั้งคณะ กรรมการตามพระราชบัญญัตินี้ และให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ. สนพ.) ปฏิบัติหน้าที่ของเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (เลขาธิการ) และให้ สนพ. ปฏิบัติหน้าที่ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน) จนกว่าจะได้มีการแต่งตั้งเลขาธิการและจัดตั้งสำนักงานตามพระราชบัญญัตินี้

2. การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน

2.1 ในวาระเริ่มแรกซึ่งยังไม่มีคณะกรรมการฯ ตามความในมาตรา 154 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ประกอบกิจการอยู่ก่อนวันที่พระราช บัญญัติฯ ใช้บังคับ และเข้าข่ายเป็นผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ต้องขออนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ นอกจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และหน่วยงานของรัฐแห่งอื่น ประกอบกิจการต่อไปได้

ทั้งนี้ การประกอบกิจการพลังงานของผู้ประกอบกิจการพลังงานจะต้องปฏิบัติตามการอนุญาต ใดๆ ที่ได้ให้ไว้ตามประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58 (ปว. 58) ลงวันที่ 26 มกราคม 2515 กฎหมาย ว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กฎหมาย ว่าด้วยโรงงาน หรือกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการพลังงาน จนกว่าจะได้รับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัตินี้

2.2 เมื่อมีการแต่งตั้งคณะกรรมการฯ แล้ว ในบทบัญญัติกฎหมายได้กำหนดให้ดำเนินการ ดังนี้

2.2.1 ตามความในมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้คณะกรรมการประกาศกำหนดประเภท อายุใบอนุญาต ให้สอดคล้องกับขนาดและลักษณะของกิจการพลังงานประเภทต่างๆ โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ สังคม และการลงทุน รวมถึงลักษณะการแข่งขันของกิจการแต่ละประเภท และอาจกำหนดเงื่อนไขเป็นการเฉพาะรายด้วยก็ได้ ทั้งนี้ การกำหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตให้ตราเป็นพระราช กฤษฎีกา

2.2.2 ตามความในมาตรา 48 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้การปลูกสร้างอาคาร หรือการตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงานต้องปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยโรง งาน กฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร กฎหมายว่าด้วยการผังเมือง หรือกฎหมายว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ให้การอนุญาตตามกฎหมายว่าด้วยการนั้นเป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ ตามพระราชบัญญัติฯ โดยคณะกรรมการฯ ต้องขอความเห็นจากหน่วยงานที่มีอำนาจตามกฎหมายต่างๆ ดังกล่าว และหน่วยงานดังกล่าวต้องแจ้งความเห็นพร้อมทั้งจำนวนค่าธรรมเนียมที่เรียก เก็บตามกฎหมายนั้นๆ ให้คณะกรรมการฯ ทราบด้วย

2.2.3 ตามความในมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ คณะกรรมการฯ จะกำหนดคุณสมบัติของผู้รับใบอนุญาต หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาต รวมทั้งอัตราค่าธรรมเนียมใบอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมการประกอบกิจการ พลังงาน โดยออกประกาศระเบียบคณะกรรมการ

2.3 ผู้ประกอบการตามข้อ 2.1 ต้องมายื่นคำขอรับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ ภายใน 60 วัน นับแต่วันที่ระเบียบคณะกรรมการตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ โดยในการออกใบอนุญาตดังกล่าว ให้คณะกรรมการฯ คำนึงถึงสิทธิและข้อผูกพันที่มีอยู่เดิม ประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานที่ได้รับบริการอยู่เดิม รวมทั้งการพัฒนาเพื่อให้มีการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพด้วย

2.4 ก่อนพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าจะดำเนินการตาม ปว. 58 โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าจะต้องดำเนินการ ดังนี้

2.4.1 ช่วงก่อนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้ง เกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลัง การผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า จากกรมธุรกิจพลังงาน โดยยื่นเอกสารคำขอที่พลังงานจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ ทั้งนี้ ในการพิจารณาให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ผู้ประกอบการจะต้องได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) หรือการอนุญาตอื่นตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม แห่งชาติแล้ว

2.4.2 ผู้ประกอบการที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ดำเนินการขอใบอนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นๆ ตามที่กฎหมายกำหนด ได้แก่ ใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุม จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน จากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ใบอนุญาตก่อสร้างอาคาร ที่จะต้องขอจากหน่วยงานในระดับท้องถิ่น เป็นต้น โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามนโยบายการส่ง เสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะต้องมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าด้วย

2.4.3 หลังการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและดำเนินการขอใบอนุญาตอื่นๆ ครบถ้วนแล้ว ก่อนจะจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า หรือจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียง จะต้องขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน

2.5 การให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว. พน.) เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต สำหรับการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต

2.6 เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้แล้ว การให้สัมปทานหรืออนุญาตตาม ปว. 58 สิ้นสุดการบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เนื่องจากตามความในข้อ 6 ของประกาศดังกล่าว กำหนดว่า "ในกรณีที่มีกฎหมายเฉพาะว่าด้วยกิจการตามที่ระบุไว้ในประกาศ การประกอบกิจการดังกล่าวให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยกิจการนั้น"

3. การยื่นคำขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่าน สามารถแบ่งออกเป็น (1) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 ก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 24 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาต ขอรับสัมปทาน ขอขยายเขตสัมปทาน ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขอต่ออายุใบอนุญาต และขอเพิ่มกำลังการผลิต โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 7 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 17 ราย และ (2) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 หลังวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 6 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาตและขอรับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 5 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 1 ราย

นอกจากนี้ ยังมีผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว แต่ยังไม่ได้ยื่นคำขอ ซึ่งมีความจำเป็นต้องยื่นคำขอตามเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้าในระหว่าง นี้ไปจนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ ได้แก่ ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขออนุญาตเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้า ขอขยายพื้นที่ประกอบกิจการ ขอให้ตรวจสอบความเที่ยงตรงของมาตรวัดพลังงานไฟฟ้า ขอต่ออายุสัมปทานหรือใบอนุญาต เป็นต้น

4. เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว สามารถดำเนินการขอใบอนุญาตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนดในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า และให้การออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า สามารถดำเนินการต่อไปได้ โดยไม่หยุดชะงัก ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้

4.1 คำขออนุญาตส่วนใหญ่ได้ผ่านการพิจารณาของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและมีเอกสาร แนบครบถ้วนพร้อมที่จะออกใบอนุญาตได้ จึงควรออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เป็นการชั่วคราว เพื่อใช้ในการพิจารณาออกใบอนุญาตให้แก่ผู้ยื่น คำขอในกลุ่มนี้เป็นการเฉพาะ โดยนำหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตาม ปว. 58 มาใช้บังคับในการอนุญาตโดยอนุโลม จนกว่าคณะกรรมการฯ จะเปลี่ยนแปลง และกำหนดอายุใบอนุญาตไว้เพียง 1 ปี

4.2 นอกจากผู้ยื่นคำขอตามข้อ 4.1 แล้ว อาจมีคำขอที่จำเป็นเพิ่มเติมในระหว่างนี้จนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรให้ใช้ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... เป็นการชั่วคราว เช่นเดียวกับผู้ยื่นคำขอในข้อ 4.1 ด้วย

4.3 อาศัยความตามมาตรา 47 และ 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรยกร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....

ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินงานตามระเบียบดังกล่าว สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบอำนาจให้ รมว. พน. เป็นผู้มีอำนาจลงนามการออกใบอนุญาตตามระเบียบ ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ในส่วนของการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้ออกใบอนุญาต ซึ่งเป็นการดำเนินการตามแนวทางปฏิบัติของการให้อนุญาตตาม ปว. 58 ที่เป็นอยู่เดิม โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ

4.4 ก่อนการออกระเบียบในข้อ 4.3 เห็นควรให้ความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์

4.5 การกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมการออกใบอนุญาตให้ใช้อัตราตามประกาศ ปว. 58 ไปก่อน โดยให้ สนพ. เป็นผู้จัดเก็บค่าธรรมเนียม ทั้งนี้ ค่าธรรมเนียมที่เรียกเก็บให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงาน ตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าระเบียบด้านการเงินของสำนักงานในการใช้จ่ายเงินรายได้และทรัพย์สินตาม มาตรา 40 และมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ

5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา ดังนี้

5.1 ขอความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์

5.2 อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้

5.2.1 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....

5.2.2 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ

5.3 เห็นควรมอบหมายให้ ผอ. สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้

5.3.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ

5.3.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติฯ

5.4 ขอความเห็นชอบการออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เพื่อใช้กับผู้ขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่านในข้อ 3 จนกว่าคณะกรรมการฯ จะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก

5.5 ขอความเห็นชอบให้เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแนวทางการจัดเก็บค่า ธรรมเนียม โดยให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงานตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าแผนการดำเนินงาน งบประมาณรายจ่าย รวมทั้งแผนการกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปยกร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 สำหรับประเภทกิจการไฟฟ้า เพื่อใช้ในการให้สัมปทาน/ใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นการชั่วคราวไป ก่อน โดยให้กำหนดในลักษณะเดียวกับประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58

2.เห็นชอบในหลักการร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ เพื่อใช้เป็นการชั่วคราวสำหรับผู้ประกอบการที่ยื่นเรื่องขออนุญาตตามประกาศ คณะปฏิวัติฉบับที่ 58 ไว้ก่อนวันที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มีผลใช้บังคับ และผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตให้ประกอบกิจการไฟฟ้า ตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58 แล้วแต่ยังไม่ได้รับใบอนุญาตการจำหน่ายไฟฟ้า จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก

3.เห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์

4.มอบหมายให้เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจร่างประกาศคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ก่อนการเสนอเพื่อลงนามให้มีผลบังคับใช้ตามกฎหมายต่อไป

5.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้

5.1 ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1

5.2 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....ตามข้อ 2

5.3 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน

6.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ ผอ.สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้

6.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน

6.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน

มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบ แผนการดำเนินงานฯในวาระเริ่มแรก เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ ซึ่งรวมถึงงบประมาณรายจ่าย ประมาณการรายได้ และแผนกำหนดอัตราค่าธรรมเนียม

เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 85.58 และ 91.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.29 และ 1.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวรัฐมนตรีพลังงานของประเทศ Algeria คาดว่ากลุ่มโอเปคอาจทบทวนการปรับเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในการประชุม ครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 หากมีความต้องการใช้น้ำมันที่เพิ่มขึ้นและค่าเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ 1.438 เหรียญสหรัฐฯต่อยูโร และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 90.37 และ 95.49 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากภาวะอุปทานน้ำมันตึงตัวหลังปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันที่ยังคงเกิดขึ้น อย่างต่อเนื่อง รวมทั้งกลุ่มโอเปคยังไม่พิจารณาเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมัน

2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 98.38, 97.09 และ 105.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.91, 1.85 และ 1.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากข่าวอินโดนีเซียผู้ซื้อหลักของภูมิภาคจะลดการนำเข้า น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลในเดือนมกราคม 2551 เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศเสร็จสิ้นจากการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.17, 102.91 และ 106.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และโรงกลั่น Formosa ของไต้หวันจะปิดซ่อมบำรุงในเดือนมีนาคม 2551 นอกจากนี้ จีนวางแผนนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนมกราคม 2551 คิดเป็นปริมาณสูงถึง 700,000 ตัน

3. เดือนธันวาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลลดลง 1 ครั้ง0.40 บาทต่อลิตร และในช่วงวันที่ 1-11 มกราคม 2551 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง ๆ ละ 0.40 บาทต่อลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 14 มกราคม 2551 อยู่ที่ระดับ 33.69, 32.39, 29.69, 28.89, 29.74 และ 28.74 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

4. แนวโน้มราคาน้ำมันในช่วงครึ่งหลังของเดือนมกราคม 2551 คาดว่ายังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวขึ้นลงอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 83 - 88 และ 87 - 92เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ในระยะสั้นปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลง ได้แก่ ความกังวลเกี่ยวกับเศรษฐกิจของสหรัฐฯ ที่อาจถดถอยลงเนื่องจากปัญหา Sub-Prime ที่จะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมัน การเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 92 - 97 และ 100 - 105 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย

5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก เดื่อนมกราคม 2551 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 2 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
มาอยู่ที่ระดับ 872 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.8905 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.2950 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 40.28 ล้านบาทต่อเดือน แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2551 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 840 - 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน

6. การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนธันวาคม 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.66 ล้านลิตรต่อวัน และช่วงวันที่ 1 - 15 มกราคม 2551 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลจำนวน 7.04 ล้านลิตรต่อวัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,745 แห่ง เดือนธันวาคม 2550 การผลิตเอทานอลมีปริมาณ 1.03 ล้านลิตรต่อวัน จากผู้ประกอบการที่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง 7 ราย โดยราคา เอทานอลแปลงสภาพไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ลิตรละ 17.28 บาท นอกจากนั้นกระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลังส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ ที่สามารถใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 โดยบางจาก และ ปตท. เริ่มการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 โดย ณ ปัจจุบัน มีสถานีบริการรวม 15 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี10 และ อี20 อยู่ที่ 29.69 และ 27.69 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 4.00 และ 6.00 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนธันวาคม 2550 มีกำลังการผลิตรวม 2.185 ล้านลิตรต่อวัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 และเดือนมกราคม 2551 อยู่ที่ 36.32 และ 38.26 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนธันวาคม 2550 มีจำนวน 3.83 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 191,500 ลิตรต่อวัน และเดือนมกราคม 2551 จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 211,000 ลิตรต่อวัน ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.74 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาทต่อลิตร

8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 มกราคม 2551 มีเงินสดสุทธิ 11,885 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,107 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 919 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 1,178 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 10/2550 (ครั้งที่ 119)
วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์

2.ร่างกฎ กระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. ....

3.การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

4.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ

5.การกำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550

นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม

เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ

2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ภายใต้นโยบายและหลักการที่ ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการหงสาลิกไนต์ในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้มีการลงนามแล้ว

ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์แล้ว

3. โครงการหงสาลิกไนต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับไทย ในขณะที่โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ผ่านมาเป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำทั้งหมด ดังนั้น เงื่อนไขด้านเทคนิคและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการนี้จึงมีความแตกต่าง จากโครงการที่ผ่านมา สรุปรายละเอียดโครงการได้ ดังนี้

3.1 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ :

(1) โรงไฟฟ้า ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 40%) ราชบุรี (ถือหุ้น 40%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)

(2) เหมือง ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 37.5%) ราชบุรี (ถือหุ้น 37.5%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 25%)

3.2 กำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด 1,878 (3 X 626) เมกะวัตต์ กำลังผลิตสุทธิ 1,653 (3 X 551) เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย ณ ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์

3.3 ระบบส่ง จะมีการก่อสร้างสายส่งขนาด 500 กิโลโวลต์ เพื่อไปรับซื้อไฟฟ้าจาก สฟ. แม่เมาะ ไปถึงชายแดน จ. น่าน เป็นระยะทางประมาณ 245 กิโลเมตร

3.4 กำหนดแล้วเสร็จสายส่งในฝั่งไทย คือ วันที่ 1 กันยายน 2555

3.5 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) : Unit 1 : 1 มีนาคม 2556; Unit 2 : 1 สิงหาคม 2556 และ Unit 3 : 1 ธันวาคม 2556

4. สาระสำคัญของร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์

ร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์ มีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้ผ่านการพิจารณาโดยสำนักงานอัยการสูงสุดและมีการลงนามแล้ว โดย MOU โครงการนี้จะมีความแตกต่างเฉพาะอัตราค่าไฟฟ้าและข้อมูลเทคนิคของโรงไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้

4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด

4.2 โครงการหงสาลิกไนต์เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป.ลาว

4.3 บริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ

4.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว (or Standing Committee of National Assembly) เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

4.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้

-กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม

-บริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม

-MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบตามที่ระบุข้างต้น

4.6 โครงการมีกำลังผลิตสุทธิที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ โดยขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย 1,473 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การที่จะขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว จะต้องมีระบบป้องกันที่จะไม่กระทบอีกฝ่ายหนึ่ง

4.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) สรุปได้ดังนี้

-Availability Payment (AP) = 1.225 บาท/หน่วย

-Energy Payment (EP) = 0.825 บาท/หน่วย

-รวม AP + EP = 2.050 บาท/หน่วย

-Pre COD Energy Tariff = 0.6125+EP บาท/หน่วย

-Test Energy Tariff (ก่อนและหลัง COD) = 0.800 บาท/หน่วย

4.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) ของเครื่องที่จำหน่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง

4.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำเทิน 1 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ยกเว้นการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและด้านเทคนิคจะมีการปรับใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โรงไฟฟ้าพลังความร้อนตามที่เป็นเอกสารส่วนหนึ่งของประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบ ใหม่ของไทยในปี 2550

4.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน

1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป

3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้

4.11 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU

4.12 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้

-Scheduled Financial Close Date (SFCD) : 31 ธันวาคม 2551

-Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 44 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD

-Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง

-Unit 1: 50 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD

-Unit 2: 55 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD

-Unit 3 : 59 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD

-หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน

4.13 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน

-วันลงนามสัญญาฯ : 21 Million USD

-วัน Financial Close Date : 53 Million USD

-วัน COD : 47 Million USD

-วันครบรอบ COD 13 ปี : 16 Million USD

4.14 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ใช้ร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป

2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสา ลิกไนต์ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้ อย่างเหมาะสมได้ เนื่องจากโครงการหงสาลิกไนต์เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ตั้งอยู่ใน ต่างประเทศ แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

เรื่องที่ 2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. ....

สรุปสาระสำคัญ

1. เดิมพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มีการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมันเท่านั้น สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติได้กำกับดูแลตามประกาศของคณะ ปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม พ.ศ. 2514 และตามพระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 ต่อมาได้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 โดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อให้น้ำมันมีความหมายรวมถึงก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ

2. กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546 แก้ไขเพิ่มเติมโดยกฎกระทรวงฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2547 ได้กำหนดการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมัน ดังนั้นเมื่อมีการเพิ่มเติมให้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ มาอยู่ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จึงจำเป็นต้องมีการปรับปรุงแก้ไขกฎกระทรวงดังกล่าว เพื่อให้สามารถกำกับดูแลครอบคลุมทั้งก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติด้วย

3. กรมธุรกิจพลังงาน ได้ยกร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับ การแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... เพื่อให้ครอบคลุมทั้งน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกฎกระทรวงดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาเห็นชอบจากคณะกรรมการควบคุมน้ำมัน เชื้อเพลิง และคณะกรรมการพัฒนากฎหมายกระทรวงพลังงานแล้วเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2550 และ 12 ธันวาคม 2550 ตามลำดับ

4. กฎกระทรวง มีสาระสำคัญ โดยสรุปได้ดังนี้ 1) กำหนดลักษณะของภาชนะบรรจุและลักษณะของสถานประกอบกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ 2) กำหนดประเภทและลักษณะกิจการควบคุมของสถานประกอบกิจการ แบ่งเป็น 3 ประเภท โดยกิจการควบคุมประเภทที่ 1 เป็นกิจการที่สามารถประกอบกิจการได้ทันที มี 2 กิจการ กิจการควบคุมประเภทที่ 2 เป็นกิจการที่เมื่อจะประกอบกิจการต้องแจ้งให้พนักงานเจ้าหน้าที่ทราบก่อน มี 7 กิจการ และกิจการควบคุมประเภทที่ 3 เป็นกิจการที่ต้องได้รับอนุญาตจากผู้อนุญาตก่อน จึงจะประกอบกิจการได้ มี 23 กิจการ 3) กำหนดหลักเกณฑ์วิธีการแจ้งและการอนุญาตให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) กำหนดอัตราค่าธรรมเนียม สำหรับกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งกำหนดบทเฉพาะกาล เพื่อรองรับกิจการก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติที่ประกอบกิจการก่อนกฎกระทรวงมีผลใช้บังคับให้สามารถประกอบ กิจการ ต่อไปได้

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ตามข้อ 4

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป

เรื่องที่ 3 การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังการใช้หนี้หมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้แก่กองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียงพอแล้ว ก็ให้ เพิ่มการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศ กพช. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯและนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติ กพช. โดยให้กระทำในวันเดียวกันต่อไป

2. ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติดังนี้ (1) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.07 บาท/ลิตร เป็น 0.25 บาท/ลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง 0.18 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค 50 (2) ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน

3. กบง. เมื่อวันที่ 3 ธ.ค. 50 ได้มีมติเห็นชอบปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. ดังนี้ (1) ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลง 0.1800, 0.1870, 0.1800 และ 0.1835 บาท/ลิตร ตามลำดับ (2)ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.50 บาท/ลิตร เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เป็นศูนย์ โดยมอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณากำหนดช่วงเวลาที่เหมาะสมในการดำเนินการ (3) ให้ปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลงอีก 0.20 บาท/ลิตร เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การปรับลดอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ (1) - (3) จะกระทำในวันเดียวกับการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ

4. เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกช่วงเดือนต.ค. - พ.ย. 50 ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาก ดังนั้น เพื่อ มิให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตาม ประธาน จึงได้นำอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เตรียมไว้สำหรับลดราคาขายปลีกน้ำมันตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 มาดำเนินการก่อน โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 91, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 3 ครั้ง ลดลงรวม 0.40, 0.60, 0.80 และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ

5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 11 ธ.ค. 50 มีเงินสดสุทธิ 14,572 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,465 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 893 ล้านบาท ประมาณการรายได้สุทธิอยู่ที่ระดับ 2,294 ล้านบาท/เดือน โดยคาดว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณวันที่ 23 ธ.ค. 50

6. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 การกำหนดให้มีการเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซินและ ดีเซล มีเจตนารมณ์ให้รวมถึงน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ด้วย โดยที่แก๊สโซฮอลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จัดอยู่ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและดีเซลตามลำดับ ดังนั้นเพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรนำเสนอ กพช. เพื่อขอทบทวนมติดังกล่าว โดยให้ระบุชนิดและประเภทของน้ำมันที่จะปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานให้ชัดเจน และกำหนดให้การปรับเพิ่มอัตรากองทุนอนุรักษ์ฯ ดำเนินการตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 เป็นต้นไปนั้น เนื่องจากตามขั้นตอนของการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กำหนดให้ต้องลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งการดำเนินการลงประกาศอาจล่าช้ากว่ากำหนดระยะเวลาบังคับดังกล่าวได้ ฉะนั้นเพื่อมิให้มีปัญหาในทางปฏิบัติจึงเห็นควรกำหนดเวลาบังคับใช้ให้สอด คล้องกับการลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา

7. จากการประเมินสถานะกองทุนน้ำมันฯ คาดว่า กองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกและสามารถโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งได้ประมาณวันที่ 23 ธ.ค 50 ดังนั้น เพื่อลดขั้นตอนในการออกประกาศ กพช. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรให้ดำเนินการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับแผนงานปกติและสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง ครั้งที่ 1 ไปพร้อมกัน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศใน ราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป

มติของที่ประชุม

1.ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75, 0.25, 0.75 และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป

2.ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95, 0.45, 0.95 และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป

3.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. ลงนามในประกาศฯ ต่อไป

เรื่องที่ 4 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ

สรุปสาระสำคัญ

1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือหนึ่งที่ใช้ในการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและ มีประสิทธิภาพ ซึ่งการกำหนดให้เป็นมาตรการบังคับ จะใช้กลไกการกำหนดมาตรฐานของพระราชบัญญัติมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจเพื่อร่วมมือในการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน ซึ่งในด้านมาตรฐานมีรายละเอียดกำหนดให้ทั้ง 2 หน่วยงานร่วมพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป

2. กระทรวงพลังงานได้ออกพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดยจะมีผลบังคับใช้ในเดือนมิถุนายน 2551 ซึ่งนอกจากระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จะถูกกำหนดไว้ในมาตรา 23 ของพระราชบัญญัติดังกล่าวแล้ว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจในการออกกฎกระทรวง เพื่อกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ ที่ใช้ในการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ดังกล่าว

3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าจำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (เครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เครื่องปรับอากาศ และตู้เย็น และได้นำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ดังกล่าว เสนอต่อคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบ ให้ พพ. นำเสนอ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป

4. ร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าทั้ง 5 ผลิตภัณฑ์ มีสาระสำคัญดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) นิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐานฯ 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน โดยให้เป็นไปตามแผนการชักตัวอย่างที่กำหนด หรือแผนการชักตัวอย่างอื่นที่เทียบเท่ากับทางวิชาการกับแผนที่กำหนดไว้ และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ

5. กำหนดประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการ สำหรับอุปกรณ์ไฟฟ้า 5 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้

5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที ที่มีขนาดกำลังไฟฟ้า น้อยกว่า 4000 วัตต์, ตั้งแต่ 4000 ถึง 5500 วัตต์ และมากกว่า 5500 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 81 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำ น้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน

5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าวไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของหม้อหุงข้าวไฟฟ้า ที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าน้อยกว่า 400 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 72 และหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าตั้งแต่ 400 ถึง 600 วัตต์, มากกว่า 600 ถึง 800 วัตต์, และมากกว่า 800 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 76 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าว ไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน

5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า ขนาดความจุน้อยกว่า 2.4 , ตั้งแต่ 2.4 ถึง 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร, และมากกว่า 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) พิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน

5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับอากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) อัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องปรับอากาศแบบติดผนัง และแบบแยกส่วน ที่มีขีดความสามารถทำความเย็นไม่เกิน 8000 วัตต์ และขีดความสามารถทำความเย็น 8001 วัตต์ ถึง 12000 วัตต์ มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำไม่น้อยกว่า 2.82 2) ประสิทธิภาพพลังงาน ให้มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องที่ระบุ และพิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับ อากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน

5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปี สำหรับตู้เย็น 1 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งด้วยมือ ที่มี AV < 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 278 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 158 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง สำหรับตู้เย็น 2 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งอัตโนมัติ ที่มี AV < 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง 2) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีต้องไม่เกินร้อยละ 110 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) ปริมาตรภายในที่วัดได้ต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 97 ของค่าปริมาตรภายในที่กำหนดที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน

6. เนื่องจากการดำเนินการเพื่อกำหนดระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ ไฟฟ้า โดยออกเป็นมาตรฐานตามกฎหมายมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมดังกล่าวต้องใช้ระยะ เวลา ดังนั้นเพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายอุปกรณ์ไฟฟ้าทำการผลิต หรือนำอุปกรณ์ที่ได้มาตรฐานมาจำหน่ายก่อน ควรใช้มาตรการอื่นภายใต้พระราชบัญญัติเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการไปพลางก่อน เช่น การให้การส่งเสริมช่วยเหลือ การกำหนดให้อุปกรณ์ต้องแสดงประสิทธิภาพพลังงาน เป็นต้น ซึ่งในการดำเนินการนี้จำเป็นต้องออกกฎกระทรวงพลังงาน เพื่อกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ของอุปกรณ์ไฟฟ้าเหล่านั้น

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามรายละเอียดข้อ 5

2.มอบหมายให้ พพ. นำร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เสนอ ต่อ สมอ. เพื่อดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ ให้ สมอ. เร่งดำเนินการกำหนดเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมให้มีผลบังคับใช้ต่อไปโดย เร็ว

3.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงาน โดย พพ. ไปดำเนินการยกร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของ อุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามขั้นตอนต่อไป

เรื่องที่ 5 การกำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้เป็นกฎหมาย โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นมา ทั้งนี้ พระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดให้มีการแยกการกำหนดนโยบาย การกำกับดูแล และการปฏิบัติงานออกจากกันอย่างชัดเจน โดยให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขึ้นเพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติภายใต้ กรอบนโยบายของรัฐ ได้แก่ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการ กำกับดูแลมาตรฐานการให้บริการและการให้บริการอย่างทั่วถึง ให้ความคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการ พลังงาน การกำหนดมาตรฐานคุณภาพการบริการและความปลอดภัยในการประกอบกิจการพลังงาน การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ เป็นต้น

2. ตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าว ได้กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการออกประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา

มติของที่ประชุม

มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ตลอดจนการจัดทำขอบเขตการกำหนดนโยบายและการกำกับดูแลกิจการพลังงานตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 9/2550 (ครั้งที่ 118)
วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด-นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน

1.การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)

2.แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์

3.การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)

4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)

5.ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ

6.การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค

นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม

เรื่องที่ 1 การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)

2. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้มีมติ (1) เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว

3. ตามประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ IPP ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการฯ ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการ IPP และเสนอผลการประเมินคัดเลือกให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นประธาน มีผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ เป็นอนุกรรมการ และผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ

4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สรุปได้ดังนี้

4.1 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. และคณะอนุกรรมการฯ ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2550 โดยเปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 กำหนดรับซองข้อเสนอโครงการ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 กำหนดการประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและข้อเสนอทางด้านการเงินแล้วเสร็จ ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2550 และธันวาคม 2550 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดว่าจะลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2551 เพื่อให้โครงการจัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) ภายในเดือนมิถุนายน 2552 และเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในเดือนมิถุนายน 2552 ซึ่งจะทำให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) ได้ทันในปี 2555-2557 ทั้งนี้ ได้จัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 3,200 MW โดยมี COD ดังนี้ (1) ปี พ.ศ. 2555 (ธ.ค. 54-มี.ค. 55) จำนวน 800 เมกะวัตต์ (2) ปี พ.ศ. 2556 (ธ.ค.55-มี.ค. 56) 800 เมกะวัตต์ และ (3) ปี พ.ศ. 2557 (ธ.ค. 56-มี.ค. 57) 1,600 เมกะวัตต์

4.2 ณ วันที่ 27 กรกฎาคม 2550 ซึ่งเป็นวันปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวมจำนวน 60 ราย และเมื่อครบกำหนดการยื่นข้อเสนอเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2550 ปรากฏว่ามีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,407 เมกะวัตต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 14 ราย 13,807 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 6 ราย 3,600 เมกะวัตต์

4.3 คณะอนุกรรมการฯ ใช้คู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในราย ละเอียดที่สอดคล้องกับ RFP-Instructions เป็นแนวทางในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยแบ่งการประเมินเป็นการตรวจสอบความถูกต้องครบถ้วนของเอกสารการประมูลแข่ง ขัน (Compliance check) การประเมินทางด้านเทคนิค การเงิน และกฎหมาย นอกจากนี้ ในเอกสารเชิญชวนผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA) ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ภายในระยะเวลา 30 วัน หลังจากวันยื่นข้อเสนอโครงการ กล่าวคือ ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 และผู้ที่ผ่านการประเมินและคัดเลือกจะสามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อโครงการได้รับอนุมัติรายงาน EIA จากคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ภายในวันที่ 30 กันยายน 2551

5. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการแล้วเสร็จ และได้นำเสนอ รมว.พน. ซึ่งได้เห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกทางด้านเทคนิคและทางด้านการเงินของ โครงการฯ แล้ว สรุปสาระสำคัญของผลการประเมินและคัดเลือก ได้ดังนี้

5.1 ผลการประเมินและคัดเลือกด้านเทคนิค

5.1.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิค ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคแบบผ่านหรือไม่ผ่าน แบ่งเป็น 3 ด้าน คือ เทคนิค การเงิน และกฎหมาย ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้

(1) พิจารณาสถานที่ตั้งโครงการ การพัฒนาโครงการและกำหนดการพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง

(2) พิจารณาความน่าเชื่อถือและความสามารถของผู้ลงทุนที่สามารถจัดหาเงินกู้ โครงการได้ หากผู้ยื่นข้อเสนอมีหนังสือจากสถาบันการเงินว่าจะเป็นผู้สนับสนุนให้เงินกู้ ได้ ก็จะเป็นข้อได้เปรียบในการพิจารณา ตลอดจนประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้าที่ผ่านมาของผู้ลงทุน

(3) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจัดส่งเอกสารการถือครองที่ดินโครงการ โดยอาจเป็นที่ดินที่ซื้อมาหรือเช่าก็ได้

(4) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าได้หรือไม่ โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ยืนยันว่าโครงการสามารถเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ได้

(5) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติสามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. ได้หรือไม่ โดยให้ บมจ. ปตท. เป็นผู้ยืนยัน

(6) เจ้าของโครงการต้องยื่นรายงาน EIA ต่อ สผ. ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 โดย EIA จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สผ. ภายใน เดือนกันยายน 2551

(7) เทคโนโลยีและขนาดโรงไฟฟ้า

(8) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอหนังสือแสดงเจตจำนง (Letter of Intent) จากผู้จำหน่ายเชื้อเพลิงว่าสามารถที่จะจัดหาเชื้อเพลิงให้กับโครงการได้ รวมทั้งแผนการจัดหาเชื้อเพลิง

5.1.2 ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคจำนวน 17 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 15,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ รมว.พน ได้ให้ความเห็นชอบ และ สนพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคแล้ว เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 และ ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิค มีผู้ไม่ผ่านการประเมิน 3 ราย ซึ่ง สนพ. ได้แจ้งให้ผู้ที่ไม่ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคทราบแล้ว เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2550 ดังนี้

(1) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่งไม่ผ่านการคัดเลือกเนื่องจากมีสถานภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. ร้องเรียนขอความเป็นธรรม โดยชี้แจงว่าบริษัทฯ มีคุณสมบัติครบถ้วนตามเงื่อนไขของเอกสาร RFP Package และมิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ตามที่กำหนดไว้ในเอกสาร RFP Package ซึ่งได้มีการกำหนดให้ใช้นิยาม "รัฐวิสาหกิจ" ตาม พ.ร.บ. การบริหารหนี้สาธารณะ พ.ศ 2548 โดย รมว.พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในเรื่องดังกล่าว และ คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นควรให้นำเสนอกระทรวงพลังงานนำข้อร้องเรียนของบริษัทฯ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตีความ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตีความแล้ว

(2) บริษัท ไทย แนชั่นแนล เพาเวอร์ จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากผู้ลงทุนไม่ได้เสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ซึ่งเป็นสาระสำคัญใน RFP Package ที่กำหนดให้ผู้ลงทุนจะต้องเสนอในข้อเสนอด้านเทคนิค และเอกสารแนบท้ายร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ลงทุนได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการฯ เพื่อขอคืนหลักค้ำประกันแล้ว

(3) บริษัท แนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากเสนอ ข้อเสนอด้านราคาค่าไฟฟ้าเข้ามาในข้อเสนอทางด้านเทคนิคด้วย ซึ่งตามเงื่อนไขใน RFP โดยบริษัทฯ ได้มีหนังสือถึง รมว.พน เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 เพื่อชี้แจงและร้องเรียน ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เชิญผู้แทนบริษัทฯ มาเพื่อรับฟังการชี้แจงข้อร้องเรียนและดูข้อเสนอโครงการทางด้านเทคนิคที่มี Compact Disc ด้านการเงินรวมอยู่ด้วย ซึ่งบริษัทฯ ได้ยืนยันว่า Compact Disc มีข้อมูลด้านราคาของบริษัทฯ จริง

5.2 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านการเงิน

5.2.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านการเงิน ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้

(1) ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งจะต้องเสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) อย่างน้อย 1 SCOD (Fixed SCOD) ในช่วงปี 2555-2557 และสามารถเสนอทางเลือก ได้อีก 2 SCODs ในปีที่ต่างกัน (Alternative SCODs) โดยระบุอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละ SCOD ที่เสนอด้วย

(2) การประเมินด้านราคาใช้แบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) ซึ่งจะพิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price:LUP ) ของแต่ละปี SCOD ที่ผู้ยื่นข้อเสนอได้เสนอมา

(3) ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย

- APR1 (Availability Payment Receivable 1): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ดอกเบี้ยซึ่งรวมดอกเบี้ยระหว่างการก่อสร้าง และผลตอบแทนในส่วนของผู้ถือหุ้น

- APR2 (Availability Payment Receivable 2): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา ค่าอะไหล่ และค่าประกันภัย

- AFC (Added Facility Charge): เป็นค่าใช้จ่ายต้นทุนค่าระบบส่งจากโครงการถึงสถานีไฟฟ้าของ กฟผ. (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งรวมถึงค่าใช้จ่าย Right of Way ด้วย

- EP (Energy Payment: EP): เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริง ตามที่โรงไฟฟ้าใช้โดยขึ้นกับการรับประกันค่าความสิ้นเปลืองการใช้เชื้อเพลิง (Heat Rate) ตามที่ระบุในข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา

5.2.2 ในการเปิดข้อเสนอทางด้านราคาของโครงการที่ผ่านการประเมินข้อเสนอทางด้าน เทคนิคจำนวน 17 โครงการ พบว่ามีข้อเสนอราคารวม 36 ทางเลือก โดยได้มีการตรวจสอบแบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) และข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) ของผู้ยื่นข้อเสนอแต่ละโครงการ และตรวจสอบค่าไฟฟ้า เฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (LUP) เพื่อให้ได้ราคาที่ถูกต้องภายใต้สมมติฐานที่สอดคล้องกับ Financial Proposal

5.2.3 เมื่อคำนวณราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการแล้ว จะเรียงลำดับราคาตามข้อเสนอของผู้ยื่นข้อเสนอจากราคาต่ำสุดไปยังราคาสูงสุด และแสดงกำลังการผลิตในแต่ละปี เพื่อพิจารณาคัดเลือกต่อไป โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นและมติ ดังนี้

(1) พิจารณาคัดเลือกโครงการตามค่าไฟฟ้าเฉลี่ยฯ ที่ต่ำที่สุดในแต่ละปี พบว่า โครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2555 และ 2556 เป็นโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 1,200 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นร้อยละ 37.5 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล โดยที่โครงการด้านถ่านหินมีความไม่แน่นอนสูง จากการอาจไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชนในพื้นที่ ซึ่งทำให้การก่อสร้างเกิดความล่าช้า ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามเวลาที่กำหนด นอกจากนี้ หากโครงการไม่สามารถดำเนินการได้จะกระทบความมั่นคงด้านการจัดหาไฟฟ้า และจากข้อมูลการเปิดประมูลแข่งขันโครงการ IPP ครั้งที่ผ่านมาในปี 2537 พบว่าการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน ประสบผลสำเร็จเพียง 1 โครงการจาก 3 โครงการที่ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น ในการกระจายประเภทเชื้อเพลิงของโครงการจึงพิจารณาคัดเลือกกำลังการผลิตไฟฟ้า จากถ่านหินในระดับ 1 ใน 3 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล สำหรับโครงการที่มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่ำที่สุดถัดมาเป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ

เมื่อพิจารณาโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในลำดับถัดไปแล้ว คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นควรให้พิจารณาคัดเลือกโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงใน ช่วงปี 2555 และ 2556 ไว้ด้วย ซึ่งจะส่งผลให้กำลังการผลิตรวมเป็น 4,400 เมกะวัตต์ และจะทำให้กำลังการผลิตในปีแรกและปีที่ 2 สูงกว่าเป้าหมาย แต่มีข้อดีคือได้กำลังการผลิตกระจายครบทั้ง 3 ปี คือ 2555-2557 และสอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ

โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับการคัดเลือก

(2) นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการของโครงการ IPP ที่ยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ กับราคาจากการประมูลแข่งขันเมื่อปี พ.ศ. 2537 แล้ว พบว่า ค่า AP ของโครงการถ่านหินจะสูงกว่าโครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2537 ในขณะที่ค่า AP สำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ จากการประมูลในครั้งนี้จะต่ำกว่าราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันในปี 2537 มาก ทั้งนี้ หากเปรียบเทียบจาก EP ณ ราคาก๊าซธรรมชาติเดียวกัน เช่น ณ ราคา 203 บาทต่อล้านบีทียู จะพบว่า ค่า EP มีค่าใกล้เคียงกันมาก ดังนั้น เมื่อพิจารณาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (AP+EP) แล้วพบว่า โครงการก๊าซธรรมชาติจากการประมูลในรอบนี้จะถูกกว่าการประมูลในปี 2537 ประมาณ 15 สตางค์ต่อหน่วย

การคัดเลือกโครงการตามข้อ (1) เป็นทางเลือกที่เหมาะสม สอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม จากกำลังการผลิตรวม 4,400 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ กำลังการผลิตที่รับซื้อที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ในการจัดหาไฟฟ้าได้ในราคาที่ต่ำ และทำให้ไม่ต้องมีการเปิดประมูลใหม่ในปี 2558 ด้วย

มติของที่ประชุม

1.รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์

2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. รับไปลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และหากจำเป็นให้สามารถเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อปรับวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามสัญญา (SCOD) เพื่อรักษากำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นที่ยอมรับของทั้งสองฝ่าย

3.เห็นชอบให้กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าว่าสัญญาจะมีผลบังคับใช้ (Condition Precedent) เมื่อผู้ลงทุนได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแล้ว

4.เห็นชอบให้การประมูลรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในครั้งต่อไป เป็นการประมูลสำหรับช่วงปี 2559 - 2561 แทนกำหนดการเดิมซึ่งจะเปิดประมูลในช่วงปี 2558-2560

5.เห็นควรให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รับความเห็นของที่ประชุมตามรายละเอียดในข้อ 3 ไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 2 แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป (2) ให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน (3) ในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยให้จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน (4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป (5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป และ (6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกกำหนดให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด

2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2550 คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ และคณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ได้ประชุมร่วมกัน เพื่อพิจารณารายละเอียดของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ การจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ แนวทางการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) และที่ประชุมได้มีมติ 1) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ปรับปรุงร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ ให้เป็นฉบับสมบูรณ์เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป และ 2) เห็นชอบโครงสร้างบทบาทหน้าที่สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และมอบ หมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดต่อไป

3. คณะอนุกรรมการแผนงานด้านสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะได้จัดทำข้อเสนอการ จัดประชุมตามโครงการการมีส่วนร่วมแห่งชาติ (National Participation Program) โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เพื่อดำเนินการให้ข้อมูลด้านพลังงานนิวเคลียร์แก่ทุกส่วนที่เกี่ยวข้อง รับฟังความคิดเห็น และให้ประชาชนได้มีส่วนร่วม โดยจะจัดสัมมนาจำนวน 8 ครั้ง ในเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2551 ในวงเงินงบประมาณ จำนวน 5 ล้านบาท

4. สรุปสาระสำคัญของแผนการดำเนินงานและงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก พ.ศ. 2551 - 2553 ประกอบด้วย

(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ ซึ่งจะใช้งบประมาณดำเนินการในช่วง 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท (ปีละ 30 ล้านบาท) โดยมีกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ คือ 1) ศึกษาและปรับปรุงกฎหมายด้านความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ระดับสากล และพันธกรณีทางนิวเคลียร์ต่างๆ เปรียบเทียบกับกฎหมายไทยปัจจุบัน 2) จัดทำกฎกระทรวงหรือมาตรฐานหรือกฎระเบียบ หรือแนวทางปฏิบัติเกี่ยวกับความปลอดภัยและจัดตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 3) เสนอกฎกระทรวง เกณฑ์มาตรฐาน แนวปฏิบัติให้คณะกรรมการและผู้ทรงคุณวุฒิให้ความเห็นชอบ ประชาพิจารณ์ แนวทางกำกับดูแลความปลอดภัยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4) ทำการวิเคราะห์ และวิจัยด้านการกำกับดูแล และความปลอดภัยนิวเคลียร์ และ 5) บริหารองค์กรความรู้ด้านการกำกับดูแล และถ่ายทอดเทคโนโลยีด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์

(2) แผนงานด้านโครงสร้างอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ จะใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 10 ล้านบาท ระยะ 3 ปี เป็นเงินรวม 30 ล้านบาท โดยจะดำเนินกิจกรรม ได้แก่ 1) สำรวจข้อมูลอุตสาหกรรมและมาตรฐานอุตสาหกรรมเพื่อเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ 2) สัมมนาระดมความคิดเห็นในอุตสาหกรรมทั้ง 5 กลุ่ม และ 3) วิเคราะห์และประเมินผลและจัดทำรายงานสรุปผลการศึกษา

(3) แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ ใช้งบประมาณ 3 ปี เป็นเงินรวม 195 ล้านบาท (ปีละ 65 ล้านบาท) และจะดำเนินการพัฒนาบุคลากรต่างๆ ดังนี้ 1) กลุ่มนโยบายและแผน (กระทรวงพลังงาน, สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, สำนักพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) จำนวน 35 คน/ปี 2) กลุ่มพัฒนาเทคโนโลยี และถ่ายทอดเทคโนโลยี จำนวน 100 คน/ปี 3) กลุ่มกฎหมายและการกำกับดูแล จำนวน 100 คน/ปี 4) กลุ่มการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน 60 คน/ปี 5) กลุ่มพัฒนาสังคมและบริการสาธารณะ จำนวน 20 คน/ปี และ 6) ผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ เช่น IAEA, Japan, Korea, China, France, USA ฯ จำนวน 30 คน/ปี

(4) แผนงานด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม ใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 30 ล้านบาท ระยะ 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท ประกอบด้วย กิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) จัดทำแนวทางการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และการประเมินผลกระทบเชิงพื้นที่ 2) ปรับปรุงกฎหมายสิ่งแวดล้อมฯ จากการพัฒนาโครงการ และ 3) แผนในการป้องกันและบรรเทาสาธารณภัยและแผนฉุกเฉิน

(5) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการมีส่วนร่วมของประชาชน ใช้งบประมาณดำเนินการโดยเฉลี่ยประมาณปีละ 200 ล้านบาท รวม 3 ปี เป็นเงิน 625 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) โครงการสร้างความรู้ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน 2) งานสำรวจและวิจัยทัศนคติ 3) งานผลิตสื่อและการซื้อสื่อ 4) งานส่งเสริมและเผยแพร่ 5) งานกิจกรรมพิเศษ และ 6) งานอำนวยการ

(6) แผนงานด้านการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จะใช้งบประมาณดำเนินการปีละประมาณเฉลี่ย 80 ล้านบาท รวม 3 ปี 240 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ 1) การศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ (Feasibility Study) 2) การสำรวจและการเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า (Site Survey and Selection) 3) การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment, EIA) 4) การพัฒนาบุคลากร (Human Resource Development) และ 5) ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดการและเงินเดือนพนักงาน (Administration Cost and Wage)

(7) จัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) ซึ่งใช้ระยะเวลาดำเนินการ 3 ปี วงเงิน 75 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วย ค่างบบุคลากร งบดำเนินการ งบลงทุน และรายจ่ายอื่นๆ

5. คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 ได้มีมติรับทราบมติของ กพช. และให้คณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ดังที่กล่าวไว้แล้วในข้อ 4 ซึ่งคาดว่า จะใช้งบประมาณ 1,345 ล้านบาท ประกอบด้วย

6. สำหรับงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแผนทั้งหมด ส่วนหนึ่งจะได้จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 750 ล้านบาท และจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จำนวน 595 ล้านบาท ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 โดยอนุมัติให้จัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. เพื่อเป็นเงินช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงิน 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท

7. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ ได้สรุปขั้นตอนสำคัญของแผนงานโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ตามแผนจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ (NPIEP) ตลอดระยะเวลา 15 ปีของแผนฯ คือ พ.ศ. 2550 - 2564 ไว้ ซึ่งแบ่งเป็น 5 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 0.1 เป็นการเตรียมการขั้นต้น (เตรียมการศึกษา) ระยะเวลา 1 ปี (ปี 2550) ระยะที่ 1 เป็นเตรียมเริ่มโครงการ (เตรียมการตัดสินใจ) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2551 - 2554) ระยะที่ 2 เป็นการจัดทำโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (เตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2554 - 2557) ระยะที่ 3 การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ระยะเวลา 6 ปี (ปี 2557 - 2563) และระยะที่ 4 เดินเครื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เริ่มในปี 2563

8. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้นำเสนอแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ฉบับสมบูรณ์ และการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดย

(1) ปรับโครงสร้างการบริหารจากระดับสำนักตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. ไปแล้วเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับสำนักงาน โดยเป็นหน่วยงานชั่วคราวในกระทรวงพลังงานและให้ยืมตัวข้าราชการในกระทรวง พลังงานมาปฏิบัติหน้าที่ตามความเหมาะสม โดยใช้ชื่อว่า "สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์" และมีชื่อย่อว่า "สพน." โดยมีโครงสร้างบริหารประกอบด้วย

(2) เห็นควรมอบหมายให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป

9. เนื่องจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้หมดภาระหน้าที่ลง หลังจากที่ได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์เสร็จเรียบร้อยแล้ว ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และเพื่อให้การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เกิดผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมายของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ สนพ. จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมี นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 19 คน เป็นกรรมการ โดยคณะกรรมการมีหน้าที่กำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ร่วมกำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์

มติของที่ประชุม

1.รับทราบรายงานผลการดำเนินการของคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์

เห็นชอบ "แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์" ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ได้ดำเนินการปรับปรุงแล้ว

2.เห็นชอบการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป

3.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้าง พื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำเสนอประธาน กพช. ลงนามต่อไป

เรื่องที่ 3 การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) แผนหลัก โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่ซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก โดยให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอ ต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติอนุมัติตามขั้นตอนต่อไป

2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป (2) เห็นชอบกรอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

3. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 โดยเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไปลงนามกับผู้ลงทุนต่อไป

4. การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) โดยนำโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ที่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานที่ชัดเจนระบุเป็นโครงการในแผน PDP 2007 ตลอดจน ปรับปรุงการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้สอดคล้องการดำเนินงานที่เกิดขึ้นจริง ดังนี้

4.1 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 6 โครงการ ดังนี้

(1) โครงการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและอยู่ระหว่าง เจรจาจัดทำสัญญา จำนวน 5 โครงการ ประกอบด้วย 1) เทิน-หินบุนส่วนขยาย กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2555 2) น้ำงึม 3 กำลังผลิต 440 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2556 3) น้ำเทิน 1 กำลังผลิต 523 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 4) น้ำเงี้ยบ กำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 และ 5) น้ำอู กำลังผลิตรวม 1,043 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย น้ำอู 1 กำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2557 และน้ำอู 2 กำลังผลิต 843 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2558

(2) โครงการที่อยู่ระหว่างเจรจาอัตราค่าไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตรวม 1,470 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) หงสา 1 กำลังผลิต 490 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2556 และ 2) หงสา 2-3 กำลังผลิตรวม 980 เมกะวัตต์ (2 x 490 เมกะวัตต์) เริ่มจ่ายไฟฟ้าได้ภายในปี 2557 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้ให้ความเห็นชอบค่าไฟฟ้าและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 และคาดว่าจะสามารถนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในการประชุมครั้งต่อไป

4.2 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ 1) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จากการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ ได้ข้อยุติการประเมินในเบื้องต้นแล้ว จึงเห็นควรนำกำลังการผลิตจากการประเมินโครงการ IPP เบื้องต้นดังกล่าวมาปรับปรุงในแผน PDP 2007 และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm จากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้จำนวน 1,030 เมกะวัตต์ โดยจากการประเมินและคัดเลือก SPP ในช่วงแรก พบว่า มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 1,095 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) ระบบ Cogeneration จำนวน 760 เมกะวัตต์ และ (2) พลังงานหมุนเวียน จำนวน 335 เมกะวัตต์ จึงเห็นควรปรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อในแต่ละปีให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ปัจจุบัน

4.3 โครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. โดย กฟผ. ได้พิจารณาปรับเลื่อนโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหินของ กฟผ. ให้สอดคล้องกับการดำเนินงานที่แท้จริงออกไปจากกำหนดการเดิมในปี 2557 อีก 1 ปี และเนื่องจากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของ บมจ.ปตท. ยังไม่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับแผน PDP 2007 แผนหลัก โดยพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550

ทั้งนี้ แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่า ร้อยละ 21 ในบางปี คือปี 2556 -2557 ซึ่งเป็นระดับที่มีความเหมาะสมตามสถานการณ์ปัจจุบันที่ได้คำนึงถึงความไม่ แน่นอนของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศที่ยังอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้า และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของ IPP บางโครงการที่อาจได้รับการคัดค้านจากประชาชน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโครงการออกไปในระดับหนึ่งแล้ว นอกจากนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงปริมาณการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ดังกล่าว ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติ/LNG และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการต่างๆ ในปัจจุบัน โดยนำค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm มาคำนึงถึงในการประมาณการปริมาณการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวด้วยแล้ว

5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) เป็นดังนี้

6. กำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2559-2564 ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งมีกำลังการผลิตใหม่จาก IPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จำนวน 1,400 และ 8,690 เมกะวัตต์ ตามลำดับ รวมจำนวน 10,090 เมกะวัตต์ ปัจจุบันยังไม่มีความชัดเจนจึงยังไม่สามารถระบุรายชื่อโครงการได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานมีความยืดหยุ่นในการปรับปรุงปริมาณการรับซื้อ จาก IPP และการ รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบกำลังการผลิต 10,090 เมกะวัตต์ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจะได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) ในรายละเอียดต่อไป

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)

สรุปสาระสำคัญ

1. เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.87 และ 92.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.75 และ 10.06 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอ่อนตัวลงมากและแผ่นดินไหวในประเทศอิหร่าน ประกอบกับ PIRA คาดว่าปริมาณการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในปลายเดือนพฤศจิกายนจะเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และญี่ปุ่นจะลดลงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 - 15 รวมทั้งปัญหาความไม่แน่นอนของสถานการณ์การเมืองในประเทศผู้ผลิตน้ำมัน

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.29, 98.94 และ 106.97 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 11.58, 11.48 และ 11.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวจากโรงกลั่น Gonfreville (328,000 บาร์เรล/วัน) ประเทศฝรั่งเศสเลื่อนกำหนดการเริ่มเดินเครื่องใหม่ออกไปอีก 1 สัปดาห์ ประกอบกับ อุปทานในจีนยังคงตึงตัวเนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันของจีนลดกำลังการกลั่นจาก ปัญหาค่าการกลั่นติดลบ รวมทั้งโรงกลั่นของบริษัท Pak - Arab Refinery Ltd. ได้เลื่อนกำหนดการเดินเครื่องใหม่จากต้นเดือนธันวาคม 2550 เป็นปลายธันวาคม 2550 ถึงกลางเดือนมกราคม 2551 และโรงกลั่น Yokkaichi (175,000 บาร์เรล/วัน) ของญี่ปุ่นได้เลื่อนการเดินเครื่องใหม่หน่วยผลิต (13,500 บาร์เรล/วัน) ออกไปอย่างไม่มีกำหนด ซึ่งทำให้ราคาน้ำมันดีเซล 0.5%S ทำสถิติอยู่ในระดับสูงสุดอีกครั้งที่ 111.120 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล

3. ราคาน้ำมันขายปลีก เดือนพฤศจิกายน 2550 รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลลง 0.40 บาท/ลิตร และได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซล อีก 2 ครั้งๆ ละ 0.20 บาท/ลิตร แม้รัฐจะปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ผู้ค้าน้ำมันต้องปรับราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 32.89 , 31.59 , 28.89 , 28.09 , 29.34 และ 28.34 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 0.40 บาท/ลิตร ในวันที่ 5 ธันวาคม 2550 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 5 ธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 32.49 , 31.19 , 28.49 , 27.69 , 28.94 และ 27.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ

4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันจะยังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นสำหรับฤดูหนาว รวมทั้งสภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอเมริกาที่อ่อนค่าลงอย่าง ต่อเนื่อง และความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย

5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาวและใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.9962 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.9263 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 276.07 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 7.1809 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 53.86 ล้านบาท/เดือน สำหรับเดือนธันวาคมราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 130 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 870 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และจากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่งและให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั้งประเทศ โดยเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ประกาศยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG และเก็บเงินส่งเข้ากองทุน 0.29 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีก LPG ปรับสูงขึ้น 1.20 บาท/กก. จาก 16.81 บาท/กก. เป็น 18.01 บาท/กก. โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.8964 บาท/กก. และราคาขายส่ง ณ คลังไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.5784 บาท/กก.

6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในช่วงที่ผ่าน มา ดังนี้ 1) มาตรการรณรงค์ประชาสัมพันธ์ โดยบริษัทน้ำมันและบริษัทผลิตรถยนต์ได้ออกมารับประกันการซ่อมฟรีหากเกิดความ เสียหายกับเครื่องยนต์ 2) มาตรการจูงใจด้านผู้บริโภค โดยการส่งเสริมด้านราคาด้วยการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซินให้สูงกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ 91 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2546 เป็นต้นมาถึงจนปัจจุบัน และในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนพฤศจิกายน 2550 ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 3.50 บาท/ลิตร ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 28.89 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 ที่ 4.00 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ 28.09 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 3.50 บาท/ลิตร และ 3) มาตรการจูงใจด้านผู้จำหน่าย โดยปรับเพิ่มค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 50 สตางค์ เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 โดยได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล ลงอีกลิตรละ 0.20 บาท และต่อมาได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีก 0.40 บาท ตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ทำให้ในปัจจุบันค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 80 สตางค์

การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล จากปลายปี 2547 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 0.24 ล้านลิตร/วัน และปี 2550 อัตราการจำหน่ายได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้น จากผลสำเร็จของมาตรการส่งเสริมแก๊สโซฮอล จนถึงปัจจุบันเดือนพฤศจิกายน 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.03 ล้านลิตร/วัน และมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,743 แห่ง

7. กระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลัง ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายรถยนต์ที่สามารถใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป ซึ่งขณะนี้อยู่ในระหว่างนำลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยผู้ผลิตรถยนต์ได้ประมาณการว่าเมื่อสิ้นปี 2551 จะจำหน่ายรถยนต์ อี20 ได้ 60,000 คัน โดยจะมีรถยนต์ อี20 เพิ่มขึ้นประมาณ เดือนละ 5,000 คัน ซึ่งมีค่ายรถยนต์ ฮอนด้า และฟอร์ดได้เปิดตัวรถยนต์ อี20 แล้ว นอกจากนี้ ความต้องการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ในช่วงเดือนแรกจะมีรถยนต์ อี20 ออกมา 5,000 คัน จะใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ประมาณ 35,000 ลิตร/วัน โดยที่บริษัท บางจาก จะเริ่มจำหน่ายแก๊สโซฮอลตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 จะมีสถานีบริการ จำนวน 5 แห่ง และบริษัท ปตท. จะมีสถานีบริการใน กทม. จำนวน 5 - 10 แห่ง ในต้นปี 2551 และจะทยอยเปิดให้ครบ 20 แห่งภายในปี 2551

8. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณาเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันฯเพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ให้ไม่ต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน เช่นเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 รวมทั้งเห็นชอบให้ระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 ออกเทน 95 1.00 บาท/ลิตร และเมื่อถึงวันที่ 1 มกราคม 2551 จะมีน้ำมันแก๊สโซฮอล ออกมาจำหน่ายหลายชนิด ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ซึ่งเป็นชื่อที่ประกาศในมาตรฐานน้ำมัน และเพื่อไม่ทำให้ประชาชนเกิดความสับสน จึงเห็นควรเรียกชื่อน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้ 1) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 เป็น น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ควรใช้ชื่อเป็น น้ำมันอี20

อย่างไรก็ตาม การผลิตเอทานอล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพียง 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.03 ล้านลิตร/วัน และปริมาณจำหน่ายเอทานอล 0.72 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ราคาเอทานอล แปลงสภาพในไตรมาส 1, 2, 3, และ 4 ของปี 2550 มีราคาลิตรละ 19.33, 18.62, และ 15.29 บาท ตามลำดับ และ ราคาเอทานอลในไตรมาส 1 ปี 2551 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณลิตรละ 16.74 บาท

9. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพ จำนวน 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1,300,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคมและเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ 31.17 และ 35.03 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะเดียวกันการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนพฤศจิกายนมีจำนวน 2.85 ล้านลิตร/วัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 142,500 ลิตร/วัน โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก โดยมีสถานีบริการรวมทั้งสิ้นจำนวน 819 แห่ง แบ่งเป็น ปตท. 184 แห่ง และบางจาก 635 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.04 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย เท่ากับ 0.10 บาท/ลิตร

10. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 13,483 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,657 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,350 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 517 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 2,174 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 5 ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ

สรุปสาระสำคัญ

1. ความเป็นมา นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี และ กพช. ซึ่งศาลปกครองกลางได้รับคำฟ้องเป็นคดีหมายเลขดำที่ 231/2549 เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 โดยมีประเด็นคำฟ้องสรุปได้ ดังนี้ (1) ขอให้ยกเลิกเพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 และมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (2) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากล ที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย และ (3) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท

2. การดำเนินคดีทางปกครองแทน กพช. ประธาน กพช. (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการคดีแทน กพช. (ปัจจุบันคือ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค) โดยหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 ต่อมา ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้จัดทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้รับทราบความคืบหน้าการดำเนินคดีดังกล่าว โดยเห็นชอบตามที่ประธาน กพช. ดำเนินการแต่งตั้งพนักงานอัยการ และมอบหมายให้ประธาน กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี

3. ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ

3.1 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่า ศาลได้ตรวจพิจารณาคำให้การเพิ่มเติมแล้วยังไม่มีรายละเอียดอย่างชัดแจ้ง จึงมีคำสั่งให้ ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสอง (ครม. และ กพช.) ทำคำให้การเพิ่มเติมอีกครั้ง โดยให้ผู้ถูกฟ้องคดีที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงทำคำให้การเพิ่มเติมใน แต่ละประเด็นที่ผู้ฟ้องคดีได้ทำคำคัดค้านคำให้การ ทั้งนี้ ให้ทำคำให้การเพิ่มเติมดังกล่าวในทุกประเด็น โดยมีรายละเอียดพร้อมพยานหลักฐานที่แสดงให้ศาลเห็นได้อย่างชัดแจ้ง ภายใน 15 วันนับแต่วันที่รับหมายนี้ (9 พฤศจิกายน 2550)

3.2 สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือถึง เลขาธิการ ครม. และ สนพ. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่าศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองจัดทำคำให้การอีก ครั้งยื่นต่อศาลปกครองกลาง ภายใน 15 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 23 พฤศจิกายน 2550 ซึ่งเลขาธิการ ครม. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 เพื่อมอบหมายให้ผู้ที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงจัดทำคำชี้แจงข้อเท็จ จริงเพิ่มเติม พร้อมพยานหลักฐาน ที่เกี่ยวข้องตามคำสั่งศาลส่งให้สำนักงานศาลปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุดต่อไป

3.3 สนพ. และกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 และวันที่ 21 พฤศจิกายน 2550 ตามลำดับ แจ้งว่าการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมแก้คำ คัดค้านคำให้การดังกล่าว จำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลายแห่ง จึงขอให้พิจารณาขอขยายระยะเวลาการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมออกไปจากกำหนดเวลา เดิมอีก 30 วัน

3.4 ศาลปกครองกลาง เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองขยายระยะเวลายื่นคำให้การเพิ่มเติม ออกไปถึงวันที่ 24 ธันวาคม 2550 ตามคำขอ ซึ่งขณะนี้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอยู่ระหว่างพิจารณาจัดทำเอกสารประกอบคำให้ การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางต่อไป

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 6 การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค

1. รัฐบาลได้มีนโยบายการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วมในกิจการ ผลิตไฟฟ้า โดยได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เมื่อปี 2535 เพื่อให้ กฟผ. สามารถ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานนอกรูปแบบและแหล่งพลังงานภายในประเทศให้ เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการลดการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า

2. การดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผ่านมา การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ SPP โดยมี SPP 2 ราย คือ บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด และบริษัท น้ำตาลมิตรกาฬสินธุ์ จำกัด ที่ กฟภ. กำหนดให้ชำระค่าชดเชยการสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ให้กับ กฟภ. ขณะที่ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ได้กำหนดให้ SPP ต้องลงนามในสัญญาเพื่อจ่ายค่า Loss

3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาและมีมติเรื่อง ผลกระทบของ SPP ต่อการสูญเสียพลังงานในระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss ยกเว้นในกรณี SPP จำนวน 2 ราย ที่ได้ทำสัญญาชดเชย Loss กับ กฟภ. แล้ว โดยให้ กฟภ. ปรับปรุงวิธีการคิดค่าชดเชย Loss และการคำนวณค่า Loss ที่เพิ่มขึ้นหรือลดลง ให้ใช้ Single Line Diagram และใช้ข้อมูลป้อนรายเดือน เป็นต้น ทั้งนี้ กรณี SPP ที่ได้ทำสัญญาชดเชยค่า Loss กับ กฟภ. แล้ว หากต้องการยกเลิกสัญญาต้องเป็นการยินยอมจากทั้ง 2 ฝ่าย หรืออาจตกลงกันว่าเมื่อค่า Loss มีค่าเป็นศูนย์ ให้ยุติ การคิดค่าชดเชย Loss

4. บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งให้ทราบว่า บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ กฟภ. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 และได้มีการจ่ายชดเชยค่า Loss ตั้งแต่เดือนกันยายน 2544 จนถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2549 และต่อมา กฟภ. ได้แจ้งบริษัทฯ ว่า เดือนมีนาคม - มิถุนายน 2549 ไม่มีหน่วยสูญเสีย บริษัทฯ จึงได้มีหนังสือถึง กฟภ. ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2549 เพื่อขอแก้ไขสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP โดยขอให้ กฟภ. พิจารณายกเลิกการเก็บค่าชดเชย Loss ซึ่ง กฟภ. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้คงข้อความตามสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP ของบริษัทฯ ไว้เหมือนเดิม

5.คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) โดยมีข้อคิดเห็น และมติของที่ประชุม ดังนี้

(1) ความเห็นและข้อเสนอแนะ 1) กระทรวงพลังงานยังคงนโยบายให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss เนื่องจากผลกระทบจากการเชื่อมโยงกับระบบของ SPP กับการไฟฟ้า จะขึ้นอยู่กับกำลังผลิตและตำแหน่งที่ตั้งของ SPP ซึ่งบางตำแหน่งอาจช่วยลด Loss ในระบบได้ โดยการไฟฟ้าสามารถกำหนดหลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบ และวิเคราะห์ตำแหน่งที่ตั้งและขนาดที่เหมาะสมของ SPP ก่อนอนุญาตให้เชื่อมโยงกับระบบได้อยู่แล้ว และ 2) ปัจจุบันได้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้น และมีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทำให้ในบางตำแหน่งอาจกระทบกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ ดังนั้น จึงเห็นควรพิจารณาทบทวน เรื่อง การเก็บค่าชดเชย Loss สำหรับ SPP และ VSPP โดยในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประสงค์ที่จะให้มีสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้องการคิดค่าชดเชย Loss ก็ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss บนหลักเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน กล่าวคือ ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss ในระบบที่เพิ่มขึ้นจาก SPP และ VSPP และมีการจ่ายค่าชดเชย Loss ในระบบของการไฟฟ้าที่ลดลงให้กับ SPP และ VSPP ด้วย

(2) มติของที่ประชุม โดย 1) เห็นชอบในหลักการให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss และ 2) เห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกการคิดค่าชดเชย Loss ตามสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของ SPP ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูญเสียมีค่าเป็นศูนย์แล้ว

6. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2547 ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้วินิจฉัยปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในประเด็นที่ไม่ใช่ปัญหาด้านนโยบาย เพื่อให้การแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติที่มีลักษณะดังกล่าวสามารถดำเนินการได้ อย่างคล่องตัวและรวดเร็ว และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบความเห็นและข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคต ของการไฟฟ้า ดังรายละเอียด ข้อ 5 (1) และเห็นชอบตามมติของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ดังรายละเอียดข้อ 5 (2) แล้ว

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 8/2550 (ครั้งที่ 117)
วันศุกร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.ขอความเห็น ชอบปรับแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2551 - 2554 โดยเพิ่มเติมโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

2.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู

3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

4.การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration

5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตุลาคม - 12 พฤศจิกายน 2550)

6.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2550

นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 ขอความเห็นชอบปรับแผนอนุรักษ์ พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2551 - 2554 โดยเพิ่มเติมโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 6/2550 (ครั้งที่ 115) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่จะดำเนินการในช่วงปี 2551-2554 และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดสรรเงินกองทุนฯ ในวงเงินรวมประมาณ 16,132,273,859 บาท สำหรับช่วยเหลือ อุดหนุน หรือใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนเพื่อเร่งรัดให้การดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงาน บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ โดยจำแนกเป็นแผนพลังงานทดแทน แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนงานบริหารทางกลยุทธ์ เป็นเงิน 6,582 ล้านบาท 9,300 ล้านบาท และ 250 ล้านบาท ตามลำดับ และจากแผนทั้ง 3 ได้จัดสรรให้แก่ 3 หน่วยงานหลัก คือ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมบัญชีกลาง ในวงเงิน 4,279.99 11,851.17 และ 1.11 ล้านบาท ตามลำดับ

2. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเกี่ยวกับเรื่องแนวทางในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 โดยให้ปรับโอนอัตราเงิน "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง" ให้แก่ "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง โดยมอบให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปริมาณเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เหมาะสม และมอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนในการสนับสนุนโครงการด้าน ระบบขนส่ง เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

3. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์จัดทำเสนอ และได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการฯ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียด และเห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป

4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในการสนับสนุน "โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง" โดยได้ประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในระดับรัฐมนตรี ประกอบด้วย กระทรวงการคลัง กระทรวงคมนาคม และกระทรวงพลังงาน และได้เสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ และคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาแล้ว ซึ่งได้รับคำแนะนำที่เป็นประโยชน์กับการปรับปรุงร่างแนวทางการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ในการสนับสนุนโครงการด้านระบบขนส่ง สรุปได้คือ

4.1 โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง จะเป็นโครงการใหม่ที่บรรจุเพิ่มเติมในกรอบงานแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) ภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน งานส่งเสริมและสาธิต โดยเพิ่มเติมจากงานเดิมที่ กพช. เห็นชอบงานด้านเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาคขนส่งด้วยแล้ว ดังนี้

1.งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค

2. งานส่งเสริมและสาธิต

2.1 โครงการส่งเสริมการจัดการด้านการใช้พลังงานโดยวิธีประกวดราคา

2.2 โครงการส่งเสริมการลดใช้พลังงานในวิสาหกิจขยาดย่อม

2.3 โครงการส่งเสริมลดการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง

2.3.1 โครงการศึกษาความเป็นไปได้ในการลดใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการบริการขนส่งสินค้า

2.3.2 โครงการส่งเสริมสาธิตการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในกิจการบริการขนส่ง

2.3.3 โครงการส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชน Park&Ride

2.3.4 โครงการส่งเสริมการขับขี่ยานพาหนะเพื่อการประหยัดพลังงานในกิจการขนส่ง

2.3.5 โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง

2.4 โครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่เบอร์ 5

3. งานพัฒนาบุคลากรและประชาสัมพันธ์

4.2 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับ "โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง" สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

(1) เพื่อเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุน หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สำหรับการลงทุนในโครงการที่เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการขนส่งเฉพาะที่ก่อให้ เกิดผลลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ และประชาชนได้รับประโยชน์จากโครงการนั้น

(2) หน่วยงาน "เจ้าของโครงการ" จัดทํางบลงทุนเต็มตามโครงการฯ จำแนกทั้งส่วนที่ดำเนินการไปแล้ว ส่วนที่กำลังจะดำเนินงาน จำแนกแหล่งที่มาของเงินทุนของทั้งแผนงาน และส่วนที่จะรับเงินสนับสนุนจากกองทุนฯ ให้ชัดเจน พร้อมทั้งแผนงาน/โครงการอื่นที่ช่วยเสริมให้โครงการมีการใช้งานจริงตามเป้า ประสงค์ เป็นประโยชน์ต่อประชาชน ก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานที่ชัดเจนและตรวจวัดได้

(3) คณะกรรมการกองทุนฯ จะพิจารณาจัดสรรเงินให้กับโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจาก สํานักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) กระทรวงการคลัง และคณะรัฐมนตรี แล้ว หรือเป็นโครงการที่กระทรวงการคลังได้ถามความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ก่อนเสนอคณะรัฐมนตรี

(4) ค่าใช้จ่ายในการบริหารโครงการ อาจเป็นลักษณะเงินช่วยเหลือให้เปล่า เฉพาะค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของหน่วยงานนั้นในการบริหารโครงการ สำหรับค่าใช้จ่ายในการลงทุน ในลักษณะเงินช่วยเหลืออุดหนุน หรือเงินหมุนเวียน รวมถึงค่าใช้จ่ายในการควบคุมงานก่อสร้างหรือติดตั้ง เครื่องจักร อุปกรณ์ หน่วยงานจะต้องคืนให้กองทุนฯ ตามเงื่อนไขและภายในเวลาที่จะได้มีการตกลงกัน

(5) "เจ้าของโครงการ" ที่ได้รับความเห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนฯ จะลงนามในหนังสือยืนยันกับ สนพ. พร้อมกับเปิดบัญชีธนาคารของรัฐไว้เป็นการเฉพาะสำหรับการรับ-จ่ายเงินกองทุนฯ และดำเนินการตามแผนงานฯ โดยรายงาน สนพ. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อติดตามประเมินผลและเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบต่อไป จนกว่าโครงการจะแล้วเสร็จ

4.3 สนพ. ได้จัดทำกรอบแนวทางกำหนดสัดส่วนการจัดสรรค่าใช้จ่ายสำหรับการลงทุนในโครงการ พัฒนาระบบการขนส่ง โดยประชาชนจะได้รับประโยชน์อย่างทั่วถึงตามสัดส่วนของการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของประชาชนในภูมิภาคต่างๆ คือ กรุงเทพฯ ปริมณฑล ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตกร้อยละ 70 และภาคอื่นๆ ร้อยละ 30

4.4 คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 และให้มีการโอนอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทน ตามมติ กพช. ในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งจะเริ่มได้ในช่วงเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551 และเพิ่มเป็น 0.70 บาทต่อลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันฯ มีเงินสะสมเพียงพอสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและ ป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับ 10,000 ล้านบาท คาดว่าจะเริ่มได้ประมาณเดือนตุลาคม 2551 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจะมีวงเงินสำหรับโครงการลงทุนพัฒนา ระบบขนส่ง ในช่วงปี 2551-2555 ประมาณ 70,967 ล้านบาท

5. สำหรับงานโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการจัดหางบประมาณที่หน่วยงานหลักจะใช้ในการเตรียม การจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท โดยสรุปได้ดังนี้

5.1 คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 รับทราบมติของ กพช. และคณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด ได้จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ซึ่งคาดว่ากรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก ลดลงจาก 600 ล้านบาท/ปี เป็น 450 ล้านบาท/ปี หรือจำนวนรวม 1,350 ล้านบาท ประกอบด้วย

5.2 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้พิจารณาจัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. ไว้ใช้สำหรับช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ.2551-2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบไว้ในหลักการ ซึ่งคาดว่าจะใช้เงินจากกองทุนฯ ประมาณ 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท โดยเพิ่มเติมในแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554 ด้านแผนพลังงานทดแทน งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค ดังนี้

1. งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค

1.1 โครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน

1.2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

2. งานส่งเสริมและสาธิต

2.1 โครงการส่งเสริมเทคโนโลยีก๊าซชีวภาพ

3. งานพัฒนาบุคลากรและประชาสัมพันธ์

5.3 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีคำแนะนำในการปรับแนวทางและขั้นตอนการจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ให้ชัดเจน และให้เสนอ กพช. พิจารณา ซึ่งสรุปได้ดังนี้

(1) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ จัดทำแผนการดำเนินงานในรายละเอียดของแต่ละโครงการและหน่วยงานที่รับผิดชอบ พร้อมทั้งประมาณการรายจ่ายที่จะใช้สำหรับโครงการในแต่ละปี และเสนอสำนักงบประมาณพิจารณาจัดสรรเงินงบประมาณให้กับหน่วยงานเจ้าของ โครงการสำหรับการดำเนินงานตามแผนแต่ละปี

(2) โครงการที่สำนักงบประมาณจัดสรรเงินให้ได้เพียงบางส่วนหรือไม่ได้จัดสรรงบ ประมาณมาให้ คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ จะให้หน่วยงานเจ้าของโครงการฯ ยื่นข้อเสนอต่อ สนพ. เพื่อให้ความเห็นเสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ พิจารณา

(3) "เจ้าของโครงการ" ที่ได้รับความเห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนฯ จะลงนามในหนังสือยืนยันกับ สนพ. พร้อมกับเปิดบัญชีธนาคารของรัฐไว้เป็นการเฉพาะสำหรับการรับ-จ่ายเงินกองทุนฯ และดำเนินการตามแผนงานฯ โดยรายงาน สนพ. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อติดตามประเมินผลและเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบต่อไป จนกว่าโครงการจะแล้วเสร็จ

(4) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน ควรมีความชัดเจนในพื้นที่ที่จะเข้าไปดำเนินการสร้างการยอมรับของประชาชน เพื่อให้การใช้จ่ายเงินเกิดผลตามเป้าประสงค์

6. สนพ. ได้ประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติและคำสั่งต่างๆ ดังต่อไปนี้

6.1 มติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 เห็นชอบให้ปรับโอนอัตราเงิน "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง" ให้แก่ "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ดังนี้

6.2 สนพ. ได้ประมาณการรายรับ รายจ่าย หนี้สินของกองทุนน้ำมันฯ คาดว่าฐานะของกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 และจะมีเงินสะสมเพียงพอในระดับ 10,000 ล้านบาท ได้ประมาณเดือนกันยายน 2551 โดยการดำเนินการตามมติ กพช. ดังนี้

(1) เพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 0.07 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 0.25 บาทต่อลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.18 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2550

(2) เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน อีก 0.50 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาทต่อลิตร สำหรับโครงการขนส่งฯ เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็น 0 แล้ว (ซึ่งคาดว่าจะเป็นช่วงปลายเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551)

(3) เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอีก 0.20 บาทต่อลิตร เป็น 0.95 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551

(4) การดำเนินการตาม (2) ถึง (3) โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน

6.3 ในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติให้กองทุนน้ำมันฯ โอนเงิน 3,500 ล้านบาท ฝากที่ ธกส. เพื่อเป็นทุนให้กับเกษตรกรที่เข้าร่วมโครงการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้ในการ ผลิตไบโอดีเซล

6.4 คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นชอบให้ยกเลิกมติเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2550 โดยกองทุนน้ำมันฯ ไม่จำเป็นต้องโอนเงินจำนวน 3,000 ล้านบาท ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ เนื่องจากการโอนอัตราการเก็บเงินจากกองทุนน้ำมันฯ ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้ช่วยเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ แล้ว

6.5 สนพ. ได้ประกาศปรับลดเงินจัดเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 40 สตางค์/ลิตร สำหรับน้ำมันทุกชนิด ยกเว้นน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ซึ่งมีผลมาตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 เพื่อช่วยชะลอการปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเนื่องจากราคาน้ำมันดิบ ในตลาดโลกมีแนวโน้มทรงตัวอยู่ในระดับสูง

7. สำหรับการปรับแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 โดยเพิ่มงานโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง และงานโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามข้อ 5 และข้อ 6 สนพ. ได้ปรับประมาณการรายจ่ายของกองทุนอนุรักษ์ฯ ในช่วงปี 2551-2554 จากที่คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรไว้แล้วตามข้อ 2 สรุปได้ดังนี้

7.1 เพิ่มประมาณการรายจ่ายของกองทุนฯ จากวงเงินรวม 16,132,273,859 บาท เป็นวงเงินรวมประมาณ 87,849,273,859 บาท โดยเพิ่มเติมให้ สนพ. ประมาณ 71,717 ล้านบาท สำหรับรายจ่ายตามงานโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง วงเงินประมาณ 70,967 ล้านบาท และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ วงเงินประมาณ 750 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งจำแนกตามแผนงานได้ดังนี้

หมายเหตุ: บางแผนงานมีความต่อเนื่องถึงปี 2555

7.2 ประมาณการรายจ่ายของกองทุนฯ จะจัดสรรให้ 3 หน่วยงานหลัก ประกอบด้วย

* จัดสรรเงินให้ สนพ. เพิ่มเติมในวงเงินประมาณ 71,717 ล้านบาท สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยใช้ตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับ ความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ที่ กพช. กำหนด (รายละเอียดปรากฏตามเอกสารประกอบวาระ 3.1)

** ยังไม่ได้รวมรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2552-2554 ประมาณ 3,000 ล้านบาท/ปี และแต่ละหน่วยงานสามารถถัวจ่ายและเปลี่ยนแปลงรายการในแผนงาน/งานเดียวกันได้

7.3 ประมาณการกระแสเงินของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2556

* รายการที่ 3.4 เพิ่มเติมวงเงินประมาณ 71,717 ล้านบาท ให้ สนพ. สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

8. จากการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 โดยที่ว่าแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 ที่ได้ปรับลดเป้าหมายการประหยัดพลังงานในภาคอตุสาหกรรมลงจาก 3,832 ktoe เป็น 2,581 ktoe เนื่องจากงานปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมยังอยู่ในระหว่างการศึกษา จึงคาดว่าอาจจะเกิดผลลดการใช้พลังงานหลังปี 2554 และบางกลุ่มอุตสาหกรรมได้ดำเนินการเสร็จไปแล้ว อาจจะมีผลต่อการลดการใช้พลังงานเกิดขึ้นบางส่วนแล้ว สนพ. จึงขอเสนอการปรับเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงานดังนี้

8.1 สนพ. ได้ศึกษาจากรายงานผลการศึกษาโครงการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรม ที่ พพ. ได้ว่าจ้าง TDRI ดำเนินการศึกษาแล้ว พบว่าประมาณการผลการประหยัดพลังงาน 1,400 ktoe ที่คาดว่าจะได้รับจากการปรับโครงสร้างการผลิตสินค้าประหยัดพลังงานให้ได้ ร้อยละ 5 ได้แก่ การผลิต/ประกอบรถประหยัดเชื้อเพลิง (ECO-Car) ประหยัด 26,000 ล้านบาท/ปี (1,300 ktoe) การผลิตเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงาน (>เบอร์ 5) ประหยัด 3,000 ล้านบาท/ปี (150 ktoe) ลดส่วนแบ่งสาขาที่มีการใช้พลังงานสูงและเพิ่มส่วนแบ่งสาขาที่มีมูลค่าเพิ่ม สูง เช่น ลดสาขาโลหะลง เพิ่มอุตสาหกรรมผลิตภัณฑ์ยาง/พลาสติก หรืออุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้าอิเลคทรอนิคส์ เป็นต้น ประหยัด 4,000 ล้านบาท (200 ktoe)

8.2 เป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 ได้รวมผลการประหยัดพลังงาน ในเรื่องการผลิตเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงาน และการก่อสร้างระบบรถไฟฟ้าชานเมืองสายสีแดงไว้แล้ว จึงได้ปรับเพิ่มผลการประหยัดพลังงานที่ได้จากการผลิตรถประหยัดเชื้อเพลิง (ECO-Car) 123 ktoe และการผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration 608 ktoe สำหรับการลงทุนในโครงการพัฒนาระบบขนส่งขนาดใหญ่ จะเกิดผลการประหยัดพลังงานหลังปี 2554 โดยเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานฯ เป็นดังนี้

9. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การปรับกรอบและเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) และการโอนอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทน โดยให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1.

อนุมัติเพิ่มเติมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) จากที่ กพช. อนุมัติไว้แล้วในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอในข้อ 4.1 ข้อ 5.2 และเห็นชอบเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปี 2554 ตามข้อ 8.2 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงานดังกล่าว เพิ่มวงเงินงบประมาณจาก 16,132,273,859 บาท เป็น 87,849,273,859 บาท ตามข้อ 7 โดยมีแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามที่ กพช. จะเห็นชอบเพิ่มเติมตามมติของที่ประชุมในข้อ 2

2.

อนุมัติแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และสำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามข้อ 4.2-4.3 และข้อ 5.3 โดยให้ปรับปรุงแนวทางเพิ่มเติมตามความเห็นของรองผู้อำนวยการสำนักงบประมาณ ด้วย และให้ สนพ. ใช้เงินจากกองทุนฯ ที่คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรไว้ตามมติของที่ประชุมในข้อ 1 สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง ในช่วงปี 2551-2555 ในวงเงินประมาณ 70,967 ล้านบาท และสำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง ปี 2551-2553 ในวงเงินประมาณ 750 ล้านบาท

3.

ให้เพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 0.07 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 0.25 บาทต่อลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.18 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2550

4.

ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน อีก 0.50 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาทต่อลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็น 0 แล้ว (ซึ่งคาดว่าจะเป็นช่วงปลายเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551) และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอีก 0.20 บาทต่อลิตร เป็น 0.95 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน

เรื่องที่ 2 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ

2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำอูภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับ มอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำอูในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบที่ได้มีการลงนามแล้ว

3. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการน้ำอู ชึ่งคณะกรรมการ กฟผ.ได้มีมติเห็นชอบร่าง MOU ดังกล่าวเมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2550 และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอร่าง MOU ดังกล่าว ต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนการลงนาม

4. ลักษณะโครงการน้ำอู ตั้งอยู่บนลำน้ำอู โดยก่อสร้างเป็น 7 เขื่อนตามลำน้ำ เสนอขายไฟฟ้าให้ไทยจาก 6 เขื่อน และอีก 1 เขื่อนผลิตไฟฟ้าขายให้ สปป. ลาว มีกำลังผลิตรวมประมาณ 1,043 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) ปีละประมาณ 4,273 ล้านหน่วย ระบบส่ง 500 กิโลโวลท์ ยาว 245 กิโลเมตร จากชายแดนถึงสถานีไฟฟ้าแรงสูงแม่เมาะ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ณ ชายแดนไทย-สปป. ลาว บริเวณจังหวัดน่าน กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์วันที่ 1 มกราคม 2558 ผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท Sinohydro Corporation จำกัด และ รัฐบาล สปป. ลาว

5. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำอู

5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท Sinohydro Corporation จำกัด

5.2 Sinohydro และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ

5.3 โครงการมีกำลังผลิตประมาณ 1,043 เมกะวัตต์ มีเป้าหมายจำหน่ายพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) ประมาณ 3,418 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) ประมาณ 855 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE

5.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน ซึ่งมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้

1.

Primary Energy (PE) Tariff

-

ส่วนที่ 1 = 3.0708 Cents/หน่วย

-

ส่วนที่ 2 = 1.0594 บาท/หน่วย

2.

Secondary Energy (SE) Tariff

-

ส่วนที่ 1 = 1.8425 Cents/หน่วย

-

ส่วนที่ 2 = 0.6357 บาท/หน่วย

3.

Excess Energy (EE) Tariff = 1.1654 บาท/หน่วย

4.

Pre COD Energy Tariff = 1.5500 บาท/หน่วย

5.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) จะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง

5.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPAของโครงการน้ำเทิน 1 โดยคำนึงถึงลักษณะโครงการ ซึ่งประกอบด้วยเขื่อนหลายเขื่อนอยู่บนลำน้ำเดียวกัน (Cascade) เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

5.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้

5.8 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU

5.9 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้ (1)Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 12 เดือนนับจากลงนาม PPA (2)Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ [48] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD (3)Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2558 และ 72 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD ทั้งนี้ หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน

5.10 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ดังนี้ (1)วันลงนาม PPA เป็นเงิน 15 Million USD (2)วัน Financial Close Date เป็นเงิน 38 Million USD (3) วัน COD เป็นเงิน 34 Million USD และ (4)วันครบรอบ COD 14 ปี เป็นเงิน 12 Million USD

มติของที่ประชุม

1. รับทราบข้อสังเกตของกรรมการที่เห็นควรให้มีผู้ลงทุนไทยร่วมทุนในโครงการ พัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ที่จะจำหน่ายให้แก่ไทย โดยให้มีสัดส่วนผู้ลงทุนไทยในระดับที่เหมาะสม ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงการเป็นผู้ลงทุนไทยอย่างแท้จริง
2. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไป ลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
3. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในบันทึกความเข้าใจโครงการน้ำอูในขั้นการจัดทำร่าง สัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากโครงการน้ำอูมีความซับซ้อนมาก โดยประกอบด้วยเขื่อนและโรงไฟฟ้าถึง 7แห่ง ซึ่งแตกต่างจากสัญญาเดิมที่โครงการมีเพียงเขื่อนเดียว เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยจะต้องไม่สูงกว่าเดิม

เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

สรุปสาระสำคัญ

1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ จนถึง 3,200 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ด้วยระบบ Cogeneration ทั้งนี้ ณ เดือนกันยายน 2550 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 118 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,817.42 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 83 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,404.82 เมกะวัตต์

2. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 และ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์

3. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ในปี 2545 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ แล้วเมื่อเดือนธันวาคม 2549

4. ณ เดือนกันยายน 2550 มีโครงการ VSPP ยื่นแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จำนวน 117 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 549.99 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. จำนวน 113 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 549.86 เมกะวัตต์ เป็นโครงการ SPP เดิม และ VSPP (ไม่เกิน 1 เมกะวัตต์) ที่สิ้นสุดสัญญาแล้ว จำนวน 30 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 176.90 เมกะวัตต์ และเป็นโครงการ VSPP รายใหม่ จำนวน 83 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 372.96 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟน. มีจำนวน 4 ราย เป็น VSPP รายใหม่ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 0.13 เมกะวัตต์

5. เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้กำหนดให้มีมาตรการจูงใจด้านราคา โดยการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เป็นระยะเวลา 7 ปี และให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 โดย กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแล้ว โดยส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) และพลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) เท่ากับ 0.40 และ 0.80 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ สำหรับเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานลม เท่ากับ 2.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อหน่วย

6. ต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 เห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP เป็นระยะเวลา 7 ปี โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ เท่ากับ 2.50, 2.50 และ 8.00 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 300 เมกะวัตต์

7. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ทั้งนี้ กฟผ. และ กฟภ. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่ให้เพิ่มเติมพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ในจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ด้วย โดยกำหนดส่วนเพิ่มพิเศษเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก พลังน้ำขนาดเล็กมาก และขยะ โดยกำหนดส่วนเพิ่มพิเศษเดิมเท่ากับ 1.50 บาทต่อหน่วย สำหรับพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์

8. สำหรับ SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ซึ่งใช้วิธีประมูลแข่งขัน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ และ กบง. ได้มีมติเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 เห็นชอบผลการประเมินและคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อ ไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนจำนวน 7 โครงการ ปริมาณ พลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ SPP ดังกล่าวต่อไป

9. ผลการดำเนินงานส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสามารถสรุปได้ดังนี้

9.1 เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ที่ผ่านมา ยังไม่มีโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ แม้ว่าในช่วงที่ผ่านมาจะมีการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการตาม ระเบียบดังกล่าวแล้ว ซึ่งจากการศึกษาของ สำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) ภายใต้โครงการวิจัยเชิงนโยบายเพื่อสนับสนุนการพัฒนาและการใช้พลังงานหมุน เวียนและการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในประเทศไทย ได้วิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผู้ผลิตไฟฟ้าได้รับตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ารวม กับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ยังไม่คุ้มทุน และมีข้อเสนอแนะให้มีการปรับปรุงมาตรการการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยขยายระยะเวลาการให้สนับสนุนเป็นเวลา 15 ปีขึ้นไป และการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักการให้ผู้ลงทุนมีผลตอบแทนที่เหมาะสม แต่ต้องไม่เกินต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้จากการผลิตไฟฟ้าด้วยเชื้อเพลิงฟอสซิล ดังนั้น ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจึงไม่ควรเกินต้นทุนทางสังคมและสิ่งแวดล้อม (Externality Cost) ซึ่งโครงการประเมินไว้ไม่เกิน 0.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง อย่างไรก็ตาม การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าให้สูงกว่า Externality Cost สามารถทำได้เพื่อประโยชน์ทางสังคม เช่น การผลิตไฟฟ้าในชนบทห่างไกล หรือกรณีที่มีความจำเป็นต้องสนับสนุนการพึ่งพาตนเองด้านเทคโนโลยีพลังงาน ประเภทใดประเภทหนึ่งเป็นการเฉพาะ

9.2 นอกจากนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้วิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจากข้อมูลจริงในปัจจุบัน พบว่าต้นทุนเพิ่มขึ้นจากที่เคยประมาณการไว้ในการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้าในปัจจุบัน แต่ราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานลมเฉลี่ยตลอดโครงการตามโครงสร้างราา รับซื้อในปัจจุบันอยู่ในระดับ 3.90 บาทต่อหน่วยเท่านั้น ในขณะเดียวกันราคาน้ำมันเตาที่อยู่ในระดับสูงมาก ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาเพิ่มขึ้นเป็น 4.00 - 4.50 บาทต่อหน่วย และขณะนี้ยังมีการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าในปริมาณมากพอสมควร ดังนั้น การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจะช่วยลดการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า และลดค่าใช้จ่ายในการจัดหาไฟฟ้าของประเทศได้

9.3 เพื่อเป็นการจูงใจให้เกิดการลงทุนในโครงการพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ โดยปรับปรุงการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม เท่ากับ 3.50 บาทต่อหน่วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อ 115 เมกะวัตต์ และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อหน่วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อ 15 เมกะวัตต์ โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุนของพลังงานลมและแสงอาทิตย์เป็น 10 ปี นับจากวัน COD

9.4 ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm และ VSPP กำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปีๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจากไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงและเพียงพอที่จะชำระ คืนเงินต้นและดอกเบี้ย ซึ่งการพิจารณาให้เงินกู้แก่โครงการโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่จะพิจารณาจากสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าเป็นหลัก ทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน มีความจำเป็นต้องยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ประเภทสัญญา Firm แทน ซึ่งทำให้ไม่มีสิทธิได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนั้น เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาดังกล่าวและเพื่อความชัดเจนในทางปฏิบัติตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า จึงมีข้อเสนอดังนี้

9.4.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP

9.4.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งนี้ ยกเว้นในกรณี SPP รายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แล้ว

9.4.3 SPP รายเดิมที่มีสัญญาประเภท Firm หากประสงค์จะยกเลิกสัญญากับ กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP เห็นควรให้ กฟผ. พิจารณายกเว้น (1) การยึดหลักค้ำประกัน การปฏิบัติตาม สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา (3) การเรียกเก็บเงินค่าพลังงานไฟฟ้าคืน และ (4) การเรียกค่าปรับ ทั้งนี้ SPP Firm ที่ได้รับการยกเว้นนี้ จะไม่รวมถึง SPP ประเภท Firm ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์

9.4.4 เห็นควรแก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ

มติของที่ประชุม

1.

รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP VSPP และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

2.

เห็นชอบให้ปรับปรุงการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิต ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าตาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ โดยกำหนดให้เท่ากับ 3.50 บาทต่อหน่วย และ 8.00 บาท ต่อหน่วย ตามลำดับ และขยายระยะเวลาสนับสนุนจาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช.เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550)

3.

เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ให้มีความชัดเจนตามรายละเอียดในข้อ 9.4.1 - 9.4.4

เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กฉบับ พ.ศ. 2550 และ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์

2. เนื่องจากมี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็น จำนวนมาก เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 กพช. จึงมีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งนี้ มี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ โดยเกือบทั้งหมดเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,151 เมกะวัตต์ และมีเพียง 1 ราย ที่เชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 40 เมกะวัตต์

3. การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration จะพิจารณาตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ดังนี้ คือพิจารณาเงื่อนไขของสัดส่วนของพลังงานความร้อน (ไอน้ำ) ที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 รวมทั้ง จะต้องผลิตพลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และพิจารณาข้อจำกัดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าด้วย ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้พิจารณาข้อจำกัดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของโครงการ SPP ดังกล่าว พบว่า จะมีโครงการที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 9 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 760 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการที่เหลือไม่สามารถรับซื้อได้ เนื่องจากข้อจำกัดของระบบสายส่ง หรือจำเป็นต้องรอผลการคัดเลือกโครงการ IPP ซึ่งอาจจะป้อนไฟฟ้าเข้าระบบส่งในบริเวณเดียวกัน

4. การพิจารณาความพร้อมด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปตท. ได้ชี้แจงว่าสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้น (ปี 2551-2556) ได้ประมาณ 3,490 ล้านลูกบาศก์ฟุต สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป ปตท. จะนำเข้า LNG ประมาณ 700-1,400 ล้านลูกบาศก์ฟุต และจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย และรับซื้อเพิ่มจากประเทศพม่า รวมทั้งนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นด้วย และ ปตท. จึงยืนยันว่าสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ตามกำลังการผลิตติดตั้งของ SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป และความพร้อมด้านท่อส่งก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม ขอให้ กฟผ. พิจารณากำหนดวัน COD ให้สอดคล้องกับกำหนดแล้วเสร็จของท่อก๊าซฯ และปริมาณก๊าซฯ ที่จัดหา รวมทั้ง พิจารณาความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และระดับกำลังผลิตสำรอง (Reserve Margin) ด้วย

5. กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า โครงการ SPP ได้รับความสนใจจากผู้ลงทุนเป็นจำนวนมาก ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าที่ประกาศไว้ ขณะที่ระบบไฟฟ้าไม่สามารถรองรับได้ทั้งหมด จึงเห็นควรรับทราบการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตามหลักเกณฑ์ข้อจำกัดด้านระบบไฟฟ้า โดยให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้มากกว่าที่ประกาศไว้ 500 เมกะวัตต์ และควรให้มีการขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ ไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 สำหรับ SPP ที่ยื่นข้อเสนอรายอื่นๆ ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าในรอบแรก เห็นควรให้คงไว้รอพิจารณารับซื้อไฟฟ้าควบคู่ไปกับการคัดเลือกโครงการ IPP และพิจารณาวิธีการแก้ไขข้อจำกัดของสายส่งอีกครั้ง ทั้งนี้ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปดำเนินการต่อไป

มติของที่ประชุม

1.

รับทราบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ในรอบแรกตามข้อจำกัดของระบบไฟฟ้าในข้อ 3 - 4 และรับทราบความเห็นของกระทรวงพลังงานในข้อ 5

2.

เห็นชอบให้ขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากโครงการใหม่ที่เป็นผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ได้เกินกว่า 500 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ ปริมาณการรับซื้อรวมจากโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้งหมดจะไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549

เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตุลาคม - 12 พฤศจิกายน 2550)

สรุปสาระสำคัญ

1. เดือนตุลาคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.49 และ 82.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.12 และ 5.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวกระทรวงพลังงานสหรัฐฯ ประกาศปริมาณสำรองน้ำมัน ณ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 ลดลงทุกชนิดซึ่งตรงข้ามกับผลที่นักวิเคราะห์คาดการณ์ไว้ และจากข่าวตุรกีบุกโจมตีกลุ่มกบฏ Kurdish ในบริเวณตอนเหนือของอิรัก ประกอบกับข่าวบริษัท Pemex ปิดท่าขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโกหลังเกิดพายุหนัก และในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.56 และ 92.54 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.07 และ 9.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวสภาพอากาศแปรปรวนบริเวณทะเลเหนือ และข่าวท่อขนส่งน้ำมันดิบ (155,000 บาร์เรลต่อวัน) ของประเทศเยเมนปิดทำการจากเหตุระเบิด

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนตุลาคม 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 88.71 87.46 และ 95.08 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.20 6.11 และ 4.37 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และการปิดซ่อมบำรุงตามแผนของโรงกลั่น Dumai ของอินโดนีเซีย รวมทั้ง International Enterprise Singapore (IES) รายงานปริมาณสำรอง Light Distillate และ Middle Distillate ของสิงคโปร์สิ้นสุดสัปดาห์วันที่ 31 ตุลาคม ลดลง 0.1 และ 0.05 ล้านบาร์เรล ตามลำดับ นอกจากนี้ ราคาน้ำมันดีเซล 0.5% S ได้ทำสถิติสูงสุดอยู่ที่ระดับ 105.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากข่าวเพลิงไหม้ที่โรงกลั่น S-Oil ของ เกาหลีใต้ และข่าวไต้หวันลดการส่งออกน้ำมันดีเซลลงจากการปิดฉุกเฉิน CDU ที่โรงกลั่น Kaohsiung สำหรับในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 99.36 98.20 และ 106.09 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 10.65 10.74 และ 11.00 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ จากข่าวโรงกลั่นของบริษัท Pak-Arab Refinery Ltd ในปากีสถานปิดซ่อมฉุกเฉิน และอุปทานในจีนยังคงตึงตัว รวมทั้งอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวเช่นกัน

3. ราคาน้ำมันขายปลีก รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล์ 95และ 91 ลง 0.20 บาทต่อลิตร ในวันที่ 1 ตุลาคม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 5 ลง 0.30 บาทต่อลิตร ในวันที่ 31 ตุลาคม จากสถานการณ์ราคาน้ำมันและการปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนฯส่งผลให้เดือนตุลาคมผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 3 ครั้ง ปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 2 ครั้ง และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 1 ครั้ง และ 0.10 บาทต่อลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, ดีเซลหมุนเร็ว, และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 31.19, 30.39, 27.69, 26.89, 28.14 และ 27.14 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และรัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ลดลง 0.40 บาทต่อลิตร ในวันที่ 5 พฤศจิกายน และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 0.40 บาทต่อลิตร และ 0.20 บาทต่อลิตร ในวันที่ 5 และ 15 พฤศจิกายน ตามลำดับ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันและการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว, และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 31.69 , 30.89 , 28.19 , 27.39 , 28.64 , และ 27.64 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

4. แนวโน้มราคาน้ำมันในเดือนพฤศจิกายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลในตลาดสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นในฤดูหนาว รวมทั้ง สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง

5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในเดือนตุลาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อยู่ที่ระดับ 650 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการในภูมิภาคเพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในอุตสาหกร รมปิโตรเคมีและความอบอุ่น ขณะที่อุปทานในภูมิภาคตึงตัวจากโรงกลั่นในประเทศไทยปิดดำเนินการซ่อมบำรุง ประจำปี และในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาว และในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี แนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 760 - 765 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ประมาณการราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.9621 - 10.9645 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.8922 - 0.8946 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 267.34 - 267.96 ล้านบาทต่อเดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 7.4890 - 7.532 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 56.17 - 56.80 ล้านบาทต่อเดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34.1318 บาท/เหรียญสหรัฐฯ

6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์และไบโอดีเซล เดือนตุลาคมมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอล 7 ราย มีปริมาณการผลิตและจำหน่ายรวม 0.67 และ 0.72 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ราคาเอทานอลแปลงสภาพไตรมาสที่ 1-4 ปี 2550 ลิตรละ 19.33 18.62 16.82 และ 15.29 บาท ตามลำดับ โดยราคาในไตรมาสที่ 1 ปี 2551 มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณ ลิตรละ 16.74 บาท ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ผลิต (31 ตุลาคม 2550) มีปริมาณรวม 24.22 ล้านลิตร โดยเดือนตุลาคม และในช่วงวันที่ 1 - 8 พฤศจิกายน มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ปริมาณ 4.67 และ 4.63 ล้านลิตรต่อวัน และแก๊สโซฮอล์ 91 ปริมาณ 0.93 และ 0.92 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ บริษัทค้าน้ำมันและสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 จำนวน 11 และ 3 บริษัท และจำนวน 3,661 และ 740 แห่ง ตามลำดับ สำหรับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 28.19 และ 27.39 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 3.50 บาทต่อลิตร

7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 11,694 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,391 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,085 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 516 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 3,697 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 6 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2550

สรุปสาระสำคัญ

1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ ภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ

2. สำหรับปีงบประมาณ 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2549 ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2550 - 2552โดยแบ่งงบประมาณ ปีละ 30 ล้านบาท ในกรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 90 ล้านบาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2549 ทั้งนี้ ในการจัดสรรงบประมาณปี 2550 ให้คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ ในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ ให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศทั้งระยะสั้นและระยะยาว เพื่อให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เกิดประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด

3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน สำหรับปีงบประมาณ 2550 ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 22,793,281 บาท ประกอบด้วย 1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม จำนวนเงิน 14,514,690 บาท 2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา จำนวนเงิน 5,929,000 บาท 3) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวนเงิน 2,049,591 บาท และ 4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวนเงิน 300,000 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,588,738.01 บาท ผูกพันไปปี 2551 ในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม เป็นจำนวนเงิน 6,477,090.94 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2550 มีสินทรัพย์สุทธิ 421,830,816.09 บาท และรายได้ สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 7,664,166.35 บาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2550 (ครั้งที่ 116)
วันพฤหัสบดีที่ 18 ตุลาคม พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย

3.การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว

4.แผนการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของการไฟฟ้านครหลวง

5.การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล

6.ร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

7.แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

8.การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า

9.ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....

10.ร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. ....

11.ร่างกฎ กระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. ....

นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 ซึ่งได้แก้ไของค์ประกอบคณะกรรมการฯ ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว โดยมีผลบังคับเป็นกฎหมายตั้งแต่วันที่ 17 ตุลาคม 2550

เรื่องที่ 1 การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และให้นำแผนการจัดตั้งบริษัทฯ เสนอขออนุมัติกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีต่อไป ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาความเหมาะสมในการจัดตั้งบริษัทลูกของรัฐ วิสาหกิจในภาพรวมต่อไป

2. แผนการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

2.1 แนวคิดการจัดตั้งบริษัทฯ เพื่อส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ช่วยให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าในประเทศมีเสถียรภาพ รวมถึงเป็นการส่งเสริมนโยบายและความร่วมมือในการพัฒนาระบบพลังงานไฟฟ้า เศรษฐกิจ และสังคมอย่างยั่งยืนของภูมิภาคอาเซียนต่อไป

2.2 หลักการในการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ : เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดย กฟผ. จะเป็นผู้พิจารณาแผนการลงทุนและกำหนดนโยบายให้บริษัทฯ นำไปปฏิบัติ ซึ่งอาจเป็นการลงทุนโดยตรงหรือจัดตั้งบริษัทในเครือ สัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทดังกล่าวจะเป็นตามนโยบายที่ได้รับจาก กฟผ. และ กฟผ. จะให้การสนับสนุนการขยายธุรกิจในอนาคต โดยการลงทุนเพิ่มเติมเองหรือให้บริษัทฯ หรือบริษัทในเครือของบริษัทฯ ร่วมลงทุนกับพันธมิตร และ/หรือ บริษัทลูกของ กฟผ. หรือนำบริษัทฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ในการกำกับดูแลบริษัท ฯ กฟผ. จะแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เป็นกรรมการและผู้บริหารของบริษัท และแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เพื่อใช้สิทธิในฐานะผู้ถือหุ้น

2.3 แผนการเงิน: บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียนในเบื้องต้น 50 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นหุ้นสามัญ 5 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 10 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นเงินทุนรองรับค่าใช้จ่ายการดำเนินงานต่างๆ ของบริษัทฯ ในระยะแรก สำหรับในอนาคตบริษัทฯ มีแผนที่จะเพิ่มทุนจดทะเบียนโดยพิจารณาจากความต้องการใช้เงินเป็นหลัก ทั้งนี้ จากสมมติฐานแผนการลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบและการประมาณการค่าใช้จ่ายในการ ดำเนินงาน บริษัทฯ ต้องการเงินลงทุนในช่วงปี 2550-2558 รวมประมาณ 1,707 ล้านบาท

2.4 แผนการลงทุน: ในเบื้องต้น กฟผ. มีโครงการตามแผนการลงทุนที่จะพิจารณาให้บริษัทฯ เป็นผู้ลงทุนแทน คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำเงี๊ยบ 1 ขนาดกำลังการผลิต 276 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นโครงการที่ กฟผ. จะลงทุนร่วมกับ Kansai Electric Power Co., Inc. (ประเทศญี่ปุ่น) บริษัทสวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) (ประเทศไทย) และรัฐบาล สปป.ลาว โดย กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 25 เงินลงทุนโครงการ 19,000 ล้านบาท มีสัดส่วนหนี้สินต่อทุน 70:30 คิดเป็นเงินลงทุนในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 1,400 ล้านบาท

3. กฟผ. มีข้อเสนอขอให้พิจารณาในประเด็นต่างๆ ดังนี้

3.1 ขออนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGAT International Company Limited) โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัด และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท

3.2 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม

3.3 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม

3.4 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไปที่มีอยู่แล้วในปัจจุบันและในอนาคต เพื่อให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถบริหารงานในรูปแบบของบริษัทเอกชนทั่วไปได้ และมีระเบียบข้อบังคับที่ใช้ปฏิบัติงานเป็นของตนเอง

3.5 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้น ไม่ต้องนำกฎ ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงินเดือน ค่าจ้าง ค่าตอบแทนและสวัสดิการต่างๆ มากำหนดขอบเขตสภาพการจ้างเกี่ยวกับการเงินตามมาตรา 13 (2) แห่งพระราชบัญญัติแรงงงานรัฐวิสาหกิจสัมพันธ์ พ.ศ. 2543 โดยให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถดำเนินการปรับปรุงสภาพการจ้างที่เกี่ยวกับการเงินใน การกำหนดอัตราค่าจ้าง ค่าตอบแทน หรือสวัสดิการต่างๆ ของพนักงานได้เองเมื่อคณะกรรมการบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หรือคณะกรรมการของบริษัทในเครือเห็นชอบ

3.6 ขอให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือ โดยได้รับสิทธิประโยชน์เช่นเดียวกับที่ผู้ประกอบการเอกชนได้รับ โดยให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาตามความเหมาะสม

4. กระทรวงการคลังได้พิจารณาเรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด แล้วเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด อย่างไรก็ตาม ในประเด็นการขอผ่อนผันกฎระเบียบที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจ กระทรวงการคลังมีความเห็นว่า ในขณะที่บริษัทฯ ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ เห็นควรให้บริษัทฯ ปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกัน

5. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาให้ความเห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.3 และ 3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไขในการดำเนินการ

มติของที่ประชุม

เห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.3 และ 3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไข ดังนี้

1.กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มี ความโปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้าโดย กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกันภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน ให้กระทรวงพลังงานแต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่ เป็นกลางเป็นผู้พิจารณากลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัทฯ หรือกับโครงการที่บริษัทฯ เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจารณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว)

2.ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายเป็นพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ

3.ในการเพิ่มทุนจดทะเบียนของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในอนาคต ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อน และเมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้ กฟผ. นำเสนอการเพิ่มทุนฯ ต่อคณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย

4.ในขณะที่ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจให้บริษัทฯ ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกัน ตามความเห็นของกระทรวงการคลังในข้อ 4

เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุน ส่วนขยาย

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบันมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ

2. ต่อมา รัฐบาล สปป. ลาว ได้เสนอให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุน ส่วนขยาย ภายใต้กรอบ MOU ระหว่างรัฐบาลฉบับดังกล่าว ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับกลุ่มผู้ลงทุนทั้ง 4 โครงการ ภายใต้กรอบ Tariff MOU โดยจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยบรรลุข้อตกลงในเงื่อนไขสำคัญด้านกฎหมาย พาณิชย์ และเทคนิคในส่วน Main Text ของร่าง PPA และได้มีการลงนามเบื้องต้น (Initial) เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550

3. ข้อกฎหมาย และหลักการจัดทำร่าง PPA ของทั้ง 4 โครงการ ได้ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่ง กพช. ให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ได้ตรวจพิจารณาแล้ว โดยใช้ PPA ของโครงการน้ำงึม 2 ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. และผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว เป็นต้นแบบ โดยในการจัดทำร่าง PPA ของโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ d ตามข้อตกลงใน Tariff MOU ได้ปรับแก้ไขให้สอดคล้องกับลักษณะเฉพาะของแต่ละโครงการ ความต้องการของระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และความเหมาะสมในการบริหารสัญญาฯ สำหรับประเด็นที่มีความแตกต่างจาก PPA ของโครงการน้ำงึม 2 มีดังนี้ (1) สิทธิ์ของ กฟผ. ในการฝากพลังงานไฟฟ้า (ในรูปของปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ) (2) กฎ สถานที่ และภาษาที่ใช้ในกระบวนการอนุญาโตตุลาการ และ (3) การกำหนดให้ สฟ. นาบง ใน สปป.ลาว เป็นพื้นที่ยกเว้นค่าปรับ (Free Zone) ทั้งนี้ ประเด็นในข้อ (1)และ (3) เป็นประเด็นทางด้านเทคนิค สำหรับข้อ (2) จะมีลักษณะเดียวกันกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 ที่ อส. ได้ให้ความเห็นชอบไปแล้ว

สำหรับการจัดทำร่าง PPA โครงการเทิน-หินบุน ส่วนขยาย ได้เแก้ไขเพิ่มเติม PPA ฉบับปัจจุบัน (ซึ่งผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว) ให้ครอบคลุมเงื่อนไขเดิม และผนวกเงื่อนไขของโครงการฯ ส่วนขยายตามข้อตกลงใน Tariff MOU รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของ อส. ซึ่งให้ กฟผ. ตรวจสอบว่า การแก้ไข PPA สามารถดำเนินการได้ตามกฎหมายของ สปป. ลาว และไม่ขัดต่อเงื่อนไขในสัญญาสัมปทานที่กลุ่มผู้ลงทุนมีต่อรัฐบาลลาว มาบรรจุในร่างคำรับรองของรัฐบาล สปป.ลาว ที่จะต้องนำส่งให้ กฟผ. แล้ว

4. รายละเอียดโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบนุส่วนขยาย

4.1 โครงการน้ำเทิน 1 : กำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ย (เฉพาะ Primary Energy) ปีละ 1,655 ล้านหน่วย โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 ประกอบด้วย บริษัท Gamuda Berhad (ถือหุ้น 40%) บมจ. ผลิตไฟฟ้า (ถือหุ้น 40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)

4.2 โครงการน้ำงึม 3 : กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 2,295 ล้านหน่วย โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 23%) GMS Lao Co., Ltd. (ถือหุ้น 27%) Marubeni Corporation (ถือหุ้น 25%) และ Ratchaburi Electricity Holding Plc. (ถือหุ้น 25%)

4.3 โครงการน้ำเงี๊ยบ : กำลังผลิตติดตั้ง 261 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 1,374 ล้านหน่วย โดยมีจุดเพื่อเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบ ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%) Kansai Electric Power Co., Inc. (ถือหุ้น 48%) และ กฟผ. (ถือหุ้น 32%)

4.4 โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย :ตัวเขื่อนเดิมมีกำลังผลิต 210 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป็น 220 เมกะวัตต์ ตัวเขื่อนใหม่มีกำลังผลิตติดตั้ง 220 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 440 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าจำหน่ายให้ กฟผ. รวม 2,691 เมกะวัตต์ โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. นครพนม 2 (สฟ. แห่งใหม่) กลุ่มผู้ลงทุนประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 60%) GMS Lao Co., Ltd. (ถือหุ้น 20%) และ Nordic Hydropower AB (ถือหุ้น 20%)

5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย สรุปได้ดังนี้

5.1 สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ

5.1.1 อายุสัญญา นับจากวันลงนามสัญญา และต่อเนื่องไปอีก 27 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์

5.1.2 การซื้อขายไฟฟ้าและราคาพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ มี 3 ประเภท คือ Primary Energy (PE), Secondary Energy (SE) และ Excess Energy (EE) โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อเฉพาะ PE และ SE 100% บริษัทฯ ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้ว จะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) สำหรับราคาค่าพลังงานไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้

5.1.3 การยุติปัญหาข้อพิพาท ให้ยุติข้อพิพาทโดยการเจรจาโดยความจริงใจในเบื้องต้น ก่อนนำไปสู่การแก้ไขปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ หากมีการยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการ ให้ใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ (ตามข้อเสนอของบริษัทฯ แตกต่างจากสัญญาโครงการน้ำงึม 2 แต่เป็นลักษณะเดียวกับโครงการน้ำเทิน 2 ซึ่ง อส. ได้เคยเห็นชอบแล้ว)

5.1.4 กฎหมายที่ใช้บังคับและตีความสัญญา คือ กฎหมายไทย

5.2 สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย

5.2.1 อายุสัญญาและ Critical Dates นับจากวันลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทิน-หินบุน และต่อเนื่องไปอีก 27 ปีนับจากวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ กำหนดเส้นตายวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ วันที่ครบรอบ 2 ปี ของกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์

5.2.2 ราคารับซื้อไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้

(1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ Stage I Generating Units (210 MW) ให้มีการปรับเพิ่มขึ้นปีละ 1% เหมือนเดิมจนถึงวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์

(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ Expansion Generating Unit (220 MW) ที่ กฟผ. รับซื้อก่อนวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เท่ากับ 0.01817 US$ และ 0.6358 ฿/ kWh

(3) อัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อตั้งแต่วันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์จนสิ้นอายุสัญญาเท่ากับ 0.02595 US$ และ 0.9083 ฿/ kWh

5.2.3 การระงับข้อโต้แย้ง (ตามเงื่อนไขของสัญญาฯ เดิม) การพิจารณาข้อพิพาทของอนุญาโตตุลาการกระทำภายใต้กฎเกณฑ์ของ International Chamber of Commerce (ICC) ซึ่งเป็นลักษณะเดียวกับโครงการเทิน-หินบุนส่วนแรกที่ อส. เห็นชอบแล้ว

5.2.4 Governing Law (ตามเงื่อนไขของสัญญาฯเดิม) กฎหมายที่ใช้บังคับและตีความสัญญาคือ กฎหมายอังกฤษ

6. การลงนาม PPA ของผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำเทิน 1 มีเงื่อนไขว่าหากร่าง PPA ฉบับ Initial ของทั้ง 3 โครงการได้รับความเห็นชอบจาก กพช. แล้ว กลุ่มผู้ลงทุนฯ จะลงนามสัญญาเมื่อได้ข้อสรุปในประเด็นต่อไปนี้

6.1 ผู้ให้กู้ (Lenders) ของโครงการฯ ให้ความเห็นชอบเงื่อนไขใน PPA ที่มีผลต่อการอนุมัติเงินกู้แก่โครงการฯ

6.2 การเจรจาจัดทำ Schedules แล้วเสร็จ ได้ข้อยุติในรายละเอียดซึ่งเป็นส่วนอ้างอิงกับสัญญาสัมปทาน และตัวเลขที่ใส่วงเล็บไว้ รวมทั้งกำหนดวันลงนามและนำส่งเอกสารต่างๆ

6.3 การยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการ กำหนดให้ใช้ UNCITRAL RULES ดำเนินการที่สิงคโปร์ และใช้ภาษาอังกฤษ

นอกจากนี้ กลุ่มผู้ลงทุนฯ จะต้องดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้

6.4 นำเสนอร่าง PPA เพื่อขอความเห็นชอบจากผู้มีอำนาจอนุมัติ

6.5 จัดตั้งบริษัทจดทะเบียนใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ และดำเนินการเพื่อให้มีการลงนามในสัญญาข้อตกลงผู้ร่วมทุน (Shareholders Agreement)

6.6 มีการแบ่งรับหรือลดความเสี่ยงอันเกิดจากการเป็นเจ้าของ การจัดหาเงินกู้ การก่อสร้าง การปฏิบัติการ และการบำรุงรักษา สถานีไฟฟ้านาบงและระบบส่งเชื่อมโยงใน สปป. ลาว ระหว่างรัฐบาล สปป. ลาว ผู้รับเหมาหลัก และผู้รับเหมางานปฏิบัติการและบำรุงรักษา

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 ตามที่ได้มีการลงนามเบื้องต้น (Initial) ไปแล้ว และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
ทั้งนี้ ในกรณีที่มีความจำเป็นในการแก้ไขร่างสัญญาฯ ในส่วนที่มิใช่สาระสำคัญ ให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่แก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก

2.สำหรับโครงการในอนาคตหากใช้ร่างสัญญาที่ผ่านการอนุมัติจาก กพช. หรือ ครม. และผ่านการตรวจพิจารณาจากอัยการสูงสุดแล้วเป็นต้นแบบ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาอนุมัติ หากมีการแก้ไขจากสัญญาต้นแบบในประเด็นนโยบายหรือในสาระสำคัญให้นำเสนอ กพช. พิจารณา

เรื่องที่ 3 การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandom of Understanding: MOU) เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมา ได้มีการปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเพิ่มเติม เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 โดยรัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนาม MOU เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 และในวันที่ 18 ธันวาคม 2549 รัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนามใน MOU ขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558

2. การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เมื่อจะมีการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว รัฐบาล สปป. ลาว จะเสนอโครงการให้ไทยพิจารณา โดยฝ่ายไทยและ สปป. ลาว จะเจรจาเป็นรายโครงการ การพิจารณาในฝ่ายไทยมีการตั้งคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงาน ไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน

3. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้ MOU ดังกล่าว ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และ มีนาคม 2554 ตามลำดับ สำหรับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU ร่วมกับผู้ลงทุนเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 และ 13 มิถุนายน 2550 ตามลำดับ และได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเบื้องต้น (Initial PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 (523 เมกะวัตต์) น้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) น้ำเงี๊ยบ (260 เมกะวัตต์) และเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) แล้วเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550

4. การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว สืบเนื่องจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (Power Development Plan: PDP 2007) โดยให้ใช้แผนกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้เป็นแผนหลัก และใช้แผนกรณีการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปีและรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นเป็นแผนทางเลือก โดยในแผน PDP 2007 ได้กำหนดให้ กฟผ. ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจำนวนหนึ่ง ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศด้วย โดยปัจจุบันการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน และการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านมีความชัดเจนมากขึ้น ดังนี้

4.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP : กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 เมื่อครบกำหนดการเปิดจำหน่ายเอกสารในวันที่ 27 กรกฎาคม 2550 มีผู้สนใจซื้อเอกสารเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รวม 60 ซอง โดยมีกำหนดการยื่นข้อเสนอในวันที่ 19 ตุลาคม 2550 และคาดว่าจะทำการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2550

4.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP : คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 มีมติเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปี 2550 ต่อมา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP รวม 1,030 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากระบบการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) 500 เมกะวัตต์ และจากพลังงานหมุนเวียน 530 เมกะวัตต์ ซึ่งได้รับการตอบรับจากผู้ลงทุนจำนวนมาก ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2550 มี SPP ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า จำนวน 31 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,416 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก ทั้งนี้ กฟผ. จะพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP

สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า มีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวน 9 ราย กำลังผลิตไฟฟ้า เสนอขาย 435 เมกะวัตต์ ต่อมา คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนแล้วจำนวน 7 โครงการ มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ อัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า 29.5-30.0 สตางค์/หน่วย

4.3 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก VSPP : คณะรัฐมนตรีในการประชุม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 มีมติเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า VSPP สำหรับพลังงานหมุนเวียน และระบบ Cogeneration โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 98 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 17.93 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 50 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 14.29 เมกะวัตต์สำหรับ VSPP ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้เสนอขายไฟฟ้า จำนวน 113 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 550 เมกะวัตต์

4.4 การจัดหาไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน IPP SPP และ VSPP มีความคืบหน้าตามเป้าหมาย และได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ลงทุนมาก โดยเฉพาะโครงการ SPP ในระบบ Cogeneration อย่างไรก็ตาม โครงการที่ยื่นข้อเสนอดังกล่าวได้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินอาจได้รับการต่อต้านจากประชาชนในพื้นที่ ประกอบกับปัจจุบันการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ยังไม่มีความชัดเจนและแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งอื่นๆ ทำได้ยากขึ้น เกิดความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในอนาคต จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านเพิ่มขึ้น เพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าได้เพียงพอตามความต้องการในช่วงเวลาที่กำหนด

4.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ : การเจรจารับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ มีความก้าวหน้าค่อนข้างมาก ปัจจุบัน มีการตกลงรับซื้อไฟฟ้า แล้ว 8 โครงการ (โครงการเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำเทิน 2 น้ำงึม 2 น้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย) กำลังผลิตรวม 3,314 เมกะวัตต์ และอยู่ในระหว่างการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้ากับโครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตประมาณ 1,470 เมกะวัตต์ หากเจรจาตกลงกันได้จะทำให้กำลังผลิตรวมเป็น 4,784 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อพิจารณาศักยภาพแหล่งผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว ยังมีแหล่งไฟฟ้าพลังน้ำที่มีศักยภาพที่จะขายให้ประเทศไทยได้อีกจำนวนมาก การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ที่ได้ลงนามเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 ซึ่งกำหนดไว้จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจะเป็นทางเลือกสำหรับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศในอนาคต จากการประเมินศักยภาพโครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ (ได้แก่ โครงการน้ำอู เซกอง 4 เซกอง 5 เซเปียนเซน้ำน้อย น้ำบาก 1 และ 2 เป็นต้น) จะมีกำลังผลิตรวมประมาณ 2,770 เมกะวัตต์ จึงมีความเป็นไปได้ที่จะให้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เพิ่มขึ้นอีก 2,000 เมกะวัตต์ จากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เพิ่มเป็น 7,000 เมกะวัตต์

4.6 กระทรวงพลังงาน และ สปป. ลาว ได้มีการเจรจาบันทึกความเข้าใจขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว แล้ว โดยปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ร่าง MOU ฉบับใหม่ ได้คงสาระสำคัญไว้เหมือนเดิม โดยมีเพียงการเปลี่ยนแปลงเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ที่ขยายเพิ่มขึ้นจากเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์

4.7 ตามมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 ได้กำหนดให้การจัดทำหนังสือสัญญาใดที่มีผลผูกพันด้านการค้าการลงทุนกับนานา ประเทศ หรือกับองค์กรระหว่างประเทศต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐสภาก่อน กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้นำเสนอร่างบันทึกความเข้าใจฯ การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ให้คณะรัฐมนตรีและรัฐสภาให้ความเห็นชอบต่อไป

1. ผู้แทนกระทรวงการต่างประเทศ ได้ชี้แจงเรื่องที่กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือหารือประเด็น การจัดทำหนังสือสัญญาที่มีผลผูกพันด้านการค้า การลงทุนกับนานาประเทศในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าว่าจะต้องนำเสนอรัฐสภาตามมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 หรือไม่ ดังนี้

1.1 การลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ เป็นความตกลงระหว่างรัฐบาลต่อรัฐบาล ซึ่งในมาตรา 190 วรรคห้า ของรัฐธรรมนูญฯ กำหนดให้ต้องมีกฎหมายว่าด้วยการกำหนดขั้นตอนและวิธีการจัดทำหนังสือสัญญาฯ โดยในกรณีที่มีปัญหาให้เป็นอำนาจของศาลรัฐธรรมนูญที่จะวินิจฉัยชี้ขาด ซึ่งขณะนี้ยังไม่มีกฎหมายดังกล่าว จึงควรตีความในทางที่จะไม่เป็นอุปสรรคต่อการบริหารประเทศของรัฐบาล ดังนั้น การลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ จึงอยู่ในอำนาจของฝ่ายบริหารซึ่งคณะรัฐมนตรีสามารถอนุมัติได้โดยไม่จำเป็น ต้องเสนอรัฐสภาให้ความเห็นชอบ

1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นเรื่องระหว่างคู่สัญญา ซึ่งมีกฎหมายภายในที่ใช้บังคับอยู่แล้ว จึงไม่เข้าข่ายเป็นหนังสือสัญญาฯ ตามมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญฯ

ทั้งนี้ผู้แทนกระทรวงต่างประเทศได้แจ้งว่า ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแล้วด้วย

2. ประธานฯ เห็นควรให้นำความเห็นของกระทรวงการต่างประเทศเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อประกอบ การพิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจฯ การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบกรอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์

2.เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจฯ รายละเอียดปรากฏตามเอกสารแนบวาระที่ 3.3.7 และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้ลงนามในร่างบันทึกความเข้า ใจฯ ดังกล่าว

3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีการความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป

เรื่องที่ 4 แผนการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของการไฟฟ้านครหลวง

สรุปสาระสำคัญ

1. กฟน. ได้จัดทำแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดิน ปี 2551 - 2565 (แผนแม่บทฯ ของ กฟน.) โดยดำเนินการในพื้นที่ชั้นในของ กฟน. ที่เป็นพื้นที่ย่านธุรกิจสำคัญของประเทศ และมีความต้องการใช้ไฟฟ้าหนาแน่น ระยะทางรวมประมาณ 180 กิโลเมตร มีระยะดำเนินการ ปี 2551 - 2565 (15 ปี) และวงเงินลงทุนประมาณ 77,678 ล้านบาท เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณา ทั้งนี้ การลงทุนโครงการดังกล่าวจำเป็นต้องได้รับการสนับสนุนงบประมาณเพิ่มเติมจาก ที่ได้รับจากอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน และต้องได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานเจ้าของพื้นที่ เช่น กรุงเทพมหานคร เป็นต้น เนื่องจากการดำเนินงานมีปริมาณงานมาก ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อการจราจรในภาพรวม

2. สาระสำคัญของแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดิน ปี 2551-2565 ของ กฟน. สรุปได้ ดังนี้

2.1 วัตถุประสงค์ในการดำเนินโครงการ เพื่อ (1) เพิ่มสภาพภูมิทัศน์ให้สวยงามและรักษาสิ่งแวดล้อม (2) เพิ่มความปลอดภัยต่อชีวิตและทรัพย์สินของประชาชน (3) เพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า และ (4) รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคต

2.2 ขอบเขต เป้าหมาย และปริมาณงาน ประกอบด้วย ถนนในพื้นที่วงแหวนชั้นใน ถนนลาดพร้าว รามคำแหง เพชรบุรีตัดใหม่ ทองหล่อ และเอกมัย ซึ่งเป็นย่านธุรกิจที่สำคัญและมีความต้องการใช้ไฟฟ้าหนาแน่น ระยะทางรวมประมาณ 180 กิโลเมตร โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ระยะ ประกอบด้วย (1) ระยะที่ 1 ปี 2551 - 2564 ระยะทางประมาณ 119 กิโลเมตร (รวมถนนที่ กฟน. ประกาศเป็นพื้นที่สายใต้ดิน) และ (2) ระยะที่ 2 ปี 2555 -2565 ระยะทางประมาณ 61 กิโลเมตร ทั้งนี้ บางโครงการต้องดำเนินการพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้า และระยะทางดังกล่าวสามารถปรับเปลี่ยนได้ตามความเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพภูมิศาสตร์ ความจำเป็น และสภาพเศรษฐกิจ

2.3 งบประมาณลงทุน รวมทั้งสิ้น 77,678 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) เงินตราต่างประเทศ จำนวน 17,772 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 23 และ (2) เงินตราในประเทศ จำนวน 59,906 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 77

2.4 แหล่งเงินลงทุน ประกอบด้วย (1) เงินกู้ในประเทศเพื่อทดแทนเงินกู้ต่างประเทศจำนวน 17,722 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 23 (2) เงินกู้บาทสมทบจำนวน 38,677 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 50 และ (3) เงินรายได้ของ กฟน. จำนวน 21,299 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 27

2.5 การประมาณการฐานะการเงิน ของ กฟน. ที่จัดทำภายใต้สมมติฐาน (1) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนมีนาคม 2550 (2) การปรับลดเงินชดเชยรายได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลงจากระดับ 11,014 ล้านบาท ในปี 2551 เหลือเฉลี่ยจำนวน 8,897 ล้านบาท/ปี ในช่วงปี 2551-2565 เพื่อให้ กฟน. มีอัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 4.8 ต่อปี อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (SFR) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 ต่อปี และอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (DSCR) ไม่ต่ำกว่า 1.30 เท่าต่อปี (3) อัตราเงินเฟ้อ ปี 2550 เท่ากับร้อยละ 3 และปี 2551 เป็นต้นไป เท่ากับร้อยละ 3.2 ต่อปี (4) อัตราแลกเปลี่ยน ปี 2550 เท่ากับ 35 บาท/เหรียญสหรัฐ และปี 2551 เป็นต้นไป เท่ากับ 37 บาท/เหรียญสหรัฐ (5) อัตราเงินนำส่งรายได้แผ่นดิน ร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิ และ (6) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ในประเทศ ร้อยละ 6.7 พบว่า กฟน. จะมีฐานะการเงินเฉลี่ยปี 2551-2565 เป็นดังนี้

3. แผนแม่บทฯ ของ กฟน. เป็นการลงทุนที่มีความสำคัญที่จะรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นและ ช่วยให้สภาพภูมิทัศน์ สิ่งแวดล้อม และความปลอดภัยในชีวิตและทรัพย์สินของประชาชนเพิ่มขึ้นในพื้นที่ย่านธุรกิจ ที่สำคัญของกรุงเทพมหานคร และจะต้องดำเนินการพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้า ตลอดจนต้องใช้พื้นที่สาธารณะในการก่อสร้างที่ต้องได้รับการสนับสนุนจากหน่วย งานเจ้าของพื้นที่ ในขณะที่การลงทุนเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของ กฟน. ที่ผ่านมา จะได้รับการอนุมัติให้ดำเนินการตามความพร้อมของสถานภาพทางการเงินของ กฟน. ทำให้การดำเนินโครงการดังกล่าวเป็นไปได้ช้า ประกอบกับ กฟน. มีภาระในการจ่ายเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เพิ่มขึ้นในแต่ละปี ทำให้มีข้อจำกัดในการดำเนินการโครงการดังกล่าว

4. กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้ความเห็นชอบแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นระบบสายใต้ ดิน ปี 2551 - 2565 ของ กฟน. เพื่อเป็นกรอบการลงทุนซึ่ง กฟน. จะได้ดำเนินการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อลดผลกระทบที่อาจเกิด ความไม่สะดวกกับประชาชนในการดำเนินการด้านสาธารณูปโภคในคราวเดียวกัน โดยให้ กฟน. นำเสนอโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินควบคู่กับแผนการลงทุนปกติ เสนอต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาอนุมัติเป็นรายโครงการตามขั้นตอนปกติต่อไป นอกจากนี้ เพื่อให้การดำเนินโครงการดังกล่าว ไม่มีผลกระทบต่อระดับค่าไฟฟ้าที่ประชาชนได้รับและเพื่อให้ กฟน. มีฐานะการเงินในระดับที่เหมาะสม จึงเห็นควรมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปพิจารณาในรายละเอียดเกี่ยวกับฐานะการเงินของการไฟฟ้าเพื่อให้ กฟน. สามารถดำเนินการโครงการดังกล่าวต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินปี 2551 - 2565 ของ กฟน. โดยมอบหมายให้ สศช. เป็นผู้พิจารณาวงเงินลงทุนรวม 77,678 ล้านบาท และกระทรวงการคลังเป็นผู้พิจารณาการจัดหาแหล่งเงินกู้ทั้งในประเทศและต่าง ประเทศ ทั้งนี้ ให้ กฟน. นำเสนอโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินควบคู่กับแผนการลงทุนปกติ เสนอต่อ สศช. พิจารณาอนุมัติเป็นรายโครงการตามขั้นตอนปกติต่อไป

2.มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในรายละเอียดฐานะการเงินของการไฟฟ้า แนวทางการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ตลอดจน ระดับอัตราค่าไฟฟ้าในการลงทุนตามแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสาย ใต้ดินปี 2551 - 2565 ของ กฟน. แล้วนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

3.มอบหมายให้ กฟน. ประสานงานกับกรุงเทพมหานคร และกรมส่งเสริมการส่งออก กระทรวงพาณิชย์ เพื่อจัดลำดับความสำคัญของโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินให้สอด คล้องกับนโยบายการส่งเสริมการท่องเที่ยวต่อไป

เรื่องที่ 5 การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และต่อมาเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบท่อตามแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และระบบท่อปัจจุบันที่มีการประเมินสินทรัพย์ใหม่หลังหมดอายุ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในช่วงนั้น

2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่อง แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ซึ่งภายใต้มติดังกล่าวได้รวมถึงความเห็นชอบในหลักการการคิดค่าบริการสถานี LNG ของ ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG

3. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้มีการพิจารณา เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติใน เรื่องการปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณราคาเนื้อก๊าซเฉลี่ย (POOL) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ สนพ. ไปทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งจัดทำร่างประกาศ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และจัดทำรายละเอียดในเรื่อง (1) การกำหนดโครงสร้างราคา LNG (2) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาของ กฟผ. (โรงไฟฟ้าจะนะ) (3) การกำกับดูแลโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง และ (4) การกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในครั้งต่อไป

4. สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว และได้เสนอการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแลดังนี้

4.1 การกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดความซ้ำซ้อนของขั้นตอนในการให้ความเห็นชอบราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุม ระหว่างผู้ได้รับสัมปทานซึ่งเป็นผู้จำหน่าย และปตท. ซึ่งเป็น ผู้ซื้อ ดังนั้น จึงเห็นสมควรให้ปรับปรุงแนวทางการเสนอเพื่อให้ความเห็นชอบ เป็นในการกำหนดราคา ก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการปิโตรเลียม เมื่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้วตามพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม ให้สามารถนำมารวมอยู่ใน POOL ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป

4.2 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ โดยให้ปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณฯ เป็น 2 กลุ่ม (POOL) คือ POOL 1 เดิม และ POOL 2 ใหม่ ซึ่งรวม POOL 2 และ POOL 3 เดิม เข้าด้วยกัน และได้เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยมอบหมายให้ ปตท. นำเสนอผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงสร้างค่าบริการสถานี LNG ต่อ สนพ. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

4.3 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซฯ ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ 1) Demand Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ และ 2) Commodity Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปร ซึ่ง สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นสมควรให้ปรับปรุงสมมุติฐานในการคำนวณในสามส่วนคือ อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว และอัตราส่วนหนี้สินต่อทุน โดยความเห็นและข้อเสนอ ดังนี้

• อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) เห็นควรปรับจากที่กำหนดไว้ที่ร้อยละ 16 เป็นร้อยละ12.5 โดยพิจารณาจากค่าเฉลี่ยผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของกิจการสาธารณูปโภคประเภท เดียวกัน ร่วมกับการพิจารณาถึงผลต่างระหว่างผลตอบแทนการลงทุนกับต้นทุนเงินกู้ของ ปตท. ในปัจจุบัน
• อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาวเห็นควรปรับจากร้อยละ 10.5 เป็นร้อยละ 7.5 โดยพิจารณาจากสภาพตลาดเงิน และคำนึงถึงอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ที่ ปตท. ได้กู้มาลงทุนในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา
• อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน เห็นควรปรับจากที่ระดับ 75:25 เป็น 55:45 โดยเห็นว่ากิจการการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นกิจการผูกขาดมีความเสี่ยงในการทำ ธุรกิจน้อย ประกอบกับ อัตราส่วนหนี้สินต่อทุนของ ปตท. โดยรวมที่อยู่ในระดับ 53:47

ทั้งนี้ผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงหลักเกณฑ์ดังกล่าวข้างต้นจะทำให้ราคา ก๊าซธรรมชาติปรับขึ้น 2.0611 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งจะมีผลทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้น 1.2572 สตางค์ต่อหน่วย

4.4 การกำหนดพื้นที่ (Zone) และในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วน Demand Charge ของ Zone ใหม่ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่วน Demand Charge เพิ่มเติมอีกสอง Zone จากเดิมที่มีสาม Zone คือ ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ระยอง ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ขนอม และระบบท่อส่งก๊าซฯ บนฝั่ง ตามลำดับ โดยเพิ่ม Zone 4 เป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ และZone 5 เป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง ซึ่งตามหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณค่าบริการส่งก๊าซฯ จะทำให้ค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วน Demand Charge ของโซน 4 เป็น 3.9736 บาท/ล้านบีทียู ของโซน 5 เป็น 2.1968 บาท/ล้านบีทียู ตามลำดับ

4.5 หลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV (Natural Gas for Vehicle) ตามต้นทุน โดยให้ใช้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ณ ราคาก๊าซเฉลี่ย POOL 2 บวกด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ซึ่งรวมค่าการตลาดแล้ว) และให้ สนพ. นำเสนอในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการอีกครั้ง สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าค่าใช้จ่ายในการดำเนินการที่เหมาะสมประกอบด้วย

• ต้นทุนค่าสถานีแม่ 1.12 บาทต่อกิโลกรัม
• ต้นทุนค่าขนส่ง 1.20 บาทต่อกิโลกรัม (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีแม่และเพิ่ม 0.012 บาทต่อกิโลกรัมต่อระยะทางที่เพิ่มขึ้น 1 กิโลเมตร)
• ต้นทุนค่าสถานีลูก 1 บาทต่อกิโลกรัม
• ค่าการตลาด 1.73 - 2.33 บาทต่อกิโลกรัม (ตามประเภทและที่ตั้งของสถานีบริการ)

ทั้งนี้ เพื่อมิให้การปรับราคา NGV ส่งผลกระทบต่อแผนการขยายการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมัน จึงเห็นควรขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550-2551 ในระดับ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ไม่เกิน 12 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาทต่อกิโลกรัม และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป จึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบการทบทวนการกำกับดูแลราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศ โดยราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการปิโตรเลียม เมื่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้วตามพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม ให้สามารถนำมารวมอยู่ใน POOL ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป

2.ให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม

เรื่องที่ 6 ร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุม ครั้งที่ 4/2550 เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) ตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 4/2550 ลงวันที่ 4 มิถุนายน 2550

2. สาระสำคัญของแผน PDP 2007 คือ การกำหนดทางเลือกให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563 และอีก 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2564 เพื่อให้เป็นทางเลือกในการจัดหา เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าในระยะยาว ซึ่งจะทำให้ประเทศมีการจัดหาพลังงานไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอและมีความมั่นคง โดย กพช. ได้กำหนดให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นหน่วยงานหลักในการศึกษาความเหมาะสม วางแผน ออกแบบ และเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า

3. กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2550 เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2550 มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Infrastructure Preparation Committee : NPIPC) โดยมี ดร. กอปร กฤตยากีรณ เป็นประธาน ผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเป็นคณะกรรมการ และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อจัดทำและเสนอแนะแผนงาน มาตรการ แนวทางในการดำเนินงานด้านการเตรียมความพร้อมด้านต่างๆ เพื่อใช้ประโยชน์จากนิวเคลียร์เพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งการสื่อสารสาธารณะเพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และนำไปสู่การยอมรับของประชาชน

4. คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ (NPIPC) ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการ 7 คณะ เพื่อช่วยเหลือคณะกรรมการในการศึกษาประเด็นหลัก (Key Issues) ประกอบด้วย 1) คณะอนุกรรมการด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ 2) คณะอนุกรรมการด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ 3) คณะอนุกรรมการด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ 4) คณะอนุกรรมการความปลอดภัยนิวเคลียร์ และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม 5) คณะอนุกรรมการ ด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน 6) คณะอนุกรรมการด้านการวางแผนด้านการเตรียมจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน มีคณะทำงานช่วยปฏิบัติงาน 3 คณะ คือ คณะทำงานด้านการเตรียมโครงสร้างองค์กร คณะทำงานด้านวิชาการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และคณะทำงานด้านการศึกษาความเป็นไปได้ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และ 7) คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์

5. หลังจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ (NPIPC) และคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) แล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2550 แล้ว ได้เชิญผู้เชี่ยวชาญจากทบวงพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) มาเสนอความเห็นต่อร่างดังกล่าว คณะกรรมการฯ ได้ปรับปรุงร่างและนำเสนอเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้องทุกภาคฝ่าย เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2550 และได้นำข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะที่ได้มาปรับปรุงเป็นร่างที่สมบูรณ์ ซึ่งที่นำเสนอในครั้งนี้ประกอบด้วย 6 แผน ดังนี้

(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ

(2) แผนงานโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์

(3) แผนการถ่ายทอดพัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์

(4) แผนด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม

(5) แผนการสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะ

(6) การวางแผนการดำเนินการโครงสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์

6. เหตุผลสำคัญของการคิดใช้พลังงานนิวเคลียร์ในการผลิตไฟฟ้า ประกอบด้วย ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ความจำเป็นในการจัดหาพลังงานให้เพียงพอสำหรับการใช้ในอนาคต แรงกดดันจากภาวะโลกร้อน และ Climate Change การสูงขึ้นของราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลและต้นทุนการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ ที่แข่งขันได้ การรักษาราคาพลังงานให้มีเสถียรภาพ และแข่งขันได้ในระยะยาว และการสงวนทรัพยากรธรรมชาติในประเทศไว้ใช้สำหรับประโยชน์อื่นที่มีคุณค่า สูงกว่า เช่น การขนส่งคมนาคม และ อุตสาหกรรมปิโตรเคมี

7. สถานภาพการใช้พลังงานนิวเคลียร์ในโลก ในปัจจุบัน (ณ เดือนกันยายน 2550) ประเทศต่างๆ ในโลกได้นำพลังงานนิวเคลียร์มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 17% ของพลังงานไฟฟ้าทั้งโลก มีจำนวนเครื่องปฏิกรณ์ปรมาณูใช้งานอยู่ 439 โรง กำลังก่อสร้าง 34 โรง อยู่ในแผนงานที่จะก่อสร้าง 86 โรง อยู่ในข้อเสนอ 223 โรง รวมทั้งสิ้น 782 โรง เพิ่มขึ้นจากจำนวนที่ใช้งานอยู่ประมาณ 78%

8. งานที่ต้องดำเนินการในช่วง 3 ปี (2551-2553) แรก หลังจากที่แผน NPIEP ได้รับความเห็นชอบ ประกอบด้วย

8.1 ควรมีการเร่งจัดตั้ง NPPDO ขึ้นเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงานเพื่อให้งานของแผน NPIEP ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และมีบุคลากรประจำในการดำเนินงาน รวมทั้งทำหน้าที่เป็นศูนย์ประสานงานด้านต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์

8.2 ในระยะเริ่มแรกการกำกับดูแลให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงานปรมาณูเพื่อ สันติ ซึ่งมีหลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นควรปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยพลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ให้สอดคล้องและเป็นแนวทางเดียวกับมาตรฐานระหว่างประเทศ โดยรวมอำนาจในการกำกับดูแลไว้ในกฎหมายฉบับเดียว เพื่อให้เกิดเอกภาพและมีความอิสระในการกำกับดูแล ลดขั้นตอนในการขออนุญาต และมีอำนาจในการบังคับใช้กฎหมายอย่างมีประสิทธิภาพโดยดำเนินการดังนี้

(1) ยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงการคุ้มครองด้านสิ่งแวดล้อมและประเด็นที่เกี่ยวข้องกับด้าน นิวเคลียร์ทั้งหมด

(2) หลังจากดำเนินการยกร่างกฎหมายนิวเคลียร์แล้วเสร็จในช่วงสิ้นปีที่ 3 หากประเทศ/รัฐบาลได้ตัดสินใจให้ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีจะดำเนินการเสนอร่างกฎหมายตามขั้นตอนทาง นิติบัญญัติ เพื่อให้มีการบังคับใช้ต่อไป

8.3 งานที่ต้องรีบดำเนินการทันทีและต่อเนื่อง คือ การสื่อสารสาธารณะเพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจด้านการใช้พลังงานนิวเคลียร์เพื่อมาผลิตไฟฟ้า ทั้งข้อเด่นและข้อด้อยและนำไปสู่การยอมรับของสาธารณะที่ถูกต้อง ชัดเจน และโปร่งใส

8.4 คณะอนุกรรมการวางแผนการดำเนินการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ได้จัดตั้งคณะทำงาน 3 ชุด ปฏิบัติงานในระยะแรกช่วงระยะเวลา 3 ปี (2550-2552) ทำการศึกษาและวางแผนโครงสร้างองค์กรเพื่อรองรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ด้าน เทคนิคโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ศึกษาความเหมาะสม การคัดเลือกสถานที่ตั้งการประมาณการค่าใช้จ่าย การวิเคราะห์ทางการเงินและการหาแหล่งเงินทุน รายงานผลการศึกษาจะเสนอต่อคณะอนุกรรมการวางแผนดำเนินการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ในกลางปี 2552 และจัดทำ Feasibility study ฉบับสมบูรณ์สิ้นปี 2552 เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ดำเนินการต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป

2.เห็นชอบให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน

3.เห็นชอบในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดย จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน

4.เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป

5.เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป

6.เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพลางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวง วิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด

เรื่องที่ 7 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

สรุปสาระสำคัญ

1. ระบบราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในปัจจุบันเป็นแบบ กึ่งลอยตัว โดยได้มีการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2544 เป็นต้นมา รัฐควบคุมเพียงราคาขายส่งส่วนราคาขายปลีกและค่าการตลาดผู้ค้าก๊าซเป็นผู้ กำหนด โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน มีหน้าที่กำกับดูแลมิให้มีการกำหนดราคาเพื่อเอาเปรียบผู้บริโภค ให้สอดคล้องกับต้นทุน รวมถึงส่งเสริมการแข่งขันเพื่อกดดันไม่ให้ราคาสูงขึ้นจนกระทบผู้บริโภคมาก เกินไป

2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคานำเข้า ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุน ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคานำเข้าก๊าซ LPG คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้กำหนดให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน (CP) ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนที่ 60 ต่อ 40 ลบด้วย 16 โดยไม่ต่ำกว่า 185 และไม่สูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน นอกจากนั้น กบง. ได้กำหนดให้ราคาขายส่งก๊าซ LPG ณ คลังขายส่ง ทั่วประเทศเท่ากันที่ระดับราคาไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 12.4569 บาท/กก. ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องชดเชยค่าเนื้อก๊าซ และค่าขนส่ง ประมาณ 284.25 ล้านบาทต่อเดือน ในส่วนของราคาขายปลีกก๊าซ LPG ผู้ค้าเป็นผู้กำหนดราคาแต่อยู่ในการกำกับดูแลของกรมการค้าภายใน ปัจจุบันราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 16.81 บาท/กก. โดยผู้ค้ามีค่าการตลาดอยู่ที่ 3.2562 บาท/กก.

3. ปัญหาราคาก๊าซ LPG เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกสูงกว่าในประเทศ 200 - 300 $/ตัน จูงใจให้ส่งออกมากกว่าขายในประเทศ รัฐต้องจำกัดการส่งออก ทำให้เกิดการลักลอบการส่งออกตามชายแดนประเทศเพื่อนบ้าน และจากที่ราคาก๊าซ LPG ต่ำกว่าราคาน้ำมันชนิดอื่นๆ ทำให้มีการเปลี่ยนมาใช้ LPG แทน โดยในภาคขนส่งผู้ใช้รถยนต์เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเบนซิน และในภาคอุตสาหกรรม ได้เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเตา ซึ่งหากการใช้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจะทำให้เกิดการขาดแคลนก๊าซ LPG ในอนาคต และทำให้ขาดรายได้จากการส่งออกรวมทั้งสูญเสียโอกาสจากการนำไปใช้ในอุตสาหกร รมปิโตรเคมี ซึ่งสามารถสร้างมูลค่าเพิ่มได้สูงกว่าใช้ในรถยนต์ จากการชดเชยราคาก๊าซ LPG ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 ตุลาคม 2550 มีหนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 7,568 ล้านบาท

4. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้มีมติดังนี้

(1) เห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่ง (โดยทำพร้อมกับการลดราคาขายปลีกเบนซินและดีเซล 0.50 บาท/ลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันมีฐานะเป็นบวกแล้ว ประมาณ ในเดือนธันวาคม 2550) โดยให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค (0.24 บาท/กก.)

(2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และราคาฐานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับ จริง คือ 60 ต่อ 40

(3) มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม

5. ผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG 1.29 บาท/กก. หรือ 19 บาท/ถังขนาด 15 กก. จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ ลดภาระการจ่ายเงินชดเชย 324 ล้านบาท/เดือน ค่าใช้จ่ายรถแท็กซี่เพิ่มขึ้นกะละ 26 บาท อาหารสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นจานละ 4 สตางค์ อย่างไรก็ตาม การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG จะดำเนินการพร้อมกับการลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลลิตรละ 50 สตางค์ จะทำให้รายจ่ายของครัวเรือน ไม่เพิ่มขึ้นแต่จะลดลง 9.46 บาท/เดือน

6. มาตรการช่วยเหลือและบรรเทาผลกระทบ ในการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ดังนี้

(1) มาตรการช่วยเหลือในการปรับเปลี่ยนเตาประสิทธิภาพสูง โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนวงเงินรวม 600 ล้านบาท แบ่งเป็น ช่วยเหลือค่าใช้จ่ายในปรับปรุงเตาอบลำไย 380 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาเผาเซรามิค 217 ล้านบาท และค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาอบกุนเชียง 3 ล้านบาท

(2) โครงการอนุรักษ์พลังงานแบบมีส่วนร่วม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จะจัดส่งที่ปรึกษาให้คำแนะนำแก่โรงงานในเรื่องการจัดการพลังงาน เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัด

(3) การให้เงินกู้ดอกเบี้ยต่ำ ในการลงทุนปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตเพื่อประหยัดพลังงาน

(4) กลุ่มรถแท็กซี่ ปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็น NGV จำนวน 50,000 คัน ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลภายในระยะเวลา 2 ปี เพิ่มสถานประกอบการติดตั้ง (อู่) NGV อีก 26 แห่ง และ ปตท. จะลงทุนในวงเงิน 6,700 ล้านบาท เพื่อเพิ่มสถานีบริการ NGV อีก 170 สถานีและรถบรรทุก NGV อีก 300 คัน

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 8 การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติ 1) เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าโดย กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เป็นต้น แบบให้แล้วเสร็จโดยเร็ว 3) ให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณาการจัดตั้งกองทุนหรือจัดเก็บภาษีค่า ธรรมเนียมทางด้านสิ่งแวดล้อมต่างๆ มิให้มีความซ้ำซ้อนกัน โดยมีผู้แทนจากกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมบัญชีกลาง และให้ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานคณะทำงาน

2. การจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนฯ) ที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบไปแล้วนั้น กำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราที่แตกต่างกันตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา/ดีเซล และถ่านหิน/ลิกไนต์ จ่ายในอัตรา 1.0 1.5 และ 2.0 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ลมและแสงอาทิตย์ ชีวมวล/กากและเศษวัสดุเหลือใช้/ขยะชุมชน และพลังน้ำ จ่ายในอัตรา 0.0 1.0 และ 2.0 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ทั้งนี้โรงไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบหลังวันที่ 1 มกราคม 2554 นอกจากจะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราที่กำหนดแล้ว จะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนในช่วงการก่อสร้างในอัตรา 50,000 บาทต่อเมกะวัตต์ต่อปีตามกำลังผลิตติดตั้ง หรือไม่ต่ำกว่า 500,000 บาทต่อปี โดยเงินที่โรงไฟฟ้าจ่ายเข้ากองทุนฯ นั้น กำหนดให้ 1) เป็นเงื่อนไขในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP 2) บวกเพิ่มจากราคาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer: SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (Very Small Power Producer: VSPP) และ 3) ส่งผ่านค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นทางค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) สำหรับโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าก่อนวันที่ 1 มกราคม 2554

ทั้งนี้ ให้เริ่มเรียกเก็บเงินจากผู้ผลิตไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าแต่ละรายจ่ายเงินโดยตรงให้แก่กองทุนฯ แต่ในช่วงที่ยังไม่ได้มีการจัดตั้งกองทุนฯ (คือตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2553) ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ (และเรียกเก็บคืนผ่านค่า Ft)

3. ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดตั้ง กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และประสานงานและสนับสนุนการดำเนินงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การ จัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่สามารถดำเนินการ ได้ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 ต่อมา คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยแนวทางการจัดกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พ.ศ. .... โดยอ้างอำนาจตามความในข้อ 6(3) แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงาน พ.ศ. 2535 เพื่อกำหนดแนวทางปฏิบัติในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ให้กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบ ดังกล่าว

4. คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงคำจำกัดความของค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่า ซื้อไฟฟ้า ในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ เพื่อรองรับการส่งผ่านค่าใช้จ่ายตามที่นโยบายของรัฐกำหนด (เช่น การส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า การส่งผ่านอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นต้น) และมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายงานการคำนวณค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ โดยแสดงรายการค่าใช้จ่ายเข้ากองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าจำแนกเป็นแต่ละ โรงไฟฟ้า

5. กฟผ. ได้ดำเนินการเรียกเก็บเงินจากค่า Ft สำหรับกองทุนฯ ประจำเดือนกรกฎาคม 2550 จำนวน 151,590,422.89 บาท และเดือนสิงหาคม 2550 จำนวน 151,717,514.26 บาท รวมเป็นเงินสะสมรวม 2 เดือน จำนวน 303,307,937.15 บาท โดยในช่วงที่ยังไม่สามารถจัดตั้งกองทุนฯ ได้นั้น กฟผ. ได้ฝากเงินจำนวนดังกล่าวไว้กับธนาคารโดยเปิดบัญชีเงินฝากแยกต่างหาก

6. คณะอนุกรรมการฯ ได้นำเสนอร่างระเบียบฯ ต่อประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (รองนายกรัฐมนตรี (นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์)) เพื่อพิจารณาลงนาม ซึ่งประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาแล้วมีความเห็นว่า การจัดตั้งกองทุนฯ เป็นเรื่องดี ตรงกับแนวทางของรัฐบาล ควรได้รับการสนับสนุน แต่อาจมีปัญหาเรื่องข้อกฎหมาย จึงเห็นควรให้มีการหารือกับคณะกรรมการกฤษฎีกาก่อนดำเนินการต่อไป ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 7) ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 มีมติว่า กพช. ไม่มีอำนาจในการออกระเบียบดังกล่าวได้

7. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ปรับร่างระเบียบดังกล่าวเป็นแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า เพื่อกำหนดแนวทางปฏิบัติในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ให้กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้เป็นไปในทิศทางเดียวกัน ทั้งนี้ เมื่อโรงไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ดำเนินการจัดตั้งกองทุนฯ เป็นที่เรียบร้อยแล้ว กฟผ. จะดำเนินการโอนเงินที่ กฟผ. เก็บไว้ให้กับกองทุนนั้นๆ เพื่อใช้จ่ายในการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าต่อไป

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....

สรุปสาระสำคัญ

1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ยกร่างปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการทูลเกล้าพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวฯ ลงพระปรมาภิไธย ซึ่งจากการแก้ไขพระราชบัญญัติดังกล่าว พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. .... โดยได้จัดให้มีการสัมมนา เพื่อรับฟังความคิดเห็น รวมทั้งได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน พิจารณาเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550

2. ในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 12 มาตรา 13 และมาตรา 14 ประกอบมาตรา 21 และมาตรา 22 ได้กำหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมต้องจัดให้มีผู้รับผิดชอบด้าน พลังงานประจำในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมแต่ละแห่ง รวมทั้ง กำหนดคุณสมบัติและหน้าที่ในการดำเนินงานในฐานะผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน อย่างไรก็ตาม เนื่องจากในพระราชบัญญัติดังกล่าวมิได้จำแนกคุณสมบัติของผู้รับผิดชอบด้าน พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมขนาดใหญ่เป็นการเฉพาะ ทำให้ประสบปัญหาในการบังคับใช้กับโรงงานและอาคารที่มีขนาดหรือ ปริมาณการใช้พลังงานระดับสูง ซึ่งมิได้แบ่งแยกระดับของคุณสมบัติของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานเป็นการเฉพาะ ไว้ ทำให้การทำหน้าที่ดูแล บำรุงรักษา และตรวจสอบประสิทธิภาพ ตลอดจนการช่วยเจ้าของโรงงานหรือเจ้าของอาคารควบคุมไม่สามารถทำได้อย่างเต็ม ประสิทธิภาพ ประกอบกับวิธีการกำกับดูแลตามร่างพระราชบัญญัติที่จะออกใหม่ ได้ปรับเปลี่ยนเป็นระบบการจัดการพลังงานที่มีการติดตามตรวจสอบ และประเมินผลเป็นระยะๆ ตามช่วงเวลาที่เหมาะสม

3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่ และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. .... คือ (1) กำหนดคำนิยามต่างๆ ที่ใช้ในร่างกฎกระทรวงฯ (2) กำหนด ให้มีผู้รับผิดชอบด้านพลังงานประจำที่โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมแต่ละแห่ง โดยมีคุณสมบัติและจำนวนตามขนาดของการใช้พลังงาน (3) กำหนดให้โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมที่มีการติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้าขนาด ตั้งแต่ 3,525 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไป ก่อนวันที่กฎกระทรวงนี้มีผลใช้บังคับให้ผู้รับผิดชอบพลังงานที่ปฏิบัติ หน้าที่อยู่เดิมยังคงปฏิบัติหน้าที่เป็นผู้รับผิดชอบประจำโรงงานควบคุมหรือ อาคารควบคุมนั้นต่อไปได้ และ (4) กำหนดหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและ ให้ความช่วยเหลือเจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุมในการจัดการ พลังงานตามกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการจัดการพลังงานตามที่กำหนด

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป

เรื่องที่ 10 ร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. ....

สรุปสาระสำคัญ

1. พพ. ได้จัดทำร่างกฎหมายลำดับรองเรื่อง กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ออกตามความพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550

2. เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานทำให้การดำเนินการบังคับ การในปัจจุบันประสบปัญหาการบังคับใช้กับอาคารที่ก่อสร้างตามแบบเดิม ซึ่งมิได้ออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ทำให้ค่าการใช้พลังงานสูงกว่าค่ามาตรฐาน โดยการปรับปรุงแก้ไขเป็นไปได้ยาก และสำหรับอาคารใหม่ซึ่งการออกแบบบางส่วนตามกฎหมายบังคับให้ค่าการใช้พลังงาน ในทุกภาคส่วนต้องเป็นไปตามมาตรฐาน โดยมิได้กำหนดค่าเฉลี่ยการใช้พลังงานรวมไว้ ทำให้การกำหนดแบบเป็นภาระยุ่งยากและสิ้นเปลืองสูง ดังนั้นอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ควรแยกประเภท ขนาดพื้นที่ และกรอบวิธีการออกแบบ รวมถึงการใช้พลังงานรวมและระบบพลังงานหมุนเวียนไว้โดยเฉพาะ จึงจำเป็นจะต้องปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้

3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... สรุปได้ดังนี้

3.1 กำหนดประเภทและขนาดของอาคารโดยกำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลง แล้วเสร็จ มีขนาดพื้นที่รวมกันทุกชั้นในหลังเดียวกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป จะต้องมีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย อาคารสำนักงาน สถานศึกษา ห้างสรรพสินค้าและศูนย์การค้า สถานบริการ อาคารชุมนุมคน โรงมหรสพ โรงแรม สถานพยาบาล และอาคารชุด

3.2 กำหนดมาตรฐาน และหลักเกณฑ์ในการออกแบบอาคารแต่ละประเภท ซึ่งประกอบด้วยระบบต่างๆ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบปรับอากาศภายในอาคาร อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร

3.3 หลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารในแต่ละระบบ การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร ให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด

3.4 แบบของอาคารที่ได้ยื่นคำขออนุญาตก่อสร้างหรือดัดแปลงตามกฎหมายว่าด้วย การควบคุมหรือตามกฎหมายเฉพาะว่าด้วยการนั้นไว้แล้ว ก่อนวันที่กฎกระทรวงนี้ใช้บังคับ ให้คงดำเนินการต่อไปได้ โดยได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. ....

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป

เรื่องที่ 11 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ ของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. ....

สรุปสาระสำคัญ

1. พพ. ได้จัดทำร่างกฎหมายลำดับรองเรื่อง กำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. .... ออกตามความพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550

2. การดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ได้กำหนดให้ทุกกิจกรรมที่กฎหมายบังคับให้เจ้าของโรงงานควบคุมหรือเจ้าของ อาคารควบคุมปฏิบัติ จะต้องมีการตรวจสอบผลการปฏิบัติ ติดตาม กำกับดูแลโดยพนักงานเจ้าหน้าที่ ซึ่งจำนวนโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมที่ต้องปฏิบัติตามกฎหมายมีจำนวนรวมกว่า 7,000 แห่ง และในแต่ละแห่งมีกิจกรรมดำเนินการรวม 4 กิจกรรม ในรอบระยะ 6 เดือน หนึ่งปี และสามปี ในขณะที่จำนวนผู้ตรวจสอบพลังงานมีอยู่อย่างจำกัด จึงจำเป็นต้องจัดหาที่ปรึกษาผู้เชี่ยวชาญเข้ามาช่วยเหลือดำเนินการดังกล่าว แต่เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดอำนาจหน้าที่ให้บุคคลหรือนิติบุคคลเป็นผู้ดำเนินการแทนพนักงาน เจ้าหน้าที่ได้ จึงได้ปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้

3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. .... คือ (1) กำหนดนิยามต่างๆ ที่ใช้ในร่างกฎกระทรวงฯ (2) กำหนดคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของนิติบุคคลที่มีสิทธิยื่นคำขอรับใบอนุญาต เป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน (3) กำหนดคุณสมบัติและจำนวนบุคลากรของ ผู้ตรวจสอบพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย ผู้ชำนาญการอย่างน้อย 1 คน และผู้ช่วยผู้ชำนาญการอย่างน้อย 2 คน (4) กำหนดวิธีการขอรับใบอนุญาต การพิจารณาคำขอใบอนุญาต การยื่นอุทธรณ์หนังสือแจ้งผลการพิจารณา รวมทั้งอายุของใบอนุญาต และ (5) กำหนดเวลาการต่ออายุใบอนุญาตภายใน 60 วัน ก่อนที่ใบอนุญาตจะหมดอายุ สำหรับคำขอต่ออายุใบอนุญาตให้เป็นไปตามที่อธิบดีกำหนด

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. ....

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป