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

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549)

2.แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ

3.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

4.การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)

5.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

6.การมอบอำนาจให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติดำเนินการแทนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการดำเนินคดีทางปกครอง

นายสุริยะ จึงรุ่งเรืองกิจ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2549)

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบ

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

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

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

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์

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

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

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

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

3. ราคาขายปลีก

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

4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

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

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

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

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

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

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

5. แผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวกับหน่วยงานอื่น) สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

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

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

2) ยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

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

4) เร่งออกระเบียบบังคับให้รถแท็กซี่จดทะเบียนใหม่เป็น NGV โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ

5) อนุญาตให้รถบรรทุก NGV สามารถบรรทุกน้ำหนักเพิ่มได้ เพื่อชดเชยน้ำหนักถังก๊าซอีก 1 ตัน โดยมีกระทรวงคมนาคม เป็นผู้รับผิดชอบ

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

7) เร่งออกระเบียบบังคับรถใหม่/รถเช่าของราชการ และรัฐวิสาหกิจเป็น NGV โดยมีกระทรวงการคลัง เป็นผู้รับผิดชอบ

8) ปรับปรุงระเบียบ EIA ให้เอื้อต่อการวางท่อและปั๊ม NGV โดยมีกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นผู้รับผิดชอบ

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

1) เร่งโรงงานเอทานอลใหม่ 4 แห่งให้เสร็จภายในธันวาคม 2549 โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

2) จัดทำแผนรองรับกรณีโรงงานเอทานอลใหม่ 4 โรง ที่จะเริ่มผลิตธันวาคม 2549 ไม่แล้วเสร็จตามเวลาที่ได้กำหนด โดยมีกระทรวงพลังงาน เป็นผู้รับผิดชอบ

3) ขยายปั๊มแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ โดยมีกระทรวงพลังงาน/บริษัทน้ำมัน เป็นผู้รับผิดชอบ

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

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

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

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

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

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

5.3.3 การส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซลชุมชน โดยดำเนินโครงการ 1 อำเภอ 1 ไบโอดีเซลชุมชน ซึ่งมีกระทรวงพลังงานและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เป็นผู้รับผิดชอบ

5.4 การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ในช่วงปี 2550 - 2555 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานดังนี้

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแผนปฏิบัติการด้านพลังงานของประเทศ (ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานอื่น)

2.เห็นควรให้จัดตั้งคณะอนุกรรมการประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่ การปฏิบัติ โดยมี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ

เรื่องที่ 3 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

2.1 เรื่อง มาตรการเพิกถอนใบอนุญาตโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยให้มีการกำหนดมาตรการเพิกถอนใบอนุญาตของผู้ประกอบการที่ไม่มีความชัดเจน ในการก่อสร้างโรงงาน ดังนี้

2.1.1 ผู้ประกอบการที่ได้ทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลครบถ้วนตาม กำลังการผลิตที่ได้รับอนุญาต ต้องดำเนินการในเรื่องต่างๆ ให้แล้วเสร็จ ภายในกำหนดเวลา ดังนี้

(1) ส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2549

(2) ได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2549

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

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

2.1.3 กรณี บริษัทไทยรุ่งเรืองอุตสาหกรรม จำกัด ซึ่งเป็นโครงการความร่วมมือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการอ้อยและน้ำตาลทรายและ NEDO และอยู่ระหว่างการนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาอนุมัติข้อตกลงความร่วมมือ จึงเห็นควรรอผลการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรีก่อน

2.2 เรื่อง การอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่ม เติม มีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ คณะกรรมการฯ กำหนด และดำเนินการเรื่องต่างๆ ให้แล้วเสร็จภายในกำหนดเวลา ดังนี้

2.2.1 ส่งแผนการดำเนินงานตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549

2.2.2 ได้รับอนุมัติเงินกู้จากสถาบันการเงินและชำระเงินตามสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรสำหรับการผลิตเอทานอล ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549

2.2.3 เปิด L/C ประเภทไม่อาจจะยกเลิกได้ตามวงเงินที่กำหนดในสัญญาจัดซื้อเครื่องจักรหรือ เอกสารการเงินอื่น ภายในวันที่ 31 กรกฎาคม 2549

2.2.4 ส่งแผนการจัดหาวัตถุดิบ ภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2549

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

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

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

มติของที่ประชุม

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

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

3.เห็นชอบอนุญาตให้องค์การสุรา กรมสรรพสามิต สามารถผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงในปริมาณเดือนละประมาณ 25,000 ลิตร ได้ตามที่ขอมา

4.เห็นชอบอนุญาตให้ บริษัท อี เอส เพาเวอร์ จำกัด ใช้มันสำปะหลังเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลเพิ่มเติมจากน้ำอ้อย และผลิตผลพลอยได้จากโรงงานน้ำตาลตามที่ขอมา

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

เรื่องที่ 4 การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

3. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

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

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

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

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

3.3 การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ

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

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

4. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

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

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

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

6. มีข้อเสนอแนะการดำเนินงาน เพื่อให้การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ปฏิบัติในแนวทาง เดียวกันและมีความคล่องตัว ซึ่งจะเป็นการจูงใจให้ VSPP เพิ่มมากขึ้น ดังนี้

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

6.2 เห็นควรให้ VSPP ขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน ในลักษณะเดียวกันกับ VSPP 1 เมกะวัตต์

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

6.4 การบังคับใช้ระเบียบฯ ใหม่ กำหนดให้ใช้เฉพาะ VSPP ที่จะยื่นคำร้อง และเสนอขายไฟฟ้าภายหลังการออกระเบียบฉบับใหม่นี้ สำหรับ VSPP รายเดิมสามารถขอยุติสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิมและใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่แก้ไข ใหม่ตามระเบียบใหม่ได้

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน

2.เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration

3.เห็นชอบร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์

4.เห็นชอบข้อเสนอการดำเนินงาน เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเร่งดำเนินการออกประกาศรับ ซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป

5.มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการประชาสัมพันธ์นโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน

เรื่องที่ 5 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

4. ข้อเสนอการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

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

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

4.3 การจัดหาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบหลังปี พ.ศ. 2553 ด้วยวิธีการเปิดประมูลแยกโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนออกจากการ กำหนดเป็นเงื่อนไขในการเปิดประมูล โดยผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจ่ายเงินผ่านกองทุนเพื่อใช้ในการสนับสนุนการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อไป

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

มติของที่ประชุม

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

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

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

เรื่องที่ 6 การมอบอำนาจให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติดำเนินการแทนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการดำเนินคดีทางปกครอง

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

1.รับทราบการดำเนินงานคดีการฟ้องร้องของนายเหวง โตจิราการ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานความคืบหน้าในการดำเนินงานดังกล่าวเป็นระยะๆ

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

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

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

1.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ เป็นเลขานุการที่ประชุม

เรื่อง ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

5. ผลการตรวจพิจารณาร่างสัญญาฯ อส. สรุปได้ดังนี้

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

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

2.เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2

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

1.สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549

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

3.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548

4.กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

5.ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

6.การปรับปรุงสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสำหรับโครงการ ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง

7.ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

8.การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน

9.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

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

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบ

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

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

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์

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

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

3. ราคาขายปลีก

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

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

4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

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

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548

สรุปสาระสำคัญ

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

2. ผลสรุปการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548 ดังนี้

2.1 แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549

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

2.2 การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2548

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

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

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

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

2. กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า

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

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

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

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

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

เรื่องที่ 5 ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

3.2 เห็นชอบแนวทางการคิดค่าปรับกับ SPP ที่มีความประสงค์จะแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

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

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

มติของที่ประชุม

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

2.มอบหมายให้ บมจ. กฟผ. เร่งดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่มีความประสงค์จะขอแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จ ภายในเดือนมีนาคม 2549

เรื่องที่ 6 การปรับปรุงสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสำหรับโครงการ ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

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

2.เห็นชอบให้ บมจ. กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป

เรื่องที่ 7 ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

สรุปสาระสำคัญ

1. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ในปัจจุบันมี 2 รูปแบบ ดังนี้

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

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

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

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

2.1 เห็นควรให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้

2.1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

2.1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน

2.1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

2.1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า

2.2 เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 2.1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง

2.3 เนื่องจากการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า เป็นการกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงาน เพื่อให้การไฟฟ้าและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนนำไปใช้ปฏิบัติในแนวทางเดียวกัน จึงเห็นควรเสนอเรื่องค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้คณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้

1.ให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้

1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน

1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า

1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า

2.เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง

เรื่องที่ 8 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

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

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

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

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

3.2 เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 3.1

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

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

มติของที่ประชุม

เห็นชอบตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ดังนี้

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

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

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

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

2.เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1

เรื่องที่ 9 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

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

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

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

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

มติของที่ประชุม

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

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

1.แนวทางการจัดสรรหุ้นให้ประชาชนทั่วไป ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)

2.กองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า

3.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดสรรหุ้นให้ประชาชนทั่วไป ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

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

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

3. นอกจากนี้ วิธีการจัดสรรจะให้ความสำคัญกับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าก่อนเป็นลำดับ แรก โดยผู้จองซื้อหุ้นจะได้รับสิทธิการจัดสรรผ่านกระบวนการสุ่มเลือก (Random) ก่อนผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป โดยที่

ขั้นที่ 1 ผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าจะได้รับการจัดสรรหุ้นตั้งแต่ 400 หุ้นขึ้นไป และไม่เกิน 10,000 หุ้น

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

ขั้นที่ 3 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 2 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้า เพิ่มอีกจำนวนไม่เกิน 35,000 หุ้น

ขั้นที่ 4 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 3 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไปเพิ่มอีกจำนวนไม่เกิน 35,000 หุ้น

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

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

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

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 กองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

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

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

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

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

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

4.2 การจัดหาแหล่งเงินทุนในการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า จัดหาจากเงินกู้ยืม การออกพันธบัตร หรือจากเงินงบประมาณแผ่นดิน โดยมอบหมายให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาและจัดทำข้อเสนอ ในรายละเอียดของแหล่งที่มาของเงินกองทุน

4.3 หลักการเรียกเก็บและการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพของค่า Ft มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณากำหนดแนวทางปฏิบัติในรายละเอียด และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำไปใช้ปฏิบัติ

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

มติของที่ประชุม

1.เห็นควรให้ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตามค่าใช้ จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เป็นจริง โดยให้มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ ไฟฟ้า

2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาแนวทางการบรรเทาผลกระทบของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อย กรณีที่ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงมาก และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำไปใช้ปฏิบัติ

เรื่องที่ 3 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

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

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

2.1 เรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง

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

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

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

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

3. สำหรับการขอส่งออกเอทานอลได้กำหนดหลักการ ดังนี้

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

3.2 ให้คณะอนุกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เอทานอลพิจารณาอนุมัติการขอส่งออกเอ ทานอลไปจำหน่ายยังต่างประเทศของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงาน ผลิตเอทานอล แล้วรายงานให้ กชช.ทราบต่อไป

มติของที่ประชุม

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

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

3.มอบหมายให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพชี้แจงต่อคณะ กรรมการฯ เรื่อง การส่งออกเอทานอลที่เห็นควรให้ชะลอเรื่องนี้ไว้ก่อน เนื่องจากขณะนี้การส่งออกเอทานอลยังไม่เกิดขึ้นด้วยความต้องการใช้เอทานอ ลภายในประเทศ อยู่ระดับสูง