มติกพช. (139)
กพช. ครั้งที่ 145 - วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2556 (ครั้งที่ 145)
วันอังคารที่ 16 กรกฎาคม 2556 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
2.การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง)
3.แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
4.รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
9.รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
10.ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
11.ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
12.รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
14.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 โดยเห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556 และเห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
2. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2556 กบง. มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2556 และครั้งหลังสุด กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 มีมติเห็นชอบตรึงราคาต่อไปจนถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2556 และเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบทั้ง ในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือ ตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถัง ขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
3. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน พิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล และกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือ ผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการสรุปได้ดังนี้
3.1 ฐานข้อมูล ได้รวบรวมฐานข้อมูลจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องและจำนวนผู้มีสิทธิ์ได้รับ การช่วยเหลือแยกตามประเภทต่างๆ ดังนี้ (1) ครัวเรือนใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จำนวน 7,430,639 ครัวเรือน (2) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้าใช้ จำนวน 186,822 ครัวเรือน (3) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวน 168,529 ร้าน และ (4) ร้านค้าก๊าซ LPG จำนวน 35,877 ร้าน3.2 ระบบฐานข้อมูลกลาง แบ่งเป็น1) จัดทำระบบฐานข้อมูลกลางของผู้มีสิทธิ์ได้รับการชดเชย โดยจัดเรียงข้อมูลของผู้ได้รับสิทธิ์ จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กรมการพัฒนาชุมชน องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) และข้อมูลร้านค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว (ร้านค้าปลีก) จากกรมธุรกิจพลังงาน ให้อยู่ในรูปแบบที่สามารถใช้งานได้บนฐานข้อมูลเดียวกัน2) กำหนดรหัสผู้มีสิทธิ์ ได้แก่ (1) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกรุงเทพฯ และปริมณฑล กำหนดรหัสโดยใช้รหัสเครื่องวัด 8 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าของ กฟน. (2) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในส่วนภูมิภาค กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 11 หลักหลัง ตามใบแจ้ง ค่าไฟฟ้าของ กฟภ. (3) ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ในกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ กำหนดรหัสโดยใช้หมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า 9 หลัก ตามใบแจ้งค่าไฟฟ้า (4) ครัวเรือนไม่มีไฟฟ้า Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก (5) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร Data Center กำหนดรหัสให้ 10 หลัก และ (6) ร้านค้าก๊าซ LPG Data Center กำหนดรหัสให้ 6 หลัก3.3 การแจ้งสิทธิ์ โดย กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบ ได้แจ้งสิทธิ์ครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วย ผ่านใบแจ้งค่าไฟฟ้าและหนังสือแจ้งสิทธิ์ ตั้งแต่วันที่ 14 มิถุนายน 2556 โดยดำเนินการต่อเนื่อง 3 เดือน ตั้งแต่เดือนมิถุนายนถึงสิงหาคม 2556 และเพื่อให้มีความพร้อมในการชี้แจงข้อสงสัย โดยใช้ศูนย์บริการร่วมของกระทรวงพลังงานเพื่อชี้แจงข้อสงสัยต่างๆ ในเบื้องต้น ที่หมายเลข 0-2140-70003.4 การลงทะเบียนเพิ่มเติม โดยกรมการค้าภายในได้จัดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมสำหรับร้านค้า หาบเร่ และแผงลอยอาหารที่ตกสำรวจ โดยขอขึ้นทะเบียนใหม่ได้ที่สำนักงานพาณิชย์จังหวัด สำนักงานการค้าภายในจังหวัด สำนักงานพัฒนาธุรกิจการค้าจังหวัด หรือพลังงานจังหวัดในพื้นที่ได้ตั้งแต่วันที่ 10 มิถุนายน 2556 สำหรับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ จะเปิดให้มีการลงทะเบียนเพิ่มเติมที่ อปท. เมื่อได้มีการส่งประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิ์ไปยัง อปท. แล้ว3.5 ระบบช่วยเหลือผ่านผู้ค้ามาตรา 7 โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และ ปตท. ได้หารือร่วมกับผู้ค้ามาตรา 7 สมาคมผู้ค้าก๊าซ LPG และ Service Provider สรุปได้ดังนี้ (1) ผู้ค้ามาตรา 7 ยินดีให้ความร่วมมือให้มีระบบการค้าก๊าซ LPG เพื่อให้ผู้ซื้อสามารถซื้อก๊าซ LPG ในราคาเดิมได้ โดยผู้ค้ามาตรา 7 แบ่งความรับผิดชอบการสำรองเงินจ่ายตามส่วนแบ่งการตลาด (2) ปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซ LPG ที่วางจำหน่ายมากกว่า 60 กิโลกรัม ประมาณ 35,877 ร้าน ซึ่งอยู่ในการควบคุมของ ธพ. เข้าร่วมโครงการ และ (3) กำหนดขั้นตอนการเข้าใช้สิทธิผ่านโทรศัพท์มือถือ3.6 การจัดทำแนวทางการป้องกันการทุจริต แบ่งเป็น 2 กรณี คือ (1) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG/ประชาชน แอบอ้างใช้สิทธิของผู้อื่น อาจมีความผิดฐานฉ้อโกงตามประมวลกฎหมายอาญามาตรา 341 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 3 ปี หรือปรับไม่เกิน 6,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ และ (2) กรณีร้านจำหน่ายก๊าซ LPG ไม่นำออกจำหน่าย/ปฏิเสธการจำหน่าย อาจมีความผิดตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มาตรา 30 และมาตร 41 ระวางโทษจำคุกไม่เกิน 7 ปี หรือปรับไม่เกิน 140,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ3.7 การประชาสัมพันธ์ แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ (1) การทำความเข้าใจกับทุกภาคส่วน (2) การเตรียมความพร้อมและติดตามตรวจสอบทุกระบบ โดยจะเริ่มดำเนินการก่อนการยืนยันสิทธิ์ และ (3) การทำความเข้าใจในการรับสิทธิ์ และการได้รับสิทธิ์3.8 การอบรมชี้แจงหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย (1) การอบรมเตรียมความพร้อมให้กับวิทยากร (2) จัดทำคู่มือ เอกสารประกอบการอบรม และการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และ (3) การอบรมโรงบรรจุ ร้านค้าก๊าซรายย่อย และเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องการดำเนินการทั้งหมดคาดว่าจะแล้วเสร็จในต้นเดือนสิงหาคม 2556 จากนั้นจะต้องมีการทดสอบระบบและปรับปรุงระบบต่างๆ ให้สมบูรณ์ มีความพร้อมในการดำเนินการเพื่อรองรับการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ดังนั้น คาดว่าจะสามารถปรับราคาขายปลีกราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนได้ ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป
4. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2556 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน เมื่อคำนึงถึงผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทาง การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ การปรับราคาเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จะมีผลทำให้ราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ในเดือนตุลาคม 2557
5.เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2556 กบง. ได้มีมติเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบ ดังนี้ (1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน หรือไม่เกิน 18 กิโลกรัม ต่อ 3 เดือน (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม เนื่องจากครัวเรือนรายได้น้อยมีการใช้ถังหลายขนาด ได้แก่ 4, 7, 11, 11.5, 13.5 และ 15 กิโลกรัม หากกำหนดเงื่อนไขช่วยเหลือตามการ ใช้จริงแต่ไม่เกิน 6 กิโลกรัมต่อเดือน จะทำให้ผู้ใช้ถังขนาดตั้งแต่ 7 ถึง 15 กิโลกรัม ได้รับการช่วยเหลือเพียงบางส่วนเท่านั้น ดังนั้น จึงควรกำหนดการช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และให้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อให้ กพช. พิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบให้ยกเลิก มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 (2) ขอความเห็นชอบแนวทางปรับราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) ขอความเห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร โดยครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 150 กิโลกรัม ต่อเดือน ทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 ที่เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาท ต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556
2. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยให้ปรับขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2556 เป็นต้นไป จนสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม
3. เห็นชอบเกณฑ์การช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ทั้งในส่วนของครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนี้(1) ครัวเรือนรายได้น้อย ช่วยเหลือตามการใช้จริงแต่ไม่เกิน 18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน(2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ช่วยเหลือตามการใช้จริงไม่เกิน 150 กิโลกรัมต่อเดือนทั้งนี้ ผู้ได้รับการช่วยเหลือสามารถเลือกใช้ถังขนาดใดก็ได้ แต่ไม่เกินขนาดถัง 15 กิโลกรัม
เรื่องที่ 2 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งเห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ดังนี้
โดย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาก๊าซฯ (Pool Gas) อัตราค่าบริการสำหรับ การจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (TdZone 1+3) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ ในส่วน Commodity Charge (Tc) ทั้งนี้ ในส่วนของค่า S มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV และในส่วนค่าใช้จ่ายดำเนินการ ประกอบด้วย ต้นทุนค่าสถานีแม่ ต้นทุนค่าขนส่งและต้นทุนค่าสถานีลูก เป็นต้น
2. ในช่วงที่ผ่านมา รถบรรทุก รถโดยสาร รถตู้และรถอื่นๆ ได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV แทนการใช้น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจำนวนมาก ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซ NGV ในภาคขนส่งเติบโตอย่างรวดเร็ว ส่งผลกระทบต่อจัดหาก๊าซ NGV และการขยายสถานีบริการ NGV ก่อให้เกิดความล่าช้าในการให้บริการ กระทรวงพลังงานได้หารือร่วมกับกลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งเพื่อหาแนวทางแก้ไข และได้มีความเห็นร่วมกันว่า กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งควรเข้ามาเป็นผู้ลงทุนและดำเนินการสถานี NGV รวมถึงการบริหารจัดการและขนส่งก๊าซ NGV โดยเป็นผู้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อและนำก๊าซธรรมชาติที่ได้ไปใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในกลุ่มรถขนส่งของตนเอง ดังนั้น จึงควรพิจารณากำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งขึ้น
3. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง พบว่าการซื้อก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อเพื่อนำไปใช้สำหรับการขนส่งของกลุ่มผู้ ประกอบการขนส่งจะไม่มีต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการตามที่กำหนดไว้ในโครง สร้างราคาก๊าซ NGV เนื่องจากกลุ่มผู้ประกอบการเป็นผู้ดำเนินการในส่วนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ เอง แต่จะทำให้มีต้นทุนในส่วนการบริหารจัดการเพิ่มขึ้น ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วน ที่เพิ่มเติมมาจากแนวท่อส่งก๊าซหลัก ซึ่ง สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความเห็นร่วมกันว่าควรกำหนด ตัวแปรขึ้นคือ X ดังนั้น สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง จึงเป็นดังนี้
ภายหลังจากที่มีการประกาศใช้สูตรการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก แนวท่อสำหรับ ภาคขนส่งแล้ว ให้ตัวแปรต่างๆ สามารถปรับเปลี่ยนได้ดังนี้ (1) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติให้ปรับเปลี่ยนตามจริง และ (2) ให้ทบทวนค่าบริหารจัดการในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ปีละ 1 ครั้ง โดยมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาในรายละเอียดต่อไป
4. สนพ. ได้ขอความเห็นจากสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งเคยเป็นผู้ศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้ สนพ. เมื่อปี 2555 โดยสถาบันวิจัยพลังงานฯ ได้มีความเห็นว่าโครงสร้างดังกล่าว มีความเหมาะสม เนื่องจากการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งจะมีต้นทุนเกิดขึ้น ในส่วนที่เป็นต้นทุนเนื้อก๊าซ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อและค่าบริหารจัดการเฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับการขาย ส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งเท่านั้น โดยอาจอนุโลมให้ใช้อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติเป็น ร้อยละ 1.75 ไปก่อน จนกว่าสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) จะทำการศึกษาอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมสำหรับ NGV แล้วเสร็จ รวมทั้งเห็นด้วยกับกรอบแนวคิดการคำนวณค่าบริหารจัดการ ในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ซึ่งประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายในการขายและบริหารจัดการเฉพาะการจำหน่ายบนแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง และค่าบำรุงรักษาระบบท่อ และ M/R Station เฉพาะส่วนที่เพิ่มเติมจากแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลัก
5. เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรม สนพ. ควรเข้าไปตรวจสอบโดยต้องตรวจสอบความถูกต้องการแจกแจงปริมาณงาน (Task) ทั้งหมดที่เกิดขึ้นในการขายและบริหารจัดการของ “สถานีแม่-ลูก” และ “สถานี แนวท่อ” ของ ปตท. และกำหนดปริมาณงานส่วนที่จะต้องถูกนำมาคิดเป็นค่าใช้จ่าย หาก ปตท. ดำเนินการธุรกิจขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง โดยการกำหนดค่าใช้จ่ายฯ ในปีต่อๆ ไป ซึ่งอาจปรับค่าแต่ละปีให้เหมาะสมและสะท้อนสภาพเศรษฐกิจได้ตามดัชนีราคาผู้ บริโภค (Consumer Price Index; CPI) อีกทั้ง ควร คำนวณปรับค่าใช้จ่ายสำหรับปีฐานใหม่ตามรอบการประเมินที่เหมาะสม เช่น ทุกๆ 3 ปี หรือ 5 ปี เป็นต้น
6. การซื้อขายก๊าซธรรมชาติในรูปแบบดังกล่าว จะทำให้กลุ่มผู้ประกอบการขนส่งมีความยืดหยุ่น ในการบริหารจัดการระบบการเติมก๊าซ NGV ซึ่งทำให้การขนส่งสินค้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น ช่วยลดปัญหาการรอคิวเติมก๊าซ NGV ในสถานีบริการ NGV ที่ให้บริการแก่ประชาชนทั่วไปได้ ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่งควรให้ใช้เพื่อการจำหน่ายเฉพาะภายใน กลุ่มของผู้ประกอบการที่มีการทำข้อตกลงซื้อขายกับ ผู้จำหน่ายก๊าซธรรมชาติทางท่อสำหรับนำไปใช้ในภาคขนส่งเท่านั้น ห้ามนำไปใช้ในการจำหน่ายให้กับรถยนต์ทั่วไป และ/หรือนำไปจำหน่ายหรือใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับภาคอื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง ดังนี้
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาค่าบริหารจัดการใน การขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (X) ที่เหมาะสมสำหรับนำไปใช้ในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2556 ได้มีมติรับทราบรายงานเหตุการณ์ ไฟฟ้าดับ 14 จังหวัดภาคใต้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2556 ตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) รายงาน และมอบหมายให้ พน. รับไปหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาหามาตรการป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้น ในอนาคต รวมทั้งแผนการเตรียมความพร้อมรองรับในกรณีฉุกเฉินและแผนป้องกันปัญหาระยะยาว เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง (Blackout) ขึ้นอีก ซึ่งผลการหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีความเห็นว่าเหตุการณ์ครั้งนี้ เป็นเหตุสุดวิสัยซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของ กฟผ. และ กฟผ. ได้ดำเนินการแก้ไขเหตุการณ์ตามคู่มือปฏิบัติที่กำหนดไว้ทุกขั้นตอนแล้ว รวมทั้งได้เสนอมาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้นและระยะยาว และรายงานให้ พน. ทราบ
2. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2556 พน. ได้มีการแถลงผลการหารือต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและสื่อมวลชน ดังนี้
2.1 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะสั้น ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ร่วมกันทบทวน ศึกษาการตั้งค่าและปรับปรุง Scheme การทำงานของอุปกรณ์ Under Frequency Relay รวมทั้งหาวิธีการตรวจสอบอุปกรณ์ Under Frequency Relay ซึ่งติดตั้งตามสถานีไฟฟ้าแรงสูงของ กฟผ. และ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ แล้วนำเสนอแผนต่อ สกพ. เพื่อทราบ (2) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนและฝึกซ้อมการปฏิบัติการควบคุมระบบไฟฟ้าในสภาวะวิกฤตร่วมกับ กฟภ. อย่างสม่ำเสมอ เพื่อป้องกันมิให้เกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง (Blackout) (3) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการกู้ระบบไฟฟ้ากลับคืน (Blackout Restoration) และฝึกซ้อมอย่างสม่ำเสมอ เพื่อช่วยลดระยะเวลาการเกิดไฟฟ้าดับ (4) ให้ กฟผ. ทบทวนแผนการทำงานบำรุงรักษาระบบส่งไฟฟ้า และโรงไฟฟ้าในภาคใต้ ให้สอดคล้องกันและไม่กระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองบนสมมติฐาน ที่ไม่พึ่งพาไฟฟ้าระบบ HVDC จากประเทศมาเลเซียเป็นหลัก (ให้ถือเป็น Non-Firm) และ (5) ให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องกำหนดหลักปฏิบัติเพื่อรองรับสถานการณ์กรณีมีความจำเป็นที่จะ ต้องดับไฟฟ้าบางส่วนเพื่อรักษา ความมั่งคงของระบบไฟฟ้าและไม่ให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง2.2 มาตรการป้องกันปัญหาในระยะยาว ดังนี้ (1) การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในภาคใต้ ควรพิจารณาให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าและกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าในภาคใต้สามารถพึ่งพาตนเองได้ (2) ภาคใต้เป็นพื้นที่ที่มีความสำคัญในด้านการเศรษฐกิจและการท่องเที่ยว ทำให้มีอัตราความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ กฟผ. เร่งดำเนินการจัดทำโครงการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี และ/หรือ 230 เควี เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในภาคใต้ และ (3) ให้ทบทวนภาพรวมการวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้งประเทศ หากพิจารณาว่าจุดใดเป็นจุดที่มีความเสี่ยงและมีความสำคัญต่อประเทศ ให้เพิ่มระดับความมั่นคง ในบริเวณนั้น เพื่อป้องกันความเสี่ยงที่อาจจะทำให้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้างขึ้นอีกใน อนาคต
3. ระบบไฟฟ้าภาคใต้จำเป็นต้องพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าเพิ่มโดยการส่งไฟฟ้าจากภาคกลาง ประมาณ 650 เมกะวัตต์ และมีไฟฟ้าสำรองจากประเทศมาเลเซียอีกประมาณ 300 เมกะวัตต์ รวมทั้งกรณีฉุกเฉินจะสามารถเพิ่มการส่งไฟฟ้าจากภาคกลางได้อีก 550 เมกะวัตต์ เนื่องจาก (1) ภาคใต้มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด 2,423.8 เมกะวัตต์ (เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2556 เวลา 19.30 น.) ขณะที่มีกำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่มี 2,115.7 เมกะวัตต์ (2) มีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ในพื้นที่เพียง 2 แห่ง ที่สามารถจ่ายไฟฟ้าแบบจ่ายไฟต่อเนื่อง (Base Load Plant) คือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะ (710 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ขนอม (748 เมกะวัตต์) ของบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (3) โรงไฟฟ้าภาคใต้บางส่วนต้องเดินเครื่องไม่ถึง ค่าพิกัดสูงสุด เพื่อรักษาค่าความมั่นคงของระบบ และ (4) ระบบสายส่งเชื่อมโยงไฟฟ้าระหว่างภาคกลาง-ภาคใต้ ปัจจุบันมีโอกาสที่จะเกิดความไม่มั่นคง จึงจำเป็นต้องปรับปรุงเพื่อรักษามาตรฐานความมั่นคงระบบส่งไฟฟ้า ในปัจจุบัน ทั้งนี้ หากเกิดความขัดข้องของระบบส่งไฟฟ้าจากภาคกลางหรือจากประเทศมาเลเซีย หรือโรงไฟฟ้า มีความจำเป็นต้องหยุดซ่อมบำรุงหรือเกิดเหตุฉุกเฉิน อาจทำให้พื้นที่ภาคใต้เกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง
4. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าเข้าระบบในภาคใต้ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า ในภาคใต้ที่เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณปีละร้อยละ 6 ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP2010 Rev.3) ดังนี้ (1) ปี 2557 โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 782 เมกะวัตต์ (2) ปี 2559 โรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 900 เมกะวัตต์ (ทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม) (3) ปี 2562 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาด (กระบี่) ขนาด 800 เมกะวัตต์ และ (4) ปี 2565 โรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดขนาด 800 เมกะวัตต์ ซึ่งกรณีที่มีการหยุดซ่อมโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 จำเป็นต้องเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ทุกวัน โดยมีความต้องการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 51 ล้านลิตรต่อเดือน แต่ปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเตา มีข้อจำกัดทำให้ไม่สามารถขนส่งได้ตามความต้องการ ส่งผลให้ไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้เต็มกำลัง ดังนั้น การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภาคใต้ต้องคำนึงถึงความมั่นคงและความเชื่อถือ ได้ของระบบไฟฟ้า ในการพร้อมจ่ายทุกช่วงเวลา จึงต้องพิจารณาให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ เพื่อให้ระบบไฟฟ้า ในภาคใต้มีความมั่นคงและสามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติและรองรับภาวะฉุก เฉินต่างๆ
5. แนวทางการดำเนินการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้าภาคใต้ เพื่อให้มีแหล่งผลิตไฟฟ้าในพื้นที่อย่างเพียงพอ และระบบไฟฟ้าในภาคใต้มีความมั่นคง สามารถอยู่ได้ด้วยตนเองในภาวะปกติ และรองรับภาวะฉุกเฉินต่างๆ จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการเร่งด่วน ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ เต็มกำลังการผลิต และ (2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วน ร้อยละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตา โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงและเพียงพอของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ และผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตกระแสไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
(1) ให้ กฟผ. เพิ่มชั่วโมงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่เต็มกำลังการผลิต(2) ให้พิจารณาใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้ากระบี่ในสัดส่วนร้อย ละ 10 ของปริมาณการใช้น้ำมันเตา เพื่อลดปัญหาด้านการขนส่งน้ำมันเตาทั้งนี้ ให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ รวมทั้งค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ถือเป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยพิจารณาให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศและแผนพัฒนา พลังงานทดแทน 15 ปี และคำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม รวมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012-2021) โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 เมกะวัตต์
3. คณะกรรมการบริหารฯ ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 ถึงปัจจุบัน โดยได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดวันเริ่มต้น ซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นควรให้ตอบรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 227 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,523.44 เมกะวัตต์ (2) เห็นควรให้ตอบรับพร้อมลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 58 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 674.2 เมกะวัตต์ (3) เห็นควรให้ลงนามในสัญญา จำนวน 209 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย 1,214.22 เมกะวัตต์ และ (4) โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเกินระยะที่กำหนดไว้ตาม ระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ยกเลิกสัญญา ซึ่งปัจจุบันการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ยกเลิกสัญญากับผู้ประกอบการแล้ว 317 ราย รวมปริมาณพลังงานไฟฟ้าทั้งสิ้น 1,470.72 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - พ.ศ. 2564) สรุปได้ดังนี้
4. ปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.1 ปัญหา : ปริมาณความต้องการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้ามากกว่าเป้าหมาย AEDP ส่งผลให้มีคำร้องอยู่ระหว่างยื่นขอเสนอขายไฟฟ้าเป็นจำนวนมาก โดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์ กพช. จึงได้มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ตั้งแต่วัน ที่ 28 มิถุนายน 2553 แต่ทั้งนี้พบว่ามีโครงการพลังงานหมุนเวียนที่มีข้อผูกพันภายใต้การส่งเสริม ด้วยมาตรการ Adder กับการไฟฟ้า ซึ่งมีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งเป็นไปตามเป้าหมายในแผน AEDP แล้ว 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงาน ชีวมวล และพลังงานขยะ ส่งผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ไม่สามารถตอบรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวเพิ่มเติมได้ อีกทั้งยังมีผู้ประกอบการยื่นคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าเพิ่มเติมมายังการไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่งอย่างต่อเนื่อง โดยยัง ไม่สามารถหยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าได้ หากยังไม่มีมติให้หยุดรับคำร้องขอเสนอขายไฟฟ้าจาก กพช.ข้อเสนอแนะ : ปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตาม AEDP ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและพบว่าพลังงานหมุนเวียนบางประเภทมี ศักยภาพมากเกินกว่าแผน AEDP ที่ได้กำหนดไว้ และรัฐบาลยังมีนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบอื่นๆ เพิ่มเติมจากที่ได้กำหนดไว้ในแผน AEDP จึงเห็นควรให้ พพ. ศึกษาและปรับปรุงเป้าหมาย AEDP เพื่อนำเสนอ กพช. เห็นชอบต่อไป และเห็นควรให้ พพ. ร่วมกับ สนพ. กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผน PDP2010 Rev.3 และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป4.2 ปัญหา : การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องตามแผน PDP ซึ่งปัจจุบันภาครัฐไม่มีการประกาศปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นรายปีอย่างชัดเจน ทำให้ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงไม่สอดคล้องกับแผน PDP และทำให้ภาครัฐไม่สามารถวางแผนการสร้างระบบส่งเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนได้ รวมทั้งส่งผลให้ยากต่อการควบคุมผลกระทบค่าไฟฟ้าข้อเสนอแนะ : กำหนดปริมาณรับซื้อและวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในแต่ละปีให้ชัดเจน โดย พพ. ร่วมกับ สนพ. เป็นผู้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปีและกำหนดวัน เริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และสามารถประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ได้สอดคล้องกับการลงทุนที่เกิดขึ้นจริง และเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกและเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามเป้าหมาย AEDP พร้อมทั้งรายงานผลให้ พน. ทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป4.3 ปัญหา : ระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนบริเวณพื้นที่ภาคตะวัน ออกเฉียงเหนือ เฉพาะโครงการที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและมีกำหนด SCOD แล้วในภาคตะวันออกเฉียงเหนือตั้งแต่ปัจจุบันจนถึงปี 2558 (ไม่รวมโครงการ Solar Thermal) รวมทั้งสิ้น 1,111.41 เมกะวัตต์ เนื่องจากระบบส่งของ กฟผ. ไม่เพียงพอต่อการรองรับกำลังผลิตไฟฟ้าดังกล่าว จึงต้องรอจนกว่า กฟผ. จะก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าใหม่ให้แล้วเสร็จในปี 2560 ทำให้ไม่สามารถพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทุกโครงการในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือได้ ถึงแม้ว่าเป้าหมายการรับซื้อตามแผนในบางประเภทเชื้อเพลิงจะยังสามารถรับซื้อ เพิ่มเติมได้ เช่น พลังงานก๊าซชีวภาพข้อเสนอแนะ : แก้ไขปัญหาระบบส่งไฟฟ้าไม่สามารถรองรับโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ดัง กล่าวอย่างเร่งด่วน โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่ลงนามในสัญญา (PPA) แล้ว และหากมีการเปิดรับซื้อเพิ่มเติมควรกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ให้สอดคล้องกับศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. รวมทั้งเห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป4.4 ปัญหา : ความล่าช้าในการออกใบอนุญาตต่างๆ มีสาเหตุบางส่วนจากผู้พัฒนาโครงการยังไม่ได้รับใบอนุญาต รง.4 จาก กกพ. เนื่องจากยังไม่ได้รับความเห็นประกอบการพิจารณาจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการไม่ได้รับอนุญาตให้มีการเชื่อมโยงระบบกับการไฟฟ้า และไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ที่มีกับการไฟฟ้าตามสัญญา จึงทำให้ผู้ประกอบการต้องขอขยาย SCOD ออกไป และไม่มีความชัดเจนในระยะเวลาที่จะได้รับใบอนุญาต รง.4 จากความล่าช้าดังกล่าว ผู้พัฒนาโครงการที่เลยกำหนด SCOD อาจต้องถูกยกเลิกสัญญาตามมติ กกพ. วันที่ 4 มีนาคม 2553 ส่งผลให้เกิดความเสียหายทางธุรกิจกับผู้พัฒนาโครงการ เกิดการร้องเรียนของผู้พัฒนาโครงการอย่างต่อเนื่องมายังคณะกรรมการบริหารฯ ซึ่งมีข้อเสนอแนะ คือ มอบหมายให้ กกพ. เร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานโดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแต่ละปี ให้ชัดเจน เพิ่มเติมจากปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายเข้าระบบ และกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภทเชื้อเพลิงด้วย โดยคำนึงถึงความสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ความสามารถในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเชิงพื้นที่ (Zoning) ตามศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผลกระทบค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ ให้มีการเปิดรับข้อเสนอขายไฟฟ้ารายใหม่โดยรับการส่งเสริม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ตามปริมาณรับซื้อที่จะมีการประกาศเป็นรายเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน ตลอดจนหลักเกณฑ์และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือก รวมถึงการเร่งรัดให้มีการดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามเป้าหมายตามแผนพัฒนา พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25 % ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) (AEDP 2012-2021) และรายงานผลให้กระทรวงพลังงานทราบเป็นรายไตรมาสต่อไป
4. เห็นชอบให้ กฟผ. ร่วมกับ กกพ. จัดทำแนวทางแก้ไขปัญหาเพื่อรองรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการพลังงาน หมุนเวียนที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วอย่างเร่งด่วนและรายงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนการลงทุนระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในอนาคตของประเทศ โดยนำเทคโนโลยีโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) มาประกอบการจัดทำต่อไป
6. เห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการเร่งรัดออกใบอนุญาตสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ One stop service และรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งเห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012-2021) โดยมีเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกให้ได้ 25% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศภายในปี 2564 ต่อมาเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการ การบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) เพื่อเป็นกรอบในการจัดสรรงบประมาณประจำปี 2557 โดยรัฐบาลได้กำหนดทิศทางการขับเคลื่อนหลักใน 3 ยุทธศาสตร์ ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ (Growth and Competitiveness) (2) ยุทธศาสตร์สร้างโอกาสบนความเสมอภาคและเท่าเทียมกันในสังคม (Inclusive Growth) และ (3) ยุทธศาสตร์การเติบโตบนคุณภาพชีวิตที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม (Green Growth)
2. กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดทิศทางนโยบายในการขับเคลื่อนการพัฒนาพลังงานให้สอดคล้องกับ ยุทธศาสตร์ประเทศ โดยมีแนวทางนโยบายสำคัญ 7 ข้อ ได้แก่ (1) นโยบาย Energy Bridge เพื่อเชื่อมโยงการค้าน้ำมันจากฝั่งทะเลอันดามัน มายังฝั่งอ่าวไทย ให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการขนส่งน้ำมันของภูมิภาค (2) นโยบายกำหนดราคาน้ำมันเท่ากันทั่วประเทศ (3) นโยบายสำรองเชื้อเพลิงเชิงยุทธศาสตร์ (4) การพัฒนาวิสาหกิจพลังงานทดแทนในชุมชน การผลิตพลังงานจากหญ้าเนเปียร์ สร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน เป็นการพัฒนาพลังงานทดแทน (5) การพัฒนาต่อยอดอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องจากภาคเกษตรเพื่อสร้าง New Growth สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับสินค้าภาคเกษตร (6) ด้านอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ และ (7) เรื่องการกำกับราคาพลังงาน ปรับโครงสร้างราคาพลังงานให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
3. พพ. ได้ดำเนินการปรับค่าเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ (1) ลดการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศ (2) เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ (3) เสริมสร้างการใช้พลังงานทดแทนในระดับชุมชนในรูปแบบชุมชนพลังงานสีเขียว (4) สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และ (5) วิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนของไทย ณ เดือนพฤษภาคม 2556 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้ารวมอยู่ที่ 10,628 เมกะวัตต์ โดยเป้าหมายตามแผนมีจำนวนรวม 9,201 เมกะวัตต์ สำหรับสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตความร้อน ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อยู่ที่ 2,990.10 ktoe จากเป้าหมายรวม 9,335 ktoe และสถานภาพการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง ได้แก่ เอทานอล ไบโอดีเซล (B10) และเชื้อเพลิงใหม่ (BHD) อยู่ที่ 1,609.79 ktoe จากเป้าหมายรวม 12,191.42 ktoe
4. การปรับค่าเป้าหมายตาม AEDP 2012-2021 เพื่อให้สอดคล้องตาม Country Strategy ดังนี้
4.1 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อการผลิตไฟฟ้า
(1) พลังงานลม เป้าหมายเดิม 1,200 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 1,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 600 เมกะวัตต์ โดยผลการศึกษาพบว่าในจังหวัดเพชรบูรณ์ กาญจนบุรี ระนอง สุราษฎร์ธานี พัทลุง สงขลา และยะลา มีศักยภาพสามารถติดตั้งกังหันลมผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ และมีข้อมูลจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) พบว่ามีผู้สนใจขอรับการส่งเสริมการลงทุนพัฒนาพลังงานลมเพิ่มเติมอีกมากกว่า 900 เมกะวัตต์(2) พลังงานแสงอาทิตย์ เป้าหมายเดิม 2,000 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 3,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ โดย พน. มีแผนงานส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ บนหลังคาอาคาร (Solar PV Rooftop) โดยมีเป้าหมาย 800 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน เป้าหมาย 800 เมกะวัตต์(3) พลังงานน้ำ เป้าหมายเดิม 1,608 เมกะวัตต์ (โครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ 1,284 เมกะวัตต์ และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์) เป้าหมายใหม่ ลดลงเหลือ 324 เมกะวัตต์ เนื่องจากโครงการไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ (Pump storage) ไม่ก่อให้เกิดการผลิตพลังงาน ที่เป็นพลังงานทดแทนสุทธิ ดังนั้น จึงเห็นควรกำหนดเป้าหมายการใช้พลังน้ำผลิตไฟฟ้าเฉพาะโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ ขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก 324 เมกะวัตต์(4) พลังงานชีวมวล เป้าหมายเดิม 3,630 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 4,800 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,170 เมกะวัตต์ เนื่องจากปัจจุบันมีผู้ประกอบการเสนอขอรับการสนับสนุนจากภาครัฐในการตั้งโรง ไฟฟ้า ชีวมวลชุมชนขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 200 โรง รวมกำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ โดยใช้เชื้อเพลิงจากเศษไม้ยางพารา และขอรับการสนับสนุนในรูปอัตราค่าไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) และสำหรับโรงไฟฟ้าจากชีวมวลเดิม โดยเฉพาะโรงงานน้ำตาล พบว่าการปรับปรุงประสิทธิภาพกระบวนการผลิตของโรงงานสามารถเพิ่มกำลังการผลิต ไฟฟ้าได้ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์(5) ก๊าซชีวภาพ เป้าหมายเดิม 600 เมกะวัตต์ (จากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์) เป้าหมายใหม่ 3,600 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 3,000 เมกะวัตต์ (จากพืชพลังงาน) ซึ่งในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินโครงการศึกษา วิจัย ต้นแบบวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน (ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน) ซึ่งมีเป้าหมายจัดตั้งต้นแบบโรงงานผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ ขนาด 1 เมกะวัตต์ จำนวน 12 โรง กระจายตามภูมิภาคต่างๆ เพื่อเป็นต้นแบบในการขยายผลตามเป้าหมาย 3,000 เมกะวัตต์(6) พลังงานจากขยะ จากเป้าหมายเดิม 160 เมกะวัตต์ เป้าหมายใหม่ 400 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 240 เมกะวัตต์ ซึ่ง พน. มีนโยบายส่งเสริมสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาด โดยส่งเสริมให้องค์การบริหารส่วนท้องถิ่น (อบท.) นำขยะมาผลิตพลังงาน(7) พลังงานรูปแบบใหม่ จากเป้าหมายเดิม ได้กำหนดให้ศึกษาพัฒนานำพลังงานรูปแบบใหม่ ได้แก่ พลังงานความร้อนใต้พิภพ (1 เมกะวัตต์) พลังงานคลื่นหรือกระแสน้ำ และไฮโดรเจน (2 เมกะวัตต์) มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งการดำเนินการส่วนใหญ่จะเป็นงานศึกษาวิจัยและจัดทำต้นแบบ จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมของพลังงานรูปแบบใหม่ไว้ที่ 3 เมกะวัตต์4.2 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
(1) พลังงานแสงอาทิตย์ มีการส่งเสริมการติดตั้งระบบน้ำร้อน/น้ำเย็นแสงอาทิตย์ พัฒนาระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ระดับครัวเรือนที่มีต้นทุนต่ำ พัฒนากลไกภาคบังคับ และส่งเสริมระบบอบแห้งแสงอาทิตย์สำหรับธุรกิจขนาดกลางและขนาดย่อม (SME) ปัจจุบันได้ส่งเสริมนำร่องในอาคารภาครัฐ มีการใช้พลังงานแสงอาทิตย์เพื่อผลิตความร้อน 4.10 ktoe จึงเห็นควรคงเป้าหมายเดิมไว้ที่ 100 ktoe(2) พลังงานชีวมวล ส่งเสริมการผลิตและการใช้ Biomass pellets และส่งเสริมระบบผลิตพลังงานความร้อนร่วม ปัจจุบันมีการตั้งโรงงานผลิต Wood pellets ในหลายพื้นที่ มีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินมาใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Wood pellets) ในโรงงานอุตสาหกรรมบางแห่ง ทำให้มีการใช้ชีวมวลเพื่อการผลิตความร้อน 2,688 ktoe และยังมีเศษชีวมวลประเภทเปลือกไม้ยูคาลิปตัส ขี้เลื่อยที่ยังไม่ได้ใช้งานอีกมาก จึงเห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 8,500 ktoe(3) ก๊าซชีวภาพ มีการผลิตก๊าซชีวภาพจากของเสียอุตสาหกรรมและมูลสัตว์เพื่อผลิตความร้อนรวม 253 ktoe เห็นควรคงเป้าหมายเท่าเดิมที่ 1,000 ktoe(4) ขยะ ส่งเสริมให้นำเศษขยะในท้องถิ่นมาผลิต RDF (Refuse Derived Fuel) จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตปูนซีเมนต์ ซึ่งปัจจุบันมีการใช้ขยะเพื่อการผลิตความร้อนรวม 45 ktoe เห็นควรปรับเป้าหมายเพิ่มขึ้นจากเป้าหมายเดิม 35 ktoe เป็น 200 ktoe4.3 การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
(1) เอทานอล ปัจจุบันมีการใช้เอทานอล 2.59 ล้านลิตรต่อวัน จากเป้าหมายในปี 2564 จะมีการใช้เอทานอล 9 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งเป็นเป้าหมายที่เหมาะสม จึงเห็นควรคงเป้าหมายไว้คงเดิม(2) ไบโอดีเซล ปัจจุบันมีการใช้ไบโอดีเซล (B5) 2.88 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2564 มีเป้าหมาย การส่งเสริมให้ใช้ B10 คาดว่าจะมีการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2564 ประมาณ 72 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น จึงเห็นควรปรับเป้าหมายไบโอดีเซลจากเดิม 5.97 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 7.2 ล้านลิตรต่อวัน(3) เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล ปัจจุบันมีแผนการวิจัยและพัฒนาเชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล คือ BHD (Bio-Hydrogenated Diesel) ที่สามารถผลิตใช้ในเชิงพาณิชย์ โดยมีแผนการลงทุนที่จะผลิต BHD จากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ดังนั้น เห็นควรปรับลดเป้าหมายลงจากเดิม 25 ล้านลิตรต่อวัน เหลือ 3 ล้านลิตร ต่อวัน ในปี 2564 เพื่อให้เหมาะสมกับสถานะการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพใน ปัจจุบัน(4) ก๊าซชีวภาพอัด (CBG) มีการส่งเสริมโครงการ CBG (Compressed Bio-Methane Gas) เพื่อใช้แทนก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (NGV) ในพื้นที่ที่อยู่ห่างจากท่อส่งก๊าซ ปัจจุบันมีการผลิตก๊าซชีวภาพเพื่อผลิตเป็น CBG จำหน่ายให้ ปตท. โดยมีโครงการต้นแบบอยู่ที่อำเภอแม่แตง จังหวัดเชียงใหม่ ผลิตก๊าซชีวภาพอัดได้วันละ 6 ตัน ซึ่งมีแผนงานดำเนินการจำนวน 200 แห่ง ดังนั้น เห็นควรตั้งเป้าหมายการผลิตก๊าซชีวภาพ ในภาคขนส่ง 1,200 ตันต่อวัน4.4 สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับค่าเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ตามแผนการบูรณาการยุทธศาสตร์ประเทศ (Country Strategy) และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้ดำเนินการต่อไป ดังนี้
2. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนเพื่อผลิตความร้อน
3. การปรับเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง
4. สรุปผลรวมเป้าหมายตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุนและปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป ทั้งนี้ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ ต่อมา กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อทำหน้าที่บริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ตามกรอบแนวทางการส่งเสริมและการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบ รวมทั้งติดตาม สนับสนุน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความพร้อมของระบบสายส่ง ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม พร้อมทั้งประเมินผลการดำเนินงานตามนโยบายและรายงานผลการปฏิบัติงานพร้อมข้อ เสนอแนะต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Rooftop โดยเชิญผู้แทนจาก พพ. ร่วมดำเนินการ และให้นำเสนอสมมติฐานต่างๆ ให้คณะกรรมการบริหารฯ พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. และ พพ. ได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย (Solar PV Rooftop) เพื่อส่งเสริมระบบผลิตไฟฟ้าแสงอาทิตย์บนหลังคาทดแทนโรงไฟฟ้าประเภท Peaking Plant ลดการลงทุนภาครัฐ ทำให้เกิดการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดการใช้ไฟฟ้า ณ Load Center ซึ่งเป็นการสร้างความมั่งคงในด้านการจัดหาพลังงาน
3. คณะกรรมการบริหารฯ เมื่อวันที่ 26 มิถุนายน 2556 ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีรายละเอียดผลการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าฯ ดังนี้
3.1 การจัดแบ่งกลุ่มโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคา โดยอ้างอิงจากการจัดส่วนแบ่งทางการตลาดของผู้ประกอบการในต่างประเทศ โดยดำเนินการกำหนดขนาดการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา(Solar PV Rooftop) แบ่งออกเป็น 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย ที่มีขนาดน้อยกว่า 10 kWp (2) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ที่มีขนาดน้อยกว่า 250 kWp และ (3) กลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง – ใหญ่/โรงงาน ที่มีขนาดน้อยกว่า 1 MWp3.2 ข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการ พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการ ตามที่ได้รับจาก พพ. ซึ่งสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณกำลังผลิตติดตั้งในแต่ละประเภทได้ ดังนี้
3.3 สมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาที่อยู่ อาศัย (Solar PV Rooftop) ที่เหมาะสม ดังนี้
3.4 ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคารูปแบบ Feed-in Tariff สรุปการศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี สรุปได้ดังนี้
3.5 ผลกระทบค่า Ft สูงสุดจากโครงการ 200 เมกะวัตต์ เท่ากับ 0.51 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติด ตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
2. เห็นชอบอัตรา FiT สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) โดยมีระยะเวลาสนับสนุน 25 ปี ดังนี้
(1) สำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0 - 10 kWp อัตรา FiT 6.96 บาทต่อหน่วย(2) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดเล็ก ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 10 - 250 kWp อัตรา FiT 6.55 บาทต่อหน่วย(3) สำหรับกลุ่มอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง มากกว่า 250-1,000 kWp อัตรา FiT 6.16 บาทต่อหน่วย
3. เห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้ง บนหลังคา (Solar PV Rooftop) ในปี 2556 รวมกำลังผลิตติดตั้ง 200 MWp แบ่งเป็น
(1) บ้านอยู่อาศัย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWp(2) อาคารธุรกิจขนาดเล็กและอาคารธุรกิจขนาดกลาง-ใหญ่/โรงงาน ปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 100 MWpโดยให้มีการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2556
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ตลอดจนหลักเกณฑ์ และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม โดยมอบหมายให้ กกพ.พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้น จากโครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ พร้อมนี้ให้จัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service ในส่วนของใบอนุญาตที่เกี่ยวข้อง เช่น ใบอนุญาตก่อสร้าง ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (รง.4) ใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ใบอนุญาตพลังงานควบคุม เป็นต้น ทั้งนี้ ในการจัดทำกระบวนการขอใบอนุญาตแบบ One Stop Service นั้น ให้เป็นไปตามกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย
5. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายลดหย่อนค่าธรรมเนียมการเชื่อมโยงโครงข่ายและอุปกรณ์ ที่เกี่ยวข้องสำหรับกลุ่มบ้านอยู่อาศัย โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปกำหนดอัตราการลดหย่อนค่าเชื่อมโยง ที่เหมาะสมต่อไป
6. เห็นชอบให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงพลังงานหารือในรายละเอียดเกี่ยวกับ มาตรการสนับสนุนทางภาษี สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) ต่อไป
เรื่องที่ 7 โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายมุ่งเน้นการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานให้ สามารถสร้างรายได้ให้ประเทศ เป็นอุตสาหกรรมเชิงยุทธศาสตร์ เพิ่มการลงทุน ในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาเป็นศูนย์กลางเป็นธุรกิจพลังงานของ ภูมิภาคโดยใช้ความได้เปรียบ เชิงภูมิยุทธศาสตร์ ให้สอดคล้องกับแนวทางนโยบายด้านเศรษฐกิจที่มุ่งเน้นในการสร้างรายได้ โดยการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานปิโตรเลียม และพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ รวมทั้งสร้างการจ้างงานให้แก่ประเทศถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่
2. พน.ได้มีนโยบายในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในระดับชุมชนเพื่อ ส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตพลังงานทดแทนในรูปแบบกระจายศูนย์ (Distributed Generation : DG) เป็นการสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ซึ่งเป็นโครงการที่เน้นการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ในชุมชนมาใช้ ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดำเนินการโดย พพ. และ พน. มีแนวคิดที่จะส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ โดยจัดทำโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน ที่มุ่งเน้นให้เกิดการมีส่วนร่วมของประชาชนในพื้นที่และก่อให้เกิดการสร้าง งาน การกระจายรายได้ในชุมชน
3. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2556 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสง อาทิตย์ชุมชน ซึ่งมีแนวทางการดำเนินงานดังนี้
3.1 พน. ร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่งชาติ (สทบ.) จัดทำโครงการฯ โดย พน. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ โดยพิจารณาความเหมาะสมในเชิงพื้นที่ตั้งจากศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าร่วมกับ ความสามารถในการรองรับของระบบสายส่ง และได้กำหนดเป้าหมายในการดำเนินโครงการฯ คือ (1) ส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์ประเภท Solar PV Ground Mount เพื่อผลิตไฟฟ้าปริมาณกำลังผลิตติดตั้ง 800 เมกะวัตต์ (MWp) และ (2) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ขนาดโครงการละ 1 เมกะวัตต์ (MWp) มีเป้าหมายรวม 800 เมกะวัตต์3.2 โครงการฯ ขนาด 1 เมกะวัตต์ มีมูลค่าการลงทุนรวม 58 - 60 ล้านบาท โครงการฯ ทั้งหมด 800 เมกะวัตต์ มีเงินลงทุนรวมประมาณ 48,000 ล้านบาท สามารถขอรับเงินกู้จากสถาบันการเงินของรัฐในสัดส่วนร้อยละ 100 (ธนาคารออมสินหรือธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร)3.3 การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ มีแนวคิดและสมมติฐานดังนี้3.3.1 แนวคิดในการกำหนดผลตอบแทนการลงทุน (1) โครงการฯ สามารถลดภาระเงินกู้ได้ภายใน 3 ปีแรก (2) โครงการฯ มีกระแสเงินสดเพียงพอในการชำระคืนเงินกู้ตลอดระยะเวลาการกู้ 10 ปี และ (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าของโครงการฯ ในช่วงปีที่ 10 เป็นต้นไป จะมีค่าใกล้เคียงกับค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยของประเทศที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (Parity to Public Grid) เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานสะอาดและไม่เป็นภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในระยะยาวdd>3.3.2 สมมติฐานด้านเทคนิคและการเงินในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษของโครงการฯ (1) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1 MWp (Ground Mount) (2) เงินลงทุนระบบรวม 58-60 ล้านบาท (3) ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ร้อยละ 1.3 (4) ค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 15 (5) อัตราการเสื่อมสภาพของแผงโซล่าร์ร้อยละ 0.5 ต่อปี (6) อัตราดอกเบี้ยร้อยละ 4.50 (7) ระยะเวลาการกู้ (Debt term) 10 ปี (8) การขอรับ BOI ปีที่ 1-8 ยกเว้นภาษีร้อยละ 30 ปีที่ 9-13 เสียภาษีร้อยละ 15 และ (9) ระยะเวลาการสนับสนุนโครงการฯ 25 ปี3.3.3 ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ (1) ในช่วงปีที่ 1-3 กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ในอัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย (เท่ากับอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ Adder อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน) พบว่าโครงการฯ จะมีกระแสเงินสดเพียงพอ ในการชำระคืนเงินกู้ได้อย่างมีนัยสำคัญ และให้การสนับสนุนในรูปแบบ FiT 6.50 บาทต่อหน่วย ในช่วงปีที่ 4-10 จะทำให้โครงการฯ มีรายได้รับเฉลี่ยประมาณ 2.0 ล้านบาทต่อปี และ (2) ช่วงปีที่ 11-25 กำหนดอัตรา รับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นช่วงที่โครงการฯ หมดภาระหนี้สินกับทางสถาบันการเงินเรียบร้อยแล้ว จะทำให้โครงการฯ มีกระแสเงินสดรับเฉลี่ย 4.0 ล้านบาทต่อปี3.3.4 สรุปผลการวิเคราะห์ ได้ดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับโครงการฯ ปีที่ 1-3 FiT ที่อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย ปีที่ 4-10 FiT ที่อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย และปีที่ 11-25 FiT ที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) ผลตอบแทนของโครงการฯ Project IRR ร้อยละ 12.1 โดยกำหนดระยะเวลาคืนทุน 7 ปี และDSCR (Debt Service Coverage ratio) หรือความสามารถในการชำระหนี้กำหนดให้ไม่ต่ำกว่า 1.2 และ (3) ผลตอบแทนในรูปกระแสเงินสด ดังตาราง
3.4 ขั้นตอนการดำเนินโครงการฯ มอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการฯ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผล การคัดเลือกให้ กพช. ทราบ3.5 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินโครงการฯ มีดังนี้ (1) เกิดการกระจายรายได้สู่ชุมชน คิดเป็นรายได้รวมสุทธิรวม 63,598 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการฯ 25 ปี (2) ส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด ในประเทศในรูปแบบระบบผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ โดยมีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์รวม 26,280 ล้านหน่วย ตลอดอายุโครงการ 25 ปี หรือคิดเป็น 32.85 ล้านหน่วยต่อ 1 เมกะวัตต์ และ (3) สร้างการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าระดับชุมชมและลดกระแสการต่อต้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าตลอดจนลดภาระการลงทุน จากภาครัฐ3.6 กำหนดให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557 และผลกระทบค่า Ft สูงสุด ในการดำเนินโครงการฯ 800 เมกะวัตต์ เท่ากับ 3.63 สตางค์ต่อหน่วย และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก กฟผ. ของ กฟน. และ กฟภ. เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก “โครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” โดยมีเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งรวม 800 MWp
2. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าพิเศษสำหรับ “โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน” ในอัตราพิเศษดังนี้
(1) ปีที่ 1 - 3 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 9.75 บาทต่อหน่วย(2) ปีที่ 4 - 10 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย(3) ปีที่ 11 - 25 ระบบ Feed-in Tariff อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วยโดยให้มีวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ภายในปี 2557
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานร่วมกับสำนักงานกองทุนหมู่บ้านและชุมชนเมืองแห่ง ชาติ (สทบ.) ดำเนินการพัฒนาโครงการฯ ตามแนวทางการดำเนินงานโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ชุมชน
4. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการออกระเบียบหลักเกณฑ์ในการดำเนินการพัฒนาโครงการฯ รวมถึงดำเนินการคัดเลือกหมู่บ้านที่มีศักยภาพเพื่อสมัครเข้าร่วมโครงการโดย คำนึงถึงประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ความสามารถรองรับของระบบส่ง และรายงานผลการคัดเลือกให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
5. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการฯ ต่อไป โดยให้ กกพ. พิจารณาค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่เกิดขึ้นจาก โครงการฯ ที่ต่างจากค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐในสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึง มิถุนายน 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.09 และ 95.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัจจัยสภาพเศรษฐกิจของยุโรปที่ดีขึ้น รวมทั้งธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) มีมติให้คงอัตราดอกเบี้ยระยะสั้นจนกว่าอัตราการว่างงานจะลดลง และจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของชาติตะวันตกส่งผลให้เกิดความกังวลต่ออุปทาน น้ำมันดิบ ประกอบกับจีนมีการนำเข้าน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นกว่าร้อยละ 7 จากปีก่อน และในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 101.68 และ 91.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) ปรับลดคาดการณ์การขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกในปี 2556 และปี 2557 ลงมาอยู่ที่ร้อยละ 3.3 และ 4.0 ตามลำดับ รวมทั้งแหล่งผลิตน้ำมันดิบในทะเลเหนือได้กลับมาดำเนินการผลิตทำให้คลายความ กังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.32 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจาก IMF ปรับลดคาดการณ์การเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจของจีนในปี 2556 ลงจากร้อยละ 8 เป็นร้อยละ 7.75 ส่วนน้ำมันดิบเวสต์เท็กซัสในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 95.74 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากการที่ตลาดเชื่อมั่นว่าธนาคารกลางสหรัฐฯ (FED) จะยังดำเนินนโยบายผ่อนคลายเชิงปริมาณ (QE) เพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ หลังจาก GDP ของสหรัฐอเมริกาในไตรมาส 1 ขยายตัวต่ำกว่าที่คาดการณ์
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 122.98, 129.78 และ 132.75 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา จากความกังวลต่ออุปทานตึงตัว หลังจาก Hess Corp. ประกาศขายโรงกลั่นซึ่งตั้งอยู่บริเวณรัฐนิวเจอร์ซีย์ และจากการนำเข้าที่เพิ่มขึ้นของประเทศแถบตะวันออกกลางและเวียดนาม ส่วนในช่วงเดือนมีนาคมถึงเมษายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซิน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 113.95, 110.77 และ 116.77 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุปสงค์ในอินโดนีเซียลดลง และจีนมีการกลั่นในประเทศเพิ่มขึ้นทำให้มีการส่งออกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2556 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 117.85, 114.75 และ 119.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นของอินเดีย ศรีลังกาและอินโดนีเซีย ขณะที่โรงกลั่นของไต้หวันลดการส่งออกในเดือนมิถุนายน อีกทั้งมีความต้องการจากเวียดนามและมาเลเซียประกอบกับความต้องการน้ำมันที่ ปรับตัวสูงขึ้นจากอินโดนีเซียเนื่องจากเกิดการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติทำให้ต้อง ใช้น้ำมันในการผลิตไฟฟ้าแทน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับการไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและ ค่าโดยสาร กบง. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 – 30 มิถุนายน 2556 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 ของน้ำมันเบนซิน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 9.70, 3.50, -0.90, -11.40, 1.40 และ 2.10 บาทต่อลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ และราคาน้ำมันตลาดโลกที่เปลี่ยนแปลง ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 อยู่ที่ระดับ 46.35, 38.83, 33.88, 22.78, 36.38 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ได้ตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ถึงเดือนมิถุนายน 2556 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2556 ส่วนราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการปรับราคาตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ทำให้ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมอยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม ในส่วนการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 – มิถุนายน 2556 ได้มีการชดเชยการนำเข้าเป็นเงิน 112,782 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 ถึงมิถุนายน 2556 เป็นเงินประมาณ 30,112 ล้านบาท
5. สถานการณ์การผลิตเอทานอล มีผู้ผลิตเอทานอล 21 ราย กำลังการผลิตรวม 4.02 ล้านลิตรต่อวัน ผลิตเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 19 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 2.38 ล้านลิตรต่อวัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 21.39, 23.59, 23.36, 23.12, 26.19 และ 23.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน 12 ราย กำลังการผลิตรวม 4.95 ล้านลิตรต่อวัน การผลิตจริงอยู่ที่ประมาณ 2.47 ล้านลิตรต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนมกราคม กุมภาพันธ์ มีนาคม เมษายน พฤษภาคม และมิถุนายน 2556 อยู่ที่ 28.64, 28.77, 28.48, 27.89, 26.00 และ 28.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2556 มีทรัพย์สินรวม 17,725 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 14,470 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 14,296 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 174 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 3,256 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 รายงานสถานการณ์และผลการดำเนินการขยายการให้บริการก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ NGV ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2556 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 8,616 ตันต่อวัน (310 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) สถานีบริการ NGV จำนวนรวม 486 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 20 สถานี สถานีลูก 466 สถานี ครอบคลุม 54 จังหวัด และมีจำนวนรถ NGV สะสม 413,007 คัน แบ่งเป็นรถเบนซิน 238,993 คัน รถดีเซล 43,403 คัน และรถ OEM 130,611 คัน
2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2556 พน. ได้เห็นชอบแผนการขยายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แผนระยะสั้น มุ่งเน้นการแก้ไขปัญหาสถานี NGV ที่มีคิวยาวในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล (2) แผนระยะกลาง เพิ่มกำลังการผลิตและจัดสรรก๊าซฯ เพื่อแก้ปัญหาก๊าซฯ ไม่เพียงพอ และ (3) แผนการขายก๊าซฯ จากแนวท่อ ทั้งนี้ ในปี 2556 ไตรมาส 2 ปตท. สามารถเพิ่มปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ ได้สูงสุด ในเดือนพฤษภาคม 2556 ปริมาณ 8,746 ตันต่อวัน เมื่อเทียบกับยอดจำหน่ายสูงสุดของปีที่ผ่านมาในเดือนธันวาคม 2555 ซึ่งเท่ากับ 7,998 ตันต่อวัน โดยได้ขยายกำลังการผลิตสถานีหลัก NGV 3 สถานีแล้วเสร็จ ประกอบด้วย สถานีหลักเทพารักษ์ (กรุงเทพฯ) สถานีหลักลาน-กระบือ (กำแพงเพชร) สถานีหลักน้ำพอง (ขอนแก่น) และอยู่ระหว่างดำเนินการขยายสถานีหลักจะนะ (สงขลา) คาดว่าจะสามารถดำเนินการให้บรรลุตามเป้าหมายการเพิ่มปริมาณจำหน่ายสูงสุดได้ 1,646 ตันต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 20 ภายในสิ้นปี 2556
3. การแก้ไขปัญหาคิวรอเติมก๊าซฯ ในเขตกรุงเทพฯและปริมณฑล ปตท. ได้จัดหารถขนส่งก๊าซฯ เพื่อเพิ่มกำลังการจัดส่งอีก 100 ตันต่อวัน พร้อมทั้งสื่อสารเพื่อรณรงค์ให้ใช้บริการสถานีแนวท่อฯ และหลีกเลี่ยงการใช้สถานีบริการเวลาเดียวกับรถแท็กซี่ ตลอดจนมีแผนการขยายสถานีในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลจำนวน 9 สถานี (สร้างสถานีใหม่ 2 สถานี ก่อสร้างในสถานีน้ำมัน 5 สถานี และขยายสถานีเดิม 2 สถานี) ต่อมา ปตท. ได้เร่งดำเนินการเพิ่มช่องทางการจำหน่ายก๊าซฯ จากแนวท่อฯ สำหรับภาคขนส่ง (Ex Pipeline) ซึ่งมีผู้ประกอบการขนส่งและรถโดยสารลงนามในบันทึกข้อตกลงเบื้องต้นกับ ปตท. แล้วจำนวน 6 ราย มีปริมาณตกลงซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติรวมประมาณ 150 ตันต่อวัน เทียบเท่ารถใหญ่ประมาณ 1,000 คันต่อวัน
4. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติให้องค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพฯ (ขสมก.) กู้เงินในวงเงิน 13,162.30 ล้านบาท ในการจัดซื้อรถโดยสารที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ (NGV) จำนวน 3,143 คัน เพื่อทดแทนรถโดยสารเดิมที่ใช้น้ำมันดีเซล ซึ่ง ปตท. ได้จัดทำแผนการดำเนินการเพื่อรองรับกับรถโดยสารดังกล่าว ดังนี้ (1) แผนการจัดหารถโดยสาร NGV ของ ขสมก. โดยดัดแปลงรถโดยสารดีเซลเดิมให้เป็น NGV จำนวน 323 คัน เริ่มทยอยส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2556 ถึงปัจจุบันจำนวน 101 คัน คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2556 (ประมาณ 25-30 คันต่อเดือน) (2) การจัดหารถโดยสาร NGV ใหม่จำนวน 3,183 คัน ปัจจุบันอยู่ระหว่างจัดทำข้อกำหนดการจัดซื้อจัดจ้าง คาดว่าจะส่งมอบรถงวดแรกในเดือนมิถุนายน 2557 และส่งมอบรถได้ครบตามจำนวนภายใน 18 เดือน (250 คันต่อเดือน) และ (3) สรุปรถโดยสาร NGV ขสมก. ตามแผนจำนวนทั้งสิ้น 3,651 คัน (รถโดยสาร NGV เดิม 145 คัน)
5. แผนการจัดหาสถานีบริการ NGV รองรับรถโดยสาร NGV แบ่งเป็น (1) แผนระยะสั้น โดย ปตท. ปรับปรุงสถานีบริการ NGV ในอู่ ขสมก. ซึ่งปัจจุบันมี 3 สถานี (อู่รังสิต อู่แสมดำ และอู่บางเขน) พร้อมทั้งจัดเตรียมสถานีบริการ NGV ทั่วไป (แนวท่อ) จำนวน 16 สถานี ในเส้นทางเดินรถของ ขสมก. โดยมีเงื่อนไขให้ใช้บริการเฉพาะช่วงเวลาที่กำหนด (กลางคืน) และ (2) แผนระยะยาว โดย ขสมก. จะส่งมอบพื้นที่อู่ ขสมก. ใหม่ 5 พื้นที่ ซึ่งอยู่ใกล้แนวท่อส่งก๊าซฯ สำหรับก่อสร้างสถานีบริการ NGV (พระประแดง กัลปพฤกษ์ กำแพงเพชร 2 บรมราชชนนี และศูนย์ราชการแจ้งวัฒนะ) หากก่อสร้างสถานีบริการ NGV ใน 5 พื้นที่ดังกล่าวแล้วเสร็จ ปตท. ขอให้ ขสมก. นำรถที่เคยใช้บริการสถานีบริการ NGV แนวท่อ มาใช้บริการในอู่ ขสมก. แทนทั้งหมด ซึ่ง ขสมก. ขอพิจารณาในรายละเอียดของแผนการเดินรถอีกครั้ง และกรณีที่ ขสมก. ไม่สามารถส่งมอบพื้นที่ให้ ปตท. ได้ หาก ปตท. สามารถหาจัดหาพื้นที่ที่ใกล้เคียงได้ ขสมก. ยินดีที่จะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการจัดหาพื้นที่
6. การจำหน่าย NGV ให้ ขสมก. ในราคาที่สะท้อนต้นทุนจริง ซึ่ง ขสมก. ขอรับไปพิจารณา โดยอาจจำเป็นต้องขอปรับค่าโดยสารเพิ่มขึ้น รวมทั้ง ปตท. และ ขสมก. ตกลงร่วมกันที่จะใช้ระบบฟลีทการ์ด (Fleet Card) ในการซื้อขายก๊าซ NGV ทั้งนี้ ปัญหาอุปสรรคในการดำเนินการ ได้แก่ (1) ปัจจุบัน ปตท. ยังไม่ได้รับมอบพื้นที่เพื่อก่อสร้างสถานีบริการ NGV 5 พื้นที่ตามที่ได้ระบุในแผนระยะยาว ซึ่งล่าช้ากว่าแผนมาก (การก่อสร้างใช้เวลา 24 เดือน นับจากได้รับมอบพื้นที่) ทำให้รถโดยสาร NGV ขสมก. ยังคงต้องใช้บริการในสถานีบริการ NGV ที่ได้ระบุไว้ในแผนระยะสั้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อการให้บริการลูกค้าทั่วไปซึ่งมีความต้องการเพิ่มขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง และ (2) ขสมก. แจ้งว่ามีความจำเป็นต้องเติมก๊าซ 2-3 ครั้งต่อวัน จึงต้องมาใช้บริการสถานีบริการ NGV ทั่วไป นอกเหนือจากเวลาที่ ปตท. กำหนด
7. พน. ได้หารือร่วมกับ กรมโยธาธิการและผังเมือง และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เกี่ยวกับการตีความว่าสถานีบริการก๊าซธรรมชาติหลักเป็นโรงงานตามพระราช บัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 หรือไม่ ซึ่งสรุปได้ดังนี้ (1) กรมโยธาธิการและผังเมืองให้ความเห็นว่า กระทรวงอุตสาหกรรมไม่สามารถออกใบ รง.4 ให้กับ ปตท. ในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานในผังเมืองได้ แม้ว่ากระทรวงอุตสาหกรรมจะออกใบ รง.4 ให้กับสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ ทำให้สถานีบริการก๊าซธรรมชาติแห่งนั้นก็ไม่สามารถประกอบการได้ เนื่องจากทำผิดตามกฎหมาย ผังเมือง โดยมีแนวทางแก้ไข 2 แนวทางคือ แนวทางที่ 1 แก้ไขกฎหมายของผังเมือง ซึ่งใช้เวลาค่อนข้างนาน และแนวทางที่ 2 แก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎหมายกระทรวงที่ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน เป็นการแก้ไขที่ตรงประเด็นและสามารถดำเนินการได้รวดเร็ว และ (2) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ให้ความเห็นว่ากระทรวงอุตสาหกรรมไม่มีอำนาจในการออกใบ รง.4 ให้กับผู้ประกอบการเพื่อก่อสร้างโรงงานในพื้นที่ห้ามก่อสร้างโรงงานตาม กฎหมายผังเมือง และเห็นว่าแนวทางแก้ไขปัญหาที่เหมาะสมคือการแก้ไขบัญชีแนบท้ายกฎกระทรวงที่ ออกตามพระราชบัญญัติโรงงาน ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ให้ความเห็นและยกร่างไว้แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2556 กระทรวงพลังงานได้รายงานความก้าวหน้าดังกล่าวต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อทราบแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความก้าวหน้าโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 กพช. ได้พิจารณาเกี่ยวกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน เพื่อส่งเสริมการปลูกหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เพื่อนำไปหมักเป็นก๊าซชีวภาพผลิตพลังงาน ของ พพ. และได้มีมติให้ พน. จัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์ รวมทั้งให้ พน. ดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน รวมทั้งให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท และให้รายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป ทั้งนี้ ผู้แทนกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (กษ.) ได้มีข้อสังเกตเกี่ยวกับการควบคุมการขยายพันธุ์หญ้าเนเปียร์ว่าอาจเกิดปัญหา ลักษณะเดียวกับการกระจายพันธุ์ของหญ้าขจรจบ และต้นไมยราบยักษ์
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2556 พน. ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงาน ต่อมา พพ. ได้สอบถามข้อมูลการขยายพันธุ์ของหญ้าเนปียร์ และข้อคิดเห็นต่อประเด็นข้อสังเกตของ กษ. ไปยังกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ ซึ่งกรมปศุสัตว์และมหาวิทยาลัยแม่โจ้ มีความเห็นเหมือนกันว่าหญ้าเนเปียร์พันธุ์ปากช่อง 1 เป็นหญ้าที่ดอกไม่ติดเมล็ด และตามที่ได้นำเข้ามาปลูกในประเทศไทยประมาณ 30 ปี ไม่เคยพบว่าเป็นวัชพืช และไม่เคยพบการกระจายพันธุ์โดยเมล็ดเหมือนหญ้าขจรจบ หรือต้นไมยราบยักษ์ จึงไม่เป็นปัญหาการเป็นวัชพืชในอนาคต ทั้งนี้ได้นำเรียนนายกรัฐมนตรีเพื่อรับทราบแล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มิถุนายน 2556 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้อนุมัติเงินปีงบประมาณ 2556 แผนพลังงานทดแทน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ให้ พพ. เพื่อดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าวได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2556 พพ. ได้เปิดรับข้อเสนอโครงการของสถาบันการศึกษา และปิดรับข้อเสนอแล้วเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 ซึ่งมีผู้สนใจยื่นข้อเสนอโครงการจำนวน 2 ราย คือ มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีสุรนารี ปัจจุบันอยู่ระหว่างพิจารณาข้อเสนอของมหาวิทยาลัยทั้งสองแห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2556 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 เรื่อง แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 – 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และมอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อ ไฟฟ้าจากเอกชน (IPP) รอบใหม่ รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรม และกำหนดแนวทางการดำเนินงานให้ กกพ. ดำเนินการ ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า เพื่อทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำระเบียบ หลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่
2. การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการจัดหากำลังการผลิตไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และจัดทำเอกสารรายละเอียดการยื่นประมูล (Request for Proposals: RFP) กำหนดการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2564-2569 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ โดยแต่ละปีสามารถเสนอปริมาณไฟฟ้าเข้าระบบได้ไม่เกิน 1,250 เมกะวัตต์ (2) การเปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวม 89 ราย (3) ตอบและชี้แจงคำถามให้แก่ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นลายลักษณ์อักษรรวมทั้งปรับปรุง เงื่อนไขเพิ่มเติม (4) จัดสัมมนาชี้แจงและตอบข้อซักถามจากผู้ซื้อเอกสาร RFP (Pre-bid Conference) และ (5) ณ วันที่ 29 เมษายน 2556 มีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 9 ราย
3. กกพ. ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอขายไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน RFP โดยดำเนินการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคและข้อเสนอด้านราคาตามหลักเกณฑ์และ เงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน RFP ซึ่งกำหนดขั้นตอนเป็น 3 ระยะ คือ (1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาคุณภาพและความถูกต้อง ครบถ้วนสมบูรณ์ตามเงื่อนไขที่กำหนดใน RFP ซึ่งมีผู้ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคจำนวน 6 ราย จากผู้ยื่นข้อเสนอ 9 ราย (2) การพิจารณาข้อเสนอด้านราคา กกพ. เปิดซองข้อเสนอด้านราคา มีผู้ยื่นข้อเสนอทั้ง 6 ราย ร่วมเป็นสักขีพยาน พบว่าข้อเสนอทั้ง 6 ราย ผ่านการประเมินความถูกต้อง ในส่วนการประเมินข้อเสนอด้านราคา กกพ. โดยได้ตรวจสอบแบบจำลองการประเมิน และข้อเสนอด้านราคา รวมทั้งตรวจสอบค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ และได้กำหนดเงื่อนไขการจัดกลุ่มผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าโดยพิจารณาจาก RFP และ (3) การเจรจารายละเอียดในสัญญาและลงนามสัญญา ตามที่กำหนดใน RFP เมื่อประกาศผลการประมูลด้านราคาแล้วจะเป็นการเจรจาสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. กับผู้ชนะข้อเสนอด้านราคา ซึ่ง กกพ. จะกำกับการเจรจาสัญญาและนำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ ความเห็นชอบก่อนให้ กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามขั้นตอน
4. เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้พิจารณากลุ่มข้อเสนอและปัจจัยต่างๆ ตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ใน RFP และได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินข้อเสนอด้านราคาและรายชื่อผู้ที่ได้รับการ คัดเลือก ดังนี้
5. กกพ. ได้นำเสนอผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้ กพช. เพื่อทราบ และ กกพ. จะกำกับการเจรจารายละเอียดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และผู้ที่ได้รับคัดเลือกตามขั้นตอนที่กำหนดไว้ใน Request for Proposals และเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนลงนามในสัญญา ตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบให้ พน.ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ตามที่บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งเห็นชอบให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนต่อ ไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ชอบก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
2. เมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2555 พน. ได้มีหนังสือถึง กกพ. โดยกำหนดกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ ควรพิจารณาให้สอดคล้องกับระยะเวลาของปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่สามารถจัดหาได้ตลอดอายุโครงการ และอายุการใช้งานของโรงแยกก๊าซฯ ที่ขนอม (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากการที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว (3) การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม รับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และเปิดเผยข้อมูลการดำเนินการเพื่อให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการดำเนินการโรง ไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ทำหน้าที่ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์การจัดหาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามนโยบายของรัฐ และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 กกพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง การดำเนินการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม พ.ศ. 2555 และเห็นชอบให้ สกพ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อประเมินข้อเสนอทางเทคนิคและจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ ในการเจรจา รวมทั้งการประเมินการประหยัดเงินลงทุนจากการใช้ประโยชน์ของโครงสร้างพื้นฐาน และสาธารณูปโภคที่มีอยู่แล้ว
3. EGCO ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการก่อสร้างใหม่โรงไฟฟ้าในพื้นที่โรงไฟฟ้าขน อมต่อ สกพ. ประกอบด้วย ข้อเสนอทางด้านเทคนิค ข้อเสนอทางด้านราคา ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2007 พร้อม Evaluation Model 2007 ประกอบสัญญา และข้อมูลการประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิม โดย EGCO ได้เสนอราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และที่ปรึกษาได้ประเมินมูลค่าโครงสร้างและระบบสาธารณูปโภคเดิมของโรงไฟฟ้าขน อม สรุปได้ว่ามีค่าใช้จ่ายที่ประหยัดได้จำนวน 900.00 ล้านบาท
4. คณะอนุกรรมการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม มีการดำเนินงานดังนี้
4.1 การพิจารณาข้อเสนอทางด้านเทคนิคของ EGCO พบว่ามีความถูกต้องครบถ้วนตามที่ประกาศฯ กำหนด ได้แก่ (1) กำลังการผลิตติดตั้ง 930 เมกะวัตต์ สร้างบนพื้นที่ว่างของโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (Brown Field) สามารถก่อสร้างและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ กฟผ. ได้ในเดือนกรกฎาคม 2559 และการดำเนินการไม่ส่งผลกระทบ อโรงไฟฟ้าขนอมเดิม (2) ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และออกแบบให้ใช้น้ำมันดีเซล เป็นเชื้อเพลิงสำรองได้ (3) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ประเภท Single Shaft โดยระบุ Heat Rate ซึ่งมีค่า Heat Rate ดีกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย (IPP) โรงไฟฟ้าจะนะ 2 โรงไฟฟ้าวังน้อย 4 และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 2 (4) มีการเดินเครื่องในลักษณะ Base Load เป็นหลัก และ (5) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ มีอายุ 25 ปี4.2 การจัดทำราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการเจรจา กำหนดให้ใช้โรงไฟฟ้าอุทัยที่ได้ลงนามในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าแล้วและมีกำหนดเดินเครื่องเชิงพาณิชย์ในปี 2558 พบว่าโรงไฟฟ้าอุทัยที่มีสมมติฐานเทียบเคียงกับโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งสามารถนำมา เปรียบเทียบกันได้ มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price: LUP) 2.8040 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ส่วนข้อเสนอราคาของ EGCO อยู่ที่ 2.8088 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าโรงไฟฟ้าขนอมมี LUP สูงกว่าโรงไฟฟ้าอุทัย 0.0048 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง จึงเห็นควรเจรจาให้ EGCO ปรับลดราคาที่เสนอลง ซึ่ง EGCO ได้ปรับราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7967 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อปรับอัตราแลกเปลี่ยนให้เป็นปัจจุบัน (30.8435 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายอยู่ที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าสุดท้ายที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง4.3 โครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่ได้ศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมอย่างครบถ้วน มีความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า แล้ว และเมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2556 คณะกรรมการผู้ชำนาญการ ได้มีมติให้ความเห็นชอบรายงานผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมของโครงการ4.4 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ใช้ในการประมูลรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ปี 2012 รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของสำนักงานอัยการสูงสุดต่อร่างสัญญาดังกล่าวมาใช้ เป็นต้นแบบในการเจรจาและพิจารณาปรับเปลี่ยนในบางประเด็นเพื่อให้สอดคล้องกับ ลักษณะเฉพาะ ของโครงการโรงไฟฟ้าขนอมใหม่
5. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2556 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกันจากบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) สำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาท ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2556 กกพ. ได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งร่างสัญญาดังกล่าวจัดทำมาจากต้นร่างสัญญาฉบับเดียวกับสัญญาที่ใช้ กับการประมูล IPP ในปี 2555 ซึ่งผ่านการพิจารณาตรวจร่างจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ ร่างสัญญาดังกล่าวเป็นที่ยอมรับร่วมกันระหว่างคู่สัญญาและการตรวจสอบจากทั้ง สองฝ่ายแล้ว และเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2556 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบราคารับซื้อไฟฟ้าที่ได้เจรจาตกลงกับ EGCO สำหรับโครงการ ที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมที่ 2.7740 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโครงการที่ก่อสร้างใหม่ในพื้นที่โรง ไฟฟ้าขนอมตามที่ กกพ. เสนอ ทั้งนี้ สกพ. ได้มีหนังสือแจ้งให้ กฟผ. และ EGCO ซึ่งเป็นคู่สัญญาทราบและนำร่างสัญญาที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปดำเนินการใน ส่วนที่เกี่ยวข้องและลงนามในสัญญาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 46 กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กพช. คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ 2552 และ 2553 ของ กกพ. สรุปได้ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2552 กกพ. และ สกพ. ดำเนินงานภายใต้ยุทธศาสตร์การกำกับกิจการพลังงาน ปี 2551 – 2555 ได้แก่ การออกใบอนุญาตกำกับดูแลและปกป้องผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานชุมชน และประเทศ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ยึดหลักความเป็นธรรม และส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้ ส่งเสริมการมี ส่วนร่วมในการพัฒนาระบบพลังงาน โดยจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง ส่วนผลการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2553 มีผลงานที่สำคัญ ได้แก่ กำกับดูแลมาตรฐานการบริการ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานตามเวลาที่กำหนด การกำกับดูแลอัตราค่าบริการไฟฟ้าและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติให้สะท้อน ต้นทุน เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นธรรม กำกับการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันอย่างเป็นธรรม รวมทั้ง ส่งเสริมการมีส่วนร่วมของประชาชนผู้ใช้พลังงาน โดยการกระจายการกำกับดูแลกิจการพลังงานสู่ภูมิภาค ตลอดจนการพัฒนาองค์กรสู่การเป็นองค์กรสมรรถนะสูง โดยอาศัยระบบบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ และเป็นที่ยอมรับในระดับสากล2.2 รายงานงบการเงินและบัญชีทำการ โดยปีงบประมาณ 2552 ณ วันที่ 30 กันยายน 2552 มีรายได้จากการดำเนินงาน 558,044,371.20 บาท เมื่อหักค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 27,308,728.92 บาท และ ในปีงบประมาณ 2553 ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้จากการดำเนินงาน 596,880,107.40 บาท เมื่อ หักค่าใช้จ่ายต่างๆ จะมีรายได้แผ่นดินรอนำส่งคลัง 58,362,925.11 บาท2.3 แผนการดำเนินงานปีงบประมาณ 2553 กกพ. ได้ปรับแผนการดำเนินงานโดยให้ความสำคัญและมุ่งเน้นการสร้างประสิทธิภาพและ ประสิทธิผลของกิจการพลังงาน ได้แก่ การส่งเสริมการประกอบกิจการและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ มุ่งเน้นการกำกับอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติให้เกิดความเป็นธรรม การศึกษาแนวทางการกำกับดูแลราคาซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ การส่งเสริมการบริหารจัดการที่ดีและการแข่งขันในกิจการพลังงาน ศึกษาแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน (Bidding) การส่งเสริมโครงสร้างพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง เชื่อถือได้และปลอดภัย ส่งเสริมการมีส่วนร่วมและเตรียมความพร้อมในการกระจายงานกำกับดูแลออกสู่ ภูมิภาคมากขึ้น ส่วนแผนการดำเนินงาน ปีงบประมาณ 2554 พิจารณาถึงความพึงพอใจของผู้มีส่วนได้เสียต่อการกิจการพลังงาน รวมถึงขีดความสามารถในการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศ ให้เทียบเคียงได้ในระดับสากล ได้แก่ การรับฟังความคิดเห็นโครงการที่อาจก่อให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนอย่างรุนแรง ศึกษาวิจัยศักยภาพและแนวทางการพัฒนาโครงการ Demand Response ของประเทศ จัดทำหลักเกณฑ์และคู่มือการกำหนดค่าทดแทนทรัพย์สินในเขตระบบโครงข่ายพลังงาน การศึกษาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง การพัฒนาศักยภาพเครือข่ายคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้มีส่วนได้เสีย
3. เมื่อ กพช. ได้มีมติรับทราบแล้ว สกพ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร วุฒิสภา และ ผู้ที่เกี่ยวข้องตามที่กฎหมายกำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ปีงบประมาณ 2555 – 2557 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 120 ล้านบาท โดยจัดสรรเงินปีละ 40 ล้านบาท และให้คงเงินสำรองไว้ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติ ทั้งนี้ คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายให้หน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ธพ. พพ. และกรมบัญชีกลาง โดยแบ่งหมวดรายจ่ายเป็น 6 หมวด ดังนี้ (1) การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา (2) การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ (3) เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม (4) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา (5) การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และ (6) ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ซึ่งในปีงบประมาณ 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุน โดยเน้นเรื่องการ ให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมเพื่อสร้างและพัฒนาขีดความสามารถของบุคลากร ซึ่งได้อนุมัติค่าใช้จ่าย ในหมวดต่างๆ 3 หมวด ประกอบด้วย หมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม และหมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 28,504,570.00 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 17,723,049.71 บาท ผูกพันไปปี 2556 เป็นจำนวนเงิน 6,593,412.98 บาท
3. ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 กองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุนเป็นเงิน 435,161,483.95 บาท และ งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2555 มีค่าใช้จ่ายสูงกว่ารายได้ 1,884,620.46 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 144 - วันพฤหัสบดีที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2556 (ครั้งที่ 144)
วันศุกร์ที่ 8 กุมภาพันธ์ 2556 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 9 ชั้น 15 ศูนย์เอนเนอร์ยี่ คอมเพล็กซ์ (ENCO) อาคารบี
1.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
3.การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด และการเพิ่มจุดซื้อขาย
4.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
6.โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
7.แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
8.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
9.รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
11.รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปี 2555
12.รายงานผลการดำเนินการจากนโยบายการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
13.สถานการณ์พลังงานปี 2555 และแนวโน้มปี 2556
14.งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
16.การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงฯ
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
ประธานฯ ได้แจ้งที่ประชุมฯ เกี่ยวกับการประชุมยุทธศาสตร์ประเทศในเดือนมกราคมที่ผ่านมา ซึ่งมี 4 หัวข้อหลัก โดยมีหัวข้อที่สำคัญคือ การพัฒนาไปสู่สังคมที่เป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งเป็นนโยบายที่สำคัญของรัฐบาล จึงนำมาหารือในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้การขับเคลื่อนนโยบายดังกล่าวให้เป็นรูปธรรมและการบูรณาการเพื่อส่งเสริม พลังงานทดแทนอย่างเป็นระบบ ทั้งในส่วนของภาคอุตสาหกรรม ภาคประชาชนผู้บริโภค และการส่งเสริมให้เกิดสังคมพลังงานสีเขียว ซึ่งจะสามารถช่วยกระตุ้นให้เกิดการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศ รวมทั้งขอให้กระทรวงพลังงานบูรณาการกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งภาครัฐและ เอกชนเพื่อขับเคลื่อนนโยบายดังกล่าว และในส่วนของการปรับโครงสร้างราคาพลังงานในอนาคต ควรดำเนินการปรับโครงสร้างราคาให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง พร้อมทั้งดูแลผู้ใช้พลังงานโดยการช่วยเหลือหรือบรรเทาผลกระทบ ของผู้มีรายได้น้อยจากการปรับโครงสร้างราคาพลังงาน
เรื่องที่ 1 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คำแถลงนโยบายรัฐบาล เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ข้อ 3.5.3 กำกับราคาพลังงานให้มีราคาเหมาะสม เป็นธรรมและมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยปรับบทบาทกองทุนน้ำมันฯ ให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคานั้นจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะกลุ่ม ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลและไบโอดีเซลในภาคครัวเรือน
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ในเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน (18.13 บาทต่อกิโลกรัม) ต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555 ต่อมาเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยกำหนดกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย โดยอิงจากฐานข้อมูลครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน จากการไฟฟ้านครหลวงและการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และอนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2556 ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในการดำเนินงานโครงการจัดทำฐานข้อมูลร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ รวมทั้งเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน
3. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบฯ ซึ่ง มีหน้าที่กำหนดแนวทางการบรรเทาผลกระทบ หลักเกณฑ์และคุณสมบัติผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน รวมทั้งพิจารณาการจัดทำฐานข้อมูล การกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการในการช่วยเหลือผู้ได้รับผลกระทบจากการปรับราคา ก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2556 สนพ. ได้จัดจ้างมหาวิทยาลัยราชภัฎสวนดุสิตในการจัดทำฐานข้อมูล ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร รวมทั้งกลุ่มครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
4. การจัดหาก๊าซ LPG ได้จาก 3 แหล่ง คือ (1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้วัตถุดิบจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ต้นทุนอยู่ที่ 550 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม (2) โรงกลั่นน้ำมัน ใช้น้ำมันดิบที่นำเข้าจากต่างประเทศมาผ่านกระบวนการกลั่น ราคาอยู่ที่ 764 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 31.64 บาทต่อกิโลกรัม (3) นำเข้าจากต่างประเทศ ราคาตลาดโลก (Contract Price : CP) อยู่ที่ 900 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาขายปลีกอยู่ที่ 36.35 บาทต่อกิโลกรัม กระทรวงพลังงานจึงมีนโยบายให้ประชาชน ใช้ก๊าซ LPG ที่สะท้อนต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศในราคา 24.82 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคามีความเหมาะสม เป็นธรรมและสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนจะต้องคำนึงถึงความพร้อมในการบรรเทาผลกระทบ ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการดำเนินการของคณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบฯ และ การจัดทำฐานข้อมูลร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ของมหาวิทยาลัยราชภัฎสวนดุสิต ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2556 ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและแนวทางการช่วยเหลือครัวเรือนรายได้น้อยต่อไป
5. ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 10 และ 11 ผู้ที่ได้รับการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ คือ ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งไม่รวมถึงครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร สามารถรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายเวลาตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนที่ 18.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงเดือนมีนาคม 2556
2. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนให้สะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ 24.82 บาทต่อกิโลกรัม ภายในปี 2556 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และการบรรเทาผลกระทบกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ครัวเรือนรายได้น้อย และร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร สามารถรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2543 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบคำแถลงนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการจัดตั้งตลาด ซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง 6 ประเทศ (Policy Statement on Regional Power Trade) ตามมติการประชุมระดับรัฐมนตรี 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง GMS ครั้งที่ 9 โดยกำหนดให้จัดทำร่างข้อตกลงว่าด้วยการซื้อขายไฟฟ้า และการสร้างเครือข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Agreement: IGA) เพื่อเป็นแนวทางในการจัดตั้งตลาดซื้อขายไฟฟ้าและการพัฒนาระบบเครือข่ายสาย ส่งเขื่อมโยงระหว่าง 6 ประเทศลุ่มน้ำโขงอย่างเป็นรูปธรรมในอนาคต ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2545 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2545 โดยเห็นชอบร่างข้อตกลงว่าด้วยความร่วมมือด้านการซื้อขายไฟฟ้าและการสร้าง โครงข่ายสายส่งระหว่างรัฐบาล 6 ประเทศอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (IGA)
2. คณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง (Greater Mekong Subregion Regional Power Trade Coordination Committee: RPTCC) จัดตั้งขึ้นตามข้อตกลง IGA เพื่อจัดทำข้อตกลงปฏิบัติการทางเทคนิคการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำ โขง (Regional Power Trade Operating Agreement: PTOA) และกำหนดกฎระเบียบ หลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการซื้อขายไฟฟ้า ทั้งในระยะเริ่มแรกและในอนาคต
3. การประชุมสุดยอดผู้นำ 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง (GMS Summit) ครั้งที่ 2 เมื่อเดือนกรกฎาคม 2548 ณ สาธารณรัฐประชาชนจีน ได้ลงนามบันทึกร่างบันทึกความเข้าใจแนวทางการดำเนินงานตามข้อตกลงด้านการ ปฏิบัติการเพื่อการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง ระยะที่ 1 (Memorandum of Understanding on the Guidelines for the Implementation of the Regional Power Trade Operating Agreement-Stage #1 (MOU-1)) เพื่อกำหนดแนวทางการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคฯ ระยะที่ 1 และเมื่อเดือนมีนาคม 2551 ได้มีการลงนาม Memorandum of Understanding on the Road Map for Implementing the Greater Mekong Subregion Cross Border Power Trading (MOU-2) ในการประชุมสุดยอดผู้นำ 6 ประเทศลุ่มน้ำโขง ครั้งที่ 3 ณ สปป. ลาว โดย MOU-2 ได้กำหนดระยะเวลา (Timelines) เพื่อให้การดำเนินการตามมาตรการต่างๆ ในระยะที่ 1 สัมฤทธิ์ผลอย่างเป็นรูปธรรม
4. การประชุมคณะกรรมการ RPTCC ครั้งที่ 10 - 11 ได้มีมติเห็นชอบ ร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงานการซื้อขาย ไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Memorandum of Understanding for the Establishment of the Regional Power Coordination Centre in the Greater Mekong Subregion: IGM) เพื่อพัฒนาระบบสาธารณูปโภคด้านไฟฟ้าให้เชื่อมต่อกันระหว่างประเทศสมาชิกใน การซื้อขายพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศ เนื่องจากเรื่องดังกล่าวมีความสำคัญ และส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางด้านพลังงานและเศรษฐกิจในระดับประเทศ จึงต้องผ่านความเห็นชอบและมีการลงนามเป็นลายลักษณ์อักษรโดยรัฐบาลของแต่ละ ประเทศสมาชิก
5. รัฐบาล 4 ประเทศลุ่มน้ำโขง ได้แก่ ราชอาณาจักรกัมพูชา สาธารณรัฐประชาชนจีน สปป.ลาว และเวียดนาม ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงานการ ซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental MOU) ในการประชุมระดับรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2555 ณ สาธารณรัฐประชาชนจีน สหภาพพม่า และประเทศไทยไม่ได้ร่วมลงนาม เนื่องจากการดำเนินการตามกระบวนการภายในประเทศยังไม่แล้วเสร็จ
6. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้งศูนย์ประสานงาน การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental MOU: IGM)
6.1 วัตถุประสงค์ : เพื่อสนับสนุนการปฏิบัติการที่เชื่อมต่อกันของระบบไฟฟ้าของประเทศสมาชิกให้ เป็นหนึ่งเดียวบนพื้นฐานของความยุติธรรมและโปร่งใสในการดำเนินงานของตลาด ซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในอนุภูมิภาค มีเป้าหมายสูงสุดเพื่อพัฒนาระบบไฟฟ้าโดยรวมของอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขงให้มี เสถียรภาพ มีความเชื่อถือได้ของพลังงานไฟฟ้าและคุ้มค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ สามารถดำเนินการพัฒนาให้มีความสมดุลระหว่างความหลากหลายของทรัพยากรด้าน พลังงานที่มีในอาณาเขตพื้นที่ของประเทศสมาชิก ความร่วมมือทางด้านพลังงานในระยะยาว การส่งจ่ายพลังงานไฟฟ้าระหว่างกันอย่างมีประสิทธิภาพ รวมทั้งการขยายขอบเขตการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าข้ามพรมแดน เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประชาชนในประเทศสมาชิกอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง
6.2 อำนาจหน้าที่ : 1) ประสานความร่วมมือในการจัดทำกรอบการดำเนินการพัฒนาด้านกฎระเบียบ ข้อบังคับ ด้านเทคนิค และประเด็นอื่นๆ ที่ประเทศสมาชิกเห็นพ้องถึงความสำคัญต่อการพัฒนาตลาดซื้อขายไฟฟ้า โดยอำนาจหน้าที่ของศูนย์ประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าฯ (ศูนย์ RPCC) ได้แก่ (1) จัดทำและปรับปรุงข้อมูลการปฏิบัติงานที่เกี่ยวข้องกับระบบไฟฟ้า เพื่อใช้วางแผนการปฏิบัติงานของระบบไฟฟ้า (2) พัฒนาและปรับปรุงระบบจัดเก็บข้อมูล เพื่อใช้ติดตามกิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (3) พัฒนาและจัดกิจกรรมการพัฒนาความรู้ให้แก่บุคลากรของประเทศสมาชิก เพื่อรองรับการพัฒนากิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาค (4) ให้ความช่วยเหลือประเทศสมาชิกในการระงับข้อพิพาทที่เกิดขึ้น (5) สนับสนุนความร่วมมือระหว่างศูนย์ RPCC และองค์กรอื่นๆ (6) ให้ความเห็นและคำแนะนำต่อมาตรการเสริมสร้างการพัฒนาทางด้านสิ่งแวดล้อม และการพัฒนาสังคมอย่างยั่งยืนพร้อมไปกับการดำเนินกิจกรรมการซื้อขายไฟฟ้าใน อนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง และ 2) สนับสนุนและติดตามการปฏิบัติงานของศูนย์ปฏิบัติการด้านระบบส่งจ่ายไฟฟ้าแห่ง ชาติ (National Transmission System Operators : TSOs) หรือหน่วยงานการไฟฟ้า ในประเทศสมาชิกต่อการปฏิบัติการต่างๆ
6.3 การเงิน : งบประมาณดำเนินงานของศูนย์ RPCC ประกอบด้วยเงินที่ได้จากประเทศสมาชิก โดยสามารถรับเงินบริจาค และแหล่งอื่นๆ สำหรับใช้ในการดำเนินงาน การลงทุน และการศึกษาวิจัย อย่างไร ก็ตามเงินที่ได้รับจากการบริจาคจะต้องไม่มีผลต่อการตัดสินใจการดำเนินงานของ ศูนย์ RPCC
6.4 สิทธิพิเศษและความคุ้มครอง : ศูนย์ RPCC จะมีสถานะเป็นองค์กรนานาชาติ องค์กร (ศูนย์ RPCC) ผู้อำนวยการและเจ้าหน้าที่ศูนย์ RPCC จะได้รับสิทธิพิเศษและความคุ้มครองเท่าที่จำเป็นในการดำเนินการอย่างอิสระ ตามภารกิจหน้าที่ที่ได้กำหนดไว้
6.5 การอนุมัติและการมีผลบังคับใช้อย่างเป็นทางการ : (1) IGM ฉบับนี้ต้องได้รับการอนุมัติ และยอมรับจากรัฐบาลของแต่ละประเทศสมาชิกตามขั้นตอนตามระเบียบอย่างเป็นทาง การ โดยรัฐบาลของแต่ละประเทศสมาชิกต้องแจ้งผลการอนุมัติให้รัฐบาลประเทศสมาชิก อื่นๆ ทราบอย่างเป็นทางการ และ (2) IGM ฉบับนี้จะมีผลบังคับใช้อย่างเป็นทางการระหว่างประเทศสมาชิกที่ได้ผ่านการ อนุมัติและยอมรับใน IGM ฉบับนี้หลังจากที่ประเทศสมาชิกชาติที่ 4 ได้รับรองการอนุมัติและยอมรับใน IGM แล้ว
7. ประเทศไทยจะได้รับผลประโยชน์ในหลายๆ ด้าน เมื่อตลาดการซื้อขายไฟฟ้าในอนุภูมิภาคเกิดขึ้นจริงในอนาคต ดังนี้ (1) ช่วยเพิ่มทางเลือกการจัดหาและเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของไทย (2) ช่วยลดราคาค่าไฟฟ้าภายในประเทศ เนื่องจากการแข่งขันทางด้านราคา และการลดการลงทุนในส่วนกำลังผลิตสำรองของประเทศ (3) ช่วยขยายโอกาสการลงทุนในธุรกิจให้กับไทย ซึ่งเป็นผลพลอยได้จากการขยายตัวของตลาดซื้อขายไฟฟ้าในอนาคต เช่น การลงทุนด้านโรงไฟฟ้า การลงทุนด้านสายส่งไฟฟ้า การลงทุนด้านการบำรุงรักษา และ (4) ช่วยลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล โดยใช้พลังงานไฟฟ้าจากเขื่อนในประเทศเพื่อนบ้าน
8. กระทรวงการต่างประเทศได้มีความเห็นเกี่ยวกับร่างความตกลง IGM ดังนี้
8.1 ร่างความตกลง IGM เป็นความตกลงระดับรัฐบาล เพื่อจัดตั้งศูนย์ RPCC และกำหนดให้ RPCC มีสถานะเป็นนิติบุคคล มีความสามารถทางกฎหมาย โดยมีหน้าที่หลักในการประสานงานให้ประเทศสมาชิกปฏิบัติตามกรอบความร่วมมือ ด้านเทคนิคและการจัดการซื้อขายไฟฟ้า ตลอดจนเป็นตัวแทนเพื่อรักษาผลประโยชน์ร่วมของประเทศสมาชิกในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะลงนามโดยผู้แทนของรัฐบาลจาก 6 ประเทศ ดังนั้น ร่างความตกลงดังกล่าวจึงเป็นหนังสือสัญญาตามมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ ที่ต้องได้รับความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรีก่อนการลงนาม
8.2 ประเด็นว่าด้วยร่างความตกลง IGM เป็นหนังสือสัญญาตามมาตรา 190 วรรคสองของรัฐธรรมนูญฯ ซึ่งต้องได้รับความเห็นชอบของรัฐสภาหรือไม่ เนื่องจากมีประเด็นเกี่ยวข้องกับข้อ 2 และข้อ 13 ของร่างความตกลง IGM ที่กำหนดให้ RPCC มีสถานะเป็นองค์การระหว่างประเทศระดับรัฐบาลที่เป็นอิสระ มีความเป็นกลาง และมีสภาพนิติบุคคล ประเทศที่เป็นที่ตั้งสำนักงานใหญ่ขององค์การฯ มีพันธกิจที่จะต้องให้สถานะทางกฎหมายแก่ RPCC ตามกฎหมายภายใน และจะต้องให้เอกสิทธิ์และความคุ้มกันแก่องค์การฯ ผู้อำนวยการบริหารและเจ้าหน้าที่ขององค์การฯ โดยจะระบุไว้ในความตกลงว่าด้วยสำนักงานใหญ่ขององค์การระหว่างประเทศ (Headquarters Agreement) ที่จะจัดทำขึ้นระหว่าง RPCC กับรัฐบาลของประเทศที่ตั้งสำนักงานใหญ่ต่อไป ซึ่งปัจจุบันคณะกรรมการประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าฯ (RPTCC) ยังไม่ได้ตกลงว่าสำนักงานใหญ่ขององค์การฯ จะตั้งอยู่ในประเทศไทย ทั้งนี้ ในอนาคตหากได้ตกลงจัดตั้งศูนย์ RPCC ขึ้นในไทย รัฐบาลไทยจะต้องจัดทำความตกลงว่าด้วยสำนักงานใหญ่กับ RPCC อีกฉบับแยกจากกัน เพื่อยอมรับให้ RPCC มีสภาพนิติบุคคลในประเทศไทย และได้อุปโภคเอกสิทธิ์และความคุ้มกัน ดังนั้น ร่างความตกลง IGM จึงไม่เป็นหนังสือสัญญาที่จะต้องออกพระราชบัญญัติรองรับเพื่อให้เป็นไปตาม หนังสือสัญญา
8.3 ประเด็นว่าด้วยร่างความตกลง IGM ซึ่งกำหนดให้จัดตั้งศูนย์ RPCC เป็นเรื่องที่มีผลกระทบต่อความมั่นคงทางเศรษฐกิจ หรือสังคมของประเทศอย่างกว้างขวางหรือไม่ เป็นประเด็นที่ส่วนราชการเจ้าของเรื่องจะต้องให้ความเห็นประกอบการพิจารณา ต่อคณะรัฐมนตรี ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2550 เรื่องความตกลงหุ้นส่วนเศรษฐกิจไทย - ญี่ปุ่น ซึ่งหากพิจารณาแล้วเห็นว่า ความตกลง IGM เข้าข่ายมาตรา 190 วรรคสองของรัฐธรรมนูญฯ เจ้าของเรื่องจะต้องดำเนินการตามขั้นตอนที่ระบุไว้ในวรรคสามและวรรคสี่ของ มาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ คือ จะต้องให้ข้อมูลและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน รวมทั้งเสนอกรอบเจรจา และชี้แจงต่อรัฐสภาเกี่ยวกับหนังสือสัญญานั้น
9. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของบันทึก IGM พร้อมทั้งให้ส่งร่างบันทึกดังกล่าว ให้กระทรวงการต่างประเทศพิจารณาให้ความเห็นอย่างเป็นทางการ เพื่อนำเสนอ กพช. คณะรัฐมนตรี และรัฐสภา พิจารณาในลำดับต่อไป ทั้งนี้ จากความเห็นของกระทรวงการต่างประเทศในข้อ 8 และได้มีการพิจารณารายละเอียดบันทึก IGM อย่างรอบคอบ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าความตกลง IGM เข้าข่ายมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญฯ จึงควรดำเนินการตามขั้นตอนที่ระบุไว้ในวรรคสามและวรรคสี่ ของมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญฯ คือ จะต้องให้ข้อมูลและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน รวมทั้งเสนอกรอบเจรจา และชี้แจงต่อรัฐสภาเกี่ยวกับหนังสือสัญญาดังกล่าว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลต่อการจัดตั้ง ศูนย์ประสานงานการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศสมาชิกในอนุภูมิภาคลุ่มน้ำโขง (Inter-Governmental Memorandum of Understanding for the Establishment of the Regional Power Coordination Centre in the Greater Mekong Subregion: IGM) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาเสนอรัฐสภาให้ความเห็นชอบต่อไปตามนัยแห่ง มาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550
เรื่องที่ 3 การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด และการเพิ่มจุดซื้อขาย
สรุปสาระสำคัญ
1. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เป็นสัญญาฯ ที่มีการซื้อขายไฟฟ้ามีลักษณะเป็นการแลกเปลี่ยน โดยส่วนใหญ่ ฟฟล. จะเป็นฝ่ายขาย โดยที่ กฟผ. และ ฟฟล. มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 อายุสัญญา 8 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2549 - 25 กุมภาพันธ์ 2557) และ (2) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสด อายุสัญญา 12 ปี (1 พฤษภาคม 2544 - 30 เมษายน 2556)
2. อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญาฯ มี 2 ลักษณะ ได้แก่ (1) ในแต่ละเดือน คือ จะมีการคำนวณจำนวนเงิน ที่จะมีการชำระกันทุกเดือนโดยใช้อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน และ (2) เมื่อสิ้นปีสัญญาฯ คือ จะมีการคำนวณจำนวนพลังงานไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อและขายกับ กฟผ. โดยหาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย (Net Buy) ฟฟล. จะชำระเงินเพิ่ม โดยคำนวณจากส่วนต่างระหว่างราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านของไทยตามที่กำหนดกับ ราคาเฉลี่ยที่ ฟฟล. ซื้อแต่ละเดือน โดยในปีสัญญาฯ 2550-2553 ฟฟล. มีการซื้อพลังงานไฟฟ้า Net Buy จาก กฟผ. จึงเสนอขอ ค้างชำระเงินค่าไฟฟ้าส่วนต่าง โดยจะจ่ายคืนด้วยจำนวนพลังงานไฟฟ้าในปีสัญญาฯ 2554-2556 ที่เท่ากับจำนวน Net Buy ทั้งนี้มียอด Net Buy ที่ปรากฏจริงในปีสัญญาฯ 2550-2553 เท่ากับ 1,180 ล้านหน่วย
3. เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้เดินทางเยือน สปป. ลาว ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้ขอให้กระทรวงพลังงานของไทยพิจารณายืดระยะเวลาการใช้คืนพลังงานไฟฟ้าแทน เงินที่ค้างชำระที่เกิดขึ้นในช่วงปีสัญญาฯ 2550-2553 ของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 ระหว่าง ฟฟล. กับ กฟผ. ออกไป
4. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้พิจารณาข้อเสนอของ ฟฟล. และมีมติ (1) เห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสดออกไป เพื่อให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ ฟฟล. จะคืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม (ฟฟล. ซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ช่วงเวลา Peak 1.74 บาทต่อหน่วย และ Off Peak 1.34 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ ให้มีการขยายอายุสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 ออกไป 3 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2557 - 25 กุมภาพันธ์ 2560) และขยายอายุสัญญาฯ โครงการเซเสด ออกไป 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 - 30 เมษายน 2560) (2) เห็นชอบให้แก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร-ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียว เป็นจุดซื้อและขาย ซึ่ง ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. แจ้งเห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการ เซเสดออกไปเพื่อให้ครอบคลุมกับระยะเวลาที่ ฟฟล. จะใช้คืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม
5. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2556 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติรับทราบ ดังนี้ (1) การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเสดและโครงการน้ำงึม 1 ออกไป เพื่อให้ครอบคลุมกับระยะเวลาที่ ฟฟล. จะใช้คืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม และ (2) การแก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร-ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียวเป็นจุดซื้อและขาย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายอายุของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสดออกไป เพื่อให้ครอบคลุมระยะเวลาที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) จะคืนพลังงานไฟฟ้า โดยใช้เงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิม (ฟฟล. ซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ช่วงเวลา Peak 1.74 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak 1.34 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ ให้มีการขยายอายุสัญญาฯ ดังนี้
- ขยายอายุสัญญาฯ โครงการน้ำงึม 1 ออกไป 3 ปี (26 กุมภาพันธ์ 2557 - 25 กุมภาพันธ์ 2560)
- ขยายอายุสัญญาฯ โครงการเซเสด ออกไป 4 ปี (1 พฤษภาคม 2556 - 30 เมษายน 2560)
2. เห็นชอบให้แก้ไขจุดส่งมอบมุกดาหาร - ปากบ่อ ที่เป็นจุดที่ กฟผ. ขายฝ่ายเดียวเป็นจุดซื้อและขาย
3. เห็นชอบให้ กฟผ. แก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และโครงการเซเสด และอนุมัติให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมต่อไป
เรื่องที่ 4 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ไทยจำนวนประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมารัฐบาลทั้งสองฝ่ายได้ลงนาม MOU อีก 3 ฉบับ เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 18 ธันวาคม 2549 และ 22 ธันวาคม 2550 เพื่อขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเป็น 3,000 เมกะวัตต์ 5,000 เมกะวัตต์ และ 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 หรือหลังจากนั้น
2. ปัจจุบัน มี 5 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (กำลังผลิต 126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (กำลังผลิต 948 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (กำลังผลิต 597 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) อีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการหงสาลิกไนต์ (กำลังผลิต 1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (กำลังผลิต 1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในเดือนปี 2558 และ 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วและอยู่ระหว่างการเจรจา ร่างสัญญาฯ ได้แก่ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (กำลังผลิต 354 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (กำลังผลิต 269 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบ กฟผ. ในปี 2562
3. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้วเมื่อวันที่ 27 เมษายน และ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ และได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2554 ซึ่งการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว ได้ใช้ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่เป็นต้นแบบ และได้มีการปรับปรุงเงื่อนไขบางประการตามร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้ลงนามย่อ (Initial) กำกับร่าง PPA เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2555 และเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำเงี้ยบ 1
4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย KPIC Netherlands B.V. (KPN) (45%), EGAT International Company (EGATi) (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงบอลิคำไซ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณ 1,459 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 188 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้า ฝั่ง สปป. ลาว ระบบส่ง 230 kV ระยะทางจากโครงการฯ ถึง สฟ. นาบงประมาณ 125 กิโลเมตร และระบบส่ง 500 kV ระยะทางจาก สฟ. นาบง ถึงชายแดนประมาณ 27 กิโลเมตร โดยใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และในฝั่งไทย ระบบส่ง 500 kV ระยะทางจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ประมาณ 80 กิโลเมตร โดยใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และมีการก่อสร้างระบบส่งเพิ่มเติมช่วง สฟ. อุดรธานี 3 -สฟ. ชัยภูมิ-สฟ. ท่าตะโก โดยมีอายุสัญญา 27 ปี และกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคม 2562
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา : กฟผ. และ Nam Ngiep 1 Power Company Limited (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator)
5.2 อายุสัญญาฯ 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญาฯ ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญาฯ
5.3 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ : Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวัน ลงนามสัญญาฯ หรือภายในวันที่ 1 มกราคม 2556 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน
5.4 การพัฒนาโครงการและระบบส่ง : (1) กฟผ. เริ่มมีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date : ECOCD) ณ วันที่ช้ากว่าระหว่าง SFCD และ Financial Close Date (FCD) โดยจะต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 54 เดือนนับจาก ECOCD (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการและก่อสร้างสายส่งฝั่งลาวให้แล้วเสร็จทันกำหนด SCOD ภายใน 60 เดือนนับจาก ECOCD และ (3) หากงานก่อสร้างล่าช้า ฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages : LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure : FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุสุดวิสัยจะต้องจ่าย ค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง (ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน)
5.5 การผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าให้ กฟผ. โดยการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COC) ที่ระบุไว้ในสัญญาฯ การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.6 การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า : พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายเกินจาก PE ในวันจันทร์ถึงวันเสาร์ (ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน) และวันอาทิตย์ (ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมงต่อวัน) และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE 100% แต่ไม่รับประกันซื้อ EE โดยGenerator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วจะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์)
- อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว แบ่งเป็นดังนี้ :
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาทต่อหน่วย
ระหว่าง Unit Operation Period =2.9613 US Cent + 0.9180 บาทต่อหน่วย
(กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD)
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป
Primary Energy (PE) = 3.9484,br> US Cent + 1.2240 บาทต่อหน่วย
Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาทต่อหน่วย
Excess Energy (EE) = 1.3464 บาทต่อหน่วย
หมายเหตุ : เมื่อคำนวณ ณ สมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
ค่า PE = 2.4480 บาทต่อหน่วย
ค่าเฉลี่ย PE + SE = 2.3218 บาทต่อหน่วย
5.7 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator ในแต่ละปี ไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 1,459 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 1,271 ล้านหน่วย และ SE 188 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปีและ กฟผ. สั่งเดินเครื่อง ค่าพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) ในกรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) ในกรณีที่มี Dispatch Shortfall สะสมเกินกว่าข้อตกลง (เท่ากับ 80 ล้านหน่วย) แล้วมีน้ำล้นเกิดขึ้น ให้เก็บตัวเลขน้ำล้นส่วนที่เป็นของ กฟผ. ไว้ในบัญชี (4) ในเดือนสุดท้ายของปีที่ 15 และปีสุดท้ายของสัญญาฯ ให้นำตัวเลขที่สะสมในบัญชี Dispatch Shortfall และบัญชีน้ำล้น ไปคำนวณเป็นค่าไฟฟ้า แล้วนำไปหักลบกับรายได้สะสมจากการขาย EE หากรายได้จากการขาย EE มีมากกว่า Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. เท่ากับจำนวนเงินที่คำนวณจาก Dispatch Shortfall และน้ำล้น และ (5) เมื่อหักลบกันแล้วยังมีเงินเหลือในบัญชีรายได้สะสมของ EE Generator ต้องคืนเงินให้ กฟผ. อีก 25% (ถือเป็นการแบ่งผลประโยชน์จากการที่ กฟผ. ช่วยซื้อไฟฟ้ามากกว่าที่ได้รับประกันซื้อ)
5.8 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Securities) : Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้ ดังนี้ (1) Development Security One (DS1) 5.72 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันลงนามสัญญาจนถึงวัน FCD (2) Development Security Two (DS2) 14.36 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวัน COD (3) Performance Security One (PS1) 12.84 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD และ (4) Performance Security Two (PS2) 4.32 ล้านเหรียญสหรัฐ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญาฯ
5.9 เหตุสุดวิสัย : (1) กรณีเกิดเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่ถูก FM กระทบสามารถหยุดปฏิบัติหน้าที่ตามสัญญาฯ ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติหน้าที่นั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย (Force Majeure Offset Amount: FMOA) ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่ง ในอัตราที่กำหนดในสัญญาฯ โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลัง ด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน (2) กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูก FM กระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้และจะต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่ง ตามที่กำหนดไว้ในสัญญาฯ แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ ได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน (3) กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ โดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment และ (4) กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น EGAT Access Rights Force Majeure โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาฯ เมื่อไรก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาฯ ได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการฯ เมื่อมีการบอกเลิกสัญญาฯ
5.10 การบอกเลิกสัญญาก่อน FCD (1) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure (TPFM) กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure (LPFM) กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ ค้ำประกัน และ หลัง FCD (1) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญาฯ หรือเกิด TPFM กฟผ. ต้อง Buy-out โครงการ และ (2) กรณีเลิกสัญญาฯ เนื่องจาก Generator ผิดสัญญาฯ หรือเกิด LPFM กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. Buy-out โครงการ
5.11 การยุติข้อพิพาท: หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการยุติข้อพิพาทที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ
5.12 กฎหมายที่ใช้บังคับ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 กับผู้พัฒนาโครงการ เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด
ทั้งนี้หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลา ในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
3. เห็นชอบให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 ซึ่งมีเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทด้วยวิธีอนุญาโตตุลาการ เสนอขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff โดยเห็นควรให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนที่จะจัดตั้งขึ้นภายใต้ กพช. พิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งหลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป พร้อมทั้งเห็นชอบในหลักการให้คณะกรรมการบริหารฯ ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน มีเป้าหมายในเชิงนโยบาย ในช่วง 10 ปี พ.ศ. 2556 - 2565 รวม 10,000 เมกะวัตต์ โดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in tariff สนพ. จึงได้ศึกษาอัตรารับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจาก พืชพลังงานภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน และสอดคล้องกับการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวในระยะเริ่มต้น 100 เมกะวัตต์ และเป็นไปตามมติของ กพช. ในการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยได้จัดทำข้อมูลด้านเทคนิคที่มีความจำเป็นต่อการวิเคราะห์อัตรารับซื้อ ไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน และใช้ข้อมูลด้านเทคนิคและต้นทุนในการดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสี เขียวจากพืชพลังงานของ พพ.
3. ข้อสรุปสมมติฐานสำหรับโครงการที่มีปริมาณขายไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ มีรายละเอียดดังนี้
(1) ข้อมูลระบบผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน เวลาทำงาน 330 วันต่อปี ผลิต ก๊าซชีวภาพได้ 3.64 ล้านลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อปี กำลังผลิตติดตั้ง 1.40 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1.00 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 7.61 ล้านหน่วยต่อปี และขายไฟฟ้าสู่ระบบจำหน่ายไฟฟ้า 6.85 ล้านหน่วยต่อปี
(2) วัตถุดิบที่เข้าและออกจากระบบก๊าซชีวภาพ ความต้องการหญ้าสดเข้าระบบ 140 ตันสด ต่อวัน อัตราการผลิตก๊าซชีวภาพต่อตันหญ้าสด 78.81 ลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อตันสด ผลิตก๊าซชีวภาพ ที่สัดส่วนมีเทน 55% ได้ 11,000 ลูกบาศก์เมตรก๊าซชีวภาพต่อวัน และปริมาณสารปรับปรุงดินที่ได้จากระบบ 23.5 ตันต่อวัน
(3) เงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และรายได้อื่นๆ จากการเดินระบบ เงินลงทุนระบบรวม 100 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายดำเนินการและบำรุงรักษา 5 ล้านบาทต่อปี ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง 500 บาทต่อตัน อัตราการเพิ่มของราคาเชื้อเพลิง 2.5% ต่อปี และรายได้จากการจำหน่ายสารปรับปรุงดิน 2,000 บาทต่อตัน
4. สนพ. ได้จัดทำสมมติฐานทางการเงินอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องสำหรับโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานที่เหมาะสม ดังนี้ สัดส่วนหนี้สินต่อทุน (D/E) 1 : 1 อัตราดอกเบี้ย 7.00% (MLR) ระยะเวลาการกู้ 8 ปี อัตราผลตอบแทนส่วนทุน (IRR on equity) ร้อยละ 12 - 13 อายุโครงการ 20 ปี
5. ผลการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนรูปแบบ Feed-in Tariff จากการประเมินอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพพืชพลังงาน ภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงานที่มีปริมาณพลัง ไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1.0 เมกะวัตต์ ได้ผลสรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่อัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุนตลอดอายุโครงการ 20 ปี ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2556 คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน ภายใต้โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงานภายใต้โครงการวิสาหกิจ ชุมชนพลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ด้วยอัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 20 ปี
2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เร่งจัดทำระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงานภายใต้โครงการ วิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน ในรูปแบบ Feed-in Tariff ต่อไป
เรื่องที่ 6 โครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายทางด้านเศรษฐกิจที่จะส่งเสริมและผลักดันให้ อุตสาหกรรมพลังงานทดแทน สามารถสร้างรายได้จากความต้องการภายในประเทศ สร้างการจ้างงานโดยถือเป็นอุตสาหกรรมยุทธศาสตร์ใหม่ มีนโยบายที่จะสนับสนุนการกระจายรายได้ที่เป็นธรรม ลดความเหลื่อมล้ำทางเศรษฐกิจ รวมทั้งได้กำหนดนโยบายพลังงานที่จะส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี
2. กระทรวงพลังงาน โดย พพ. จึงได้จัดทำโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยจะส่งเสริมให้เกษตรกรรวมกลุ่มกันเป็นวิสาหกิจชุมชนหรือสหกรณ์การเกษตรทำ การปลูกพืชพลังงาน โดยมีสัญญาซื้อขายพืชพลังงานกับโรงงานผลิตก๊าซชีวภาพ และก๊าซชีวภาพที่ได้นำไปใช้ประโยชน์ใน 3 รูปแบบคือ ผลิตไฟฟ้า หรือนำไปผลิตเป็นก๊าซชีวภาพอัด (Compress Bio Gas: CBG) หรือนำไปใช้แทนก๊าซแอลพีจี (LPG) ซึ่งจะส่งผลให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง ผู้ประกอบการมีรายได้จากการนำก๊าซชีวภาพไปใช้ประโยชน์ และประเทศเกิดความมั่นคงทางด้านพลังงาน
3. พพ. ได้จัดทำรูปแบบการพัฒนาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน โดยเน้นความร่วมมือระหว่างกลุ่มเกษตรกรและเอกชน เพื่อให้เกิดการพัฒนาอย่างยั่งยืนโดยเกิดการพึ่งพาระหว่างชุมชนที่เป็นเจ้า ของพื้นที่และแหล่งเชื้อเพลิง กับภาคเอกชนที่มีเทคโนโลยีการผลิตพลังงาน โดยพื้นที่ที่กระทรวงพลังงานกำหนด ซึ่งมีคณะอนุกรรมการบริหารการพัฒนาโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจาก พืชพลังงานเป็นองค์กรพิจารณา ทั้งนี้เพื่อเป็นการช่วยเหลือเกษตรกรให้มีรายได้สุทธิที่แน่นอนและสูงกว่า พืชเศรษฐกิจอื่นๆ
4. เนื่องจากการลงทุนผลิตพลังงานจากพืชพลังงานมีต้นทุนในการผลิตพลังงานสูงกว่า พลังงาน เชิงพาณิชย์อื่น ๆ จึงจำเป็นต้องมีมาตรการสนับสนุนเพื่อส่งเสริมโครงการ ให้สามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน ดังนั้นจึงได้กำหนดมาตรการสนับสนุนโครงการ ดังนี้ (1) กำหนดมาตรการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราพิเศษ ให้การสนับสนุนกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ แบบคงที่ตลอดอายุโครงการ Feed-in Tariff : FiT ในอัตรา 4.50 บาทต่อหน่วย (2) กำหนดมาตรการรับซื้อก๊าซชีวภาพอัดด้วยอัตราพิเศษ ซึ่งจะได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดรายละเอียดต่อไป และ (3) สนับสนุนข้อมูล คำปรึกษาทางด้านเทคนิควิศวกรรม และอำนวยความสะดวกในการพิจารณาโครงการให้กับผู้ประกอบการ
5. การดำเนินการโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน เป็นการบูรณาการการทำงานร่วมกันของ 7 กระทรวง คือ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงมหาดไทย ซึ่งเป็นความร่วมมือตั้งแต่ต้นน้ำ (การจัดหาพื้นที่ พันธุ์ และเทคโนโลยีการเพาะปลูก) กลางน้ำ (เทคโนโลยีการหมัก และทำความสะอาดก๊าซ) และปลายน้ำ (การนำก๊าซไปใช้ประโยชน์ ในรูปแบบผลิตไฟฟ้า ก๊าซชีวภาพอัด ก๊าซชีวภาพทดแทนก๊าซแอลพีจี และวัสดุปรับปรุงดิน) ทั้งนี้ การส่งเสริมและขยายผลการผลิตพลังงานทดแทนระดับชุมชนในลักษณะวิสาหกิจชุมชน พลังงานสีเขียวอื่นๆ สามารถดำเนินการ ในลักษณะเดียวกันโดยใช้เทคโนโลยีอื่นที่มีศักยภาพ ได้แก่ ชีวมวล พลังน้ำ พลังงานแสงอาทิตย์ รวมทั้งขยะชุมชนโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืชพลังงาน กำหนดเป้าหมายเชิงนโยบายไว้ที่ 10,000 เมกะวัตต์ โดยจะขอรับการสนับสนุนงบประมาณดำเนินการจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน เพื่อสนับสนุนที่ปรึกษาดำเนินโครงการ ทำหน้าที่บริหารโครงการระยะที่ 1 วงเงิน 300 ล้านบาท
6. ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินการ แบ่งเป็น
6.1 ภาคเกษตรกรรม ได้แก่ (1) มีการปลูกพืชพลังงาน 10 ล้านไร่ ในพื้นที่ที่มีศักยภาพ และ (2) เกษตรกรมีกำไรจากการปลูกพืชพลังงาน อย่างน้อย 3,500 บาทต่อไร่ต่อปี สูงกว่าการปลูกพืชไร่ เช่น อ้อย (กำไรประมาณ 2,000 บาทต่อไร่ต่อปี) มันสำปะหลัง (กำไรประมาณ 2,000 บาทต่อไร่ต่อปี) และไม่มีความผันผวนด้านราคา ทั้งนี้ สรุปผลประโยชน์สำหรับภาคเกษตรกรรม คิดเป็นมูลค่ารวม 7 แสนล้านบาท
6.2 ภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ (1) มีเงินลงทุนในภาคอุตสาหกรรมการผลิตพลังงาน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 1 ล้านล้านบาท (2) กรณีก๊าซชีวภาพที่ได้นำไปผลิตไฟฟ้าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1.5 ล้านล้านหน่วย มูลค่า 6.8 ล้านล้านบาท (อัตรารับซื้อ 4.50 บาทต่อหน่วย) ซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าสีเขียวที่มีความเสถียรภาพในด้านวัตถุดิบมาก และ (3) มีวัสดุปรับปรุงดินที่เหลือจากกระบวนการย่อยสลายแบบไม่ใช้อากาศ ประมาณ 800 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่า 1.6 ล้านล้านบาท หมุนเวียนกลับเข้าไปในระบบการปลูกพืชพลังงาน และพืชเศรษฐกิจอื่นๆ อันเป็นการลดการนำเข้าปุ๋ยเคมีจากต่างประเทศ ทั้งนี้ สรุปผลประโยชน์สำหรับภาคอุตสาหกรรม คิดเป็นมูลค่ารวม 9.4 ล้านล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาโครงการวิสาหกิจชุมชน พลังงาน สีเขียวจากพืชพลังงานแบบให้ครบวงจร โดยมีองค์ประกอบคณะกรรมการเป็นผู้แทนจาก 9 กระทรวง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการพัฒนาสังคมและความมั่นคงของมนุษย์ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงมหาดไทย กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงพาณิชย์
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการวิสาหกิจชุมชนพลังงานสีเขียวจากพืช พลังงาน โดยให้ดำเนินงานโครงการนำร่องในพื้นที่ 3 ลักษณะ ได้แก่ พื้นที่แล้งน้ำ พื้นที่ชุ่มน้ำ และพื้นที่ปลูกข้าว ได้ผลผลิตไม่ได้มาตรฐาน และให้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณดำเนินการจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน ในวงเงิน 300 ล้านบาท ทั้งนี้ให้รายงานผลการดำเนินงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อ ไป
เรื่องที่ 7 แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่ปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาลซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต ลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับปี 2553 และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการจัดทำแผนปฏิบัติการและผลักดันสู่การปฏิบัติอย่างเป็นรูปธรรม โดยคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ตามมติ กพช. ที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำหนดนโยบายและทิศทางการจัดทำแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดยมีข้อเสนอแนะให้ปรับปรุงแผนปฏิบัติการฯ ในประเด็นที่สำคัญ เช่น เพิ่มเติมโครงการตามแผนพัฒนาการขนส่งที่ยั่งยืน ของกระทรวงคมนาคม โครงการตามแผน ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ที่เกี่ยวข้อง และปรับปรุงแผน ระยะสั้นให้ชัดเจนโดยเพิ่มเติมข้อมูลโครงการที่ได้ดำเนินการไปแล้วในปี 2554 - 2556 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ได้ปรับปรุงแผนตามข้อเสนอแนะของอนุกรรมการฯ เรียบร้อยแล้ว
3. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี มีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน ( Energy Intensity, EI) หรือพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลผลิตมวลรวม (GDP) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 (ค.ศ. 2030) เมื่อเทียบกับปี 2553 (ค.ศ. 2010) หรือจะต้องลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 จากความต้องการพลังงานกรณีปกติ (Business As Usual, BAU) หรือประมาณ 38,200 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
4. ยุทธศาสตร์ เพื่อขับเคลื่อนนโยบายสู่เป้าหมายภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์ที่ 1 การใช้มาตรการแบบผสมผสานทั้งการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) ยุทธศาสตร์ที่ 2 การใช้มาตรการที่จะส่งผลกระทบในวงกว้างในเชิงการสร้างความตระหนักและการ เปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้พลังงาน การตัดสินใจของผู้ประกอบการ และการเปลี่ยนทิศทางตลาด โดยเพิ่มนวัตกรรมในการรณรงค์และประชาสัมพันธ์ (3) ยุทธศาสตร์ที่ 3 การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงาน (4) ยุทธศาสตร์ที่ 4 การกระจายงานด้านการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงาน องค์กรภาครัฐและเอกชนที่มีความพร้อมด้านทรัพยากรและความเชี่ยวชาญ (5) ยุทธศาสตร์ที่ 5 การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญเพื่อให้คำปรึกษาและดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานที่ต้องใช้ เทคนิคที่สูงขึ้น และ (6) ยุทธศาสตร์ที่ 6 การเพิ่มการพึ่งพาตนเองด้านเทคโนโลยีเพื่อลดต้นทุนเทคโนโลยีและเพิ่มโอกาส การเข้าถึงเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง รวมทั้งการเสริมสร้างธุรกิจผลิตสินค้าที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง
5. แนวทางในการจัดทำแผนปฏิบัติการเพื่อให้เกิดความสัมฤทธิผลในการอนุรักษ์ พลังงานภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554 - 2573) โดยแผนปฏิบัติการจะแบ่งออกเป็น 2 ระดับ คือ (1) แผนผังยุทธศาสตร์หลัก (Master Plan) ซึ่งเป็นภาพรวมของการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในทุกภาคเศรษฐกิจ ที่จะต้องดำเนินการ และ (2) แผนผังยุทธศาสตร์รอง (Sectoral Plans) ในภาคเศรษฐกิจต่างๆ ที่จะดำเนินการในช่วงเวลาต่างๆ ประกอบด้วย แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานในภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง
6. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ตาม แผนผังยุทธศาสตร์หลัก (Master Plan) จะแบ่งการดำเนินการเป็นรายภาคเศรษฐกิจ ประกอบด้วย ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย และภาคการคมนาคมและการขนส่ง และจัดกลุ่มการดำเนินการโครงการตามหลักเกณฑ์ของ IEA โดยมีกลุ่มเป้าหมายและแผนงานดังนี้ (1) ระยะสั้น (2554-2559) กลุ่มเป้าหมายจะเป็นกลุ่มที่มีการดำเนินการอยู่แล้ว จะขยายผลความสำเร็จให้กว้างขวางยิ่งขึ้น ได้แก่ อาคาร/ที่พักอาศัย อุตสาหกรรม ขนส่งและบริการสาธารณะ (ไฟฟ้าสาธารณะ) โดยให้ความสำคัญโครงการที่มีผลสำเร็จมาแล้วและโครงการใหม่ที่จะให้ผลสำเร็จ ในระยะสั้น (2) ระยะกลาง (2560-2565) กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มที่มีศักยภาพในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานสูง ทั้งอาคาร/ที่พักอาศัย อุตสาหกรรม และภาคขนส่ง โดยใช้แนวทางสนับสนุนการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง การปรับเปลี่ยนเทคโนโลยีในกระบวนการผลิต การออกแบบและการก่อสร้างอาคารที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงขึ้น รวมทั้งกำหนดมาตรการควบคุมและป้องกันการนำเข้าและใช้งานอุปกรณ์ที่มี ประสิทธิภาพต่ำ และ (3) ระยะยาว (2566-2573) เพิ่มกลุ่มเป้าหมาย โดยแผนปฏิบัติงานหรือโครงการจะครอบคลุมทุกกลุ่มเป้าหมายและแนวทางที่ก่อให้ เกิดความสัมฤทธิ์ผลตามวิสัยทัศน์ของแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมฉบับที่ 11 ในการไปสู่สังคมคาร์บอนต่ำที่เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม
7. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงานรายภาคเศรษฐกิจ (Sectoral Plans) ได้กำหนดพันธกิจและเป้าหมายของการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน ในภาคอุตสาหกรรมที่เป็นรูปธรรมอย่างมีนัยสำคัญ มีเป้าหมายลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 16,100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ไฟฟ้า 38,140 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง, ความร้อน 12,450 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 54 ล้านตันต่อปี (2) ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย ที่เป็นรูปธรรมอย่างมีนัยสำคัญ มีเป้าหมายลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 7,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบและลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 23 ล้านตัน ต่อปี และ (3) ภาคขนส่ง มีพันธกิจเพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาคการขนส่งที่เป็นรูปธรรมอย่าง มีนัยสำคัญ มีเป้าหมาย ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย 15,100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (เป็นพลังงานความร้อนทั้งหมด) และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 53 ล้านตันต่อปี
8. แผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554 - 2573) ตามยุทธศาสตร์หลักแยกตามรายภาคเศรษฐกิจสรุปได้ ดังนี้
| ภาคเศรษฐกิจ | กลยุทธ์ | มาตรการดำเนินการ |
| บูรณาการร่วม ภาคอุตสาหกรรม/ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 1.การบังคับใช้ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน |
| 2. การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน (mandatory labeling) | ||
| 3. การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Performance Standard: MEPS) | ||
| 4.การบังคับใช้เกณฑ์ (Energy Efficiency Resource Standard: EERS) สำหรับธุรกิจพลังงานขนาดใหญ่ | ||
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 5.การจัดทำข้อตกลงการอนุรักษ์พลังงานแบบสมัครใจ (Voluntary Agreement: VA) | |
| 6.การสนับสนุนและจูงใจให้มีการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานแบบสมัครใจ | ||
| 7.การสนับสนุนด้านการเงินเพื่ออุดหนุนผลการประหยัดพลังงาน | ||
| 8.การสนับสนุนการดำเนินการของบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) | ||
| การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม | 9.การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้ด้านการอนุรักษ์พลังงาน | |
| 10.การผลักดันแนวคิดและส่งเสริมกิจกรรมด้าน การพัฒนาสังคมและเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (low carbon society และ low carbon economy) และรักษาสิ่งแวดล้อม | ||
| 11.มาตรการทางด้านราคาและภาษีเพื่อผลักดันให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมและสร้างความตระหนักการอนุรักษ์พลังงานและลดก๊าซเรือนกระจก | ||
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 12.การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนา | |
| 13.การส่งเสริมการสาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
| การพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน | 14.การส่งเสริมการพัฒนามืออาชีพด้านการอนุรักษ์พลังงาน | |
| 15 การส่งเสริมการพัฒนาความสามารถเชิงสถาบันของหน่วยงาน/องค์กรภาครัฐและเอกชน | ||
| ภาคอุตสาหกรรม | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 16. การเปรียบเทียบ (Benchmarking) ค่าพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลิต (Specific Energy Consumption: SEC) |
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 17. การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานของกระบวนการผลิต | |
| ภาคอาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 18.การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของอาคาร |
| 19. การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานของอาคาร | ||
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 20. การสนับสนุนการติดฉลากประสิทธิภาพพลังงานของอาคารและบ้านที่อยู่อาศัย | |
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 21.การสนับสนุนการพัฒนาอาคารประหยัดพลังงานต้นแบบ | |
| การพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน | 22.การส่งเสริมการพัฒนามืออาชีพด้านการอนุรักษ์พลังงานสำหรับอาคาร | |
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 23.มาตรการด้านราคาและภาษีเพื่อผลักดันให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในอาคารและบ้านที่อยู่อาศัย | |
| 24.การสนับสนุนการใช้อุปกรณ์/เครื่องใช้ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 25.การสนับสนุนการพัฒนาบ้านประหยัดพลังงานต้นแบบ | |
| ภาคขนส่ง | การบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน | 26.การบังคับให้ติดฉลากประสิทธิภาพพลังงานสำหรับยานยนต์ |
| 27.การบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำสำหรับยานยนต์ | ||
| 28.มาตรการทางภาษีเพื่อผลักดันให้มีการเกิดการเปลี่ยนทิศทางตลาด | ||
| การส่งเสริมและการสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน | 29.การสนับสนุนการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงานสูงสำหรับชิ้นส่วนยานยนต์ | |
| 30.การสนับสนุนการเดินทางด้วยระบบขนส่งมวลชน (mass transit) และขนส่งสินค้าด้วยระบบ Logistics ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูง | ||
| การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม | 31. การประชาสัมพันธ์และให้ความรู้การขับขี่อย่างประหยัดพลังงาน (eco-driving) | |
| 32.การผลักดันแนวคิดและส่งเสริมการพัฒนาระบบขนส่งอย่างยั่งยืน (sustainable transport system) และยกระดับคุณภาพอากาศในเขตเมือง | ||
| การส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม | 33.การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนา | |
| 34.การส่งเสริมการสาธิตอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน |
9. เป้าหมายผลประหยัดตามแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (2554-2573) ในกรณีดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานได้ครบถ้วนตามแผนปฏิบัติการนี้ จะสามารถประหยัดพลังงานในปี 2573 ได้ 38,845 ktoe ซึ่งเกินกว่าเป้าหมายตามกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ที่กำหนดไว้ 38,200 ktoe โดยรายละเอียดผลการประหยัดพลังงาน ณ ปี 2573 สรุปได้ดังนี้
| ภาคเศรษฐกิจ | เป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (ktoe) | ผลประหยัดจากการดำเนินโครงการตามแผนปฏิบัติการฯ (ktoe) | งบประมาณสนับสนุน | |
| (ล้านบาท) | (ร้อยละ) | |||
| อุตสาหกรรม | 16,100 | 16,480 | 69,066 | 53.8 |
| อาคารธุรกิจและบ้านพักอาศัย | 7,000 | 7,042 | 46,244 | 36.0 |
| ขนส่ง | 15,100 | 15,323 | 13,010 | 10.2 |
| รวมทั้งหมด | 38,200 | 38,845 | 128,320 | 100.0 |
10. ปัจจัยความสำเร็จ (Success Factor) ที่จะทำให้สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมายที่สำคัญๆ ได้แก่ (1) ต้องมีการดำเนินงานอย่างบูรณาการทั้งยุทธศาสตร์ กลยุทธ์ แผนงาน และโครงการต่างๆ อย่างครบถ้วน โดยเฉพาะการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม การสร้างความตระหนักและเปลี่ยนพฤติกรรม การประชาสัมพันธ์ รวมทั้งการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน และ (2) ต้องมีการดำเนินการในกิจกรรมที่มีต้นทุนการลงทุนสูงเปรียบเทียบกับกิจกรรม ที่มีต้นทุนการลงทุนที่ต่ำ เมื่อคำนึงถึง ผลประหยัดพลังงานในปริมาณที่เท่ากัน
11. การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในแต่ละปีจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานและการหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยแผนนี้จะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,845 ktoeต่อปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 140 ล้านตันต่อปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 1.1 ล้านล้านบาทต่อปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการกำกับติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 8 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. องค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) เป็นองค์กรระหว่างประเทศที่ก่อตั้งขึ้นในปี 2466 มีการดำเนินงานครอบคลุมพลังงานทุกสาขา และมีภารกิจหลักเพื่อส่งเสริมการจัดหาและการใช้พลังงานอย่างยั่งยืน โดยมีการดำเนินงานเกี่ยวกับการส่งเสริม การทำวิจัยเพื่อศึกษาแนวทางการจัดหา และการใช้พลังงานที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อสังคมและมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม น้อยที่สุด การจัดการประชุมทางวิชาการ และดำเนินงานร่วมกับองค์การพลังงานอื่นๆที่มีเป้าหมายในแนวทางเดียวกัน ซึ่ง ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก ตั้งแต่ปี 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
2. เมื่อวันที่4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน
3. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทยใหม่ ดังนี้ (1) ปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ (แทน ศ.ดร. บุญรอด บิณฑสันต์ ซึ่งถึงแก่อนิจกรรมด้วยโรคชราเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2555) (2) รองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมาย เป็นรองประธานคนที่ 1 (3) อธิบดี พพ. เป็นรองประธานคนที่ 2 (4) ยกเลิกตำแหน่ง รองประธานคนที่ 3 (5) ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ (6) ผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ (7) ระบุชื่อ 6 หน่วยงานหลัก เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการฯ และระบุหน่วยงานย่อยที่รับผิดชอบหลัก ดังนี้
| หน่วยงานหลักที่เพิ่ม | หน่วยงานย่อยที่รับผิดชอบหลัก |
| 1. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) | ผู้แทน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน |
| 2. กระทรวงการต่างประเทศ (กต.) | ผู้แทน กรมเศรษฐกิจระหว่างประเทศ |
| 3. กระทรวงคมนาคม (คค.) | ผู้แทน สำนักงานปลัดกระทรวงคมนาคม |
| 4. องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (อบก.) | ผู้แทน องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก |
| 5. กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (วท.) | ผู้แทน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี |
| 6. กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) | ผู้แทน สำนักงานเศรษฐกิจอุตสาหกรรม |
(8) ผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เป็นกรรมการ (แทนผู้แทนกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม) และ (9) ให้ถอน "ผู้แทนชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล" ออกจากองค์ประกอบคณะกรรมการฯ เนื่องจากไม่มีความชัดเจนในเรื่องสถานะของชมรม ดังนั้น รวมองค์ประกอบคณะกรรมการฯ ที่ได้ปรับปรุงใหม่ มีจำนวน 23 คน จึงขอนำเสนอ กพช.เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การ พลังงานโลกของประเทศไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอร่างคำสั่งให้ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 9 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติให้หน่วยงานราชการลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 10 เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ โดยมีมาตรการดังนี้ (1) มาตรการ ระยะสั้น โดยให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) ระดับความสำเร็จในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการ โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 กำหนดเป้าหมายลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อยร้อยละ 10 และ (2) มาตรการระยะยาว ให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง เร่งปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานไม่ให้เกิน "ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงาน" ภายในปีงบประมาณ พ.ศ. 2556 เพื่อเป็นตัวอย่างในการจัดการอาคารของเอกชนที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม
2. การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี ณ วันที่ 31 มกราคม 2556
2.1 มาตรการระยะสั้น ดำเนินการโดยกระทรวงพลังงาน ร่วมกับสำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา เริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 น้ำหนักคะแนนร้อยละ 2 เป้าหมายของระดับความสำเร็จคือ ลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับปริมาณการใช้ปี 2554 ผลการดำเนินการ มาตรการนี้มี 8,975 หน่วยงาน ที่ต้องเข้าระบบประเมินผลตามที่สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนด ประกอบด้วย ส่วนกลาง 1,079 หน่วยงาน จังหวัด 7,658 หน่วยงาน และสถาบันอุดมศึกษา 238 หน่วยงาน ส่วนการดำเนินการในปีงบประมาณ 2556 สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" บรรจุในกรอบประเมินผลประจำปีงบประมาณ 2556 แล้ว โดยเพิ่มคะแนนจากร้อยละ 2 ในปี 2555 เป็นร้อยละ 3 ในปี 2556 รวมทั้งกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น ได้ให้ความร่วมมือที่จะแจ้งให้องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นประมาณ 7,853 แห่ง ที่ไม่ได้อยู่ในกรอบการประเมินผลของสำนักงาน ก.พ.ร. ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีด้วย
2.1 มาตรการระยะยาว ดำเนินการโดยจัดซื้อจัดหาอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงมาใช้ทดแทนของ เดิมที่มีอายุการใช้งานมานานให้กับอาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม ประมาณ 800 แห่ง โดยนำลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company : ESCO) มาใช้เพื่อแก้ปัญหาข้อจำกัดด้านงบประมาณที่จะต้องจัดหามาประมาณ 6,300 ล้านบาท โดย พพ. ร่วมมือกับ ESCO ที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกฟน. และ กฟภ. และเริ่มทดสอบความพร้อมกับมหาวิทยาลัย 2 แห่ง คือ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) และมหาวิทยาลัยเชียงใหม่
3. ข้อจำกัดและการแก้ไข : ข้อจำกัดด้านวิธีการงบประมาณของส่วนราชการในการจะนำงบประมาณหมวดค่า สาธารณูปโภคที่มีไว้เพื่อชำระค่าไฟฟ้านั้นไปจ่ายให้กับ ESCO ซึ่งจะต้องมีการเปลี่ยนหมวดรายจ่าย ไปเป็นหมวดที่เกี่ยวกับการลงทุนและบริหารจัดการ ส่วนวิธีการแก้ไขมีดังนี้ (1) พพ. กำลังประสานกับกระทรวงการคลัง เพื่อจัดทำแนวทางการเบิกจ่าย (2) จัดสรรเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้กับ พพ. เป็นจำนวนเงินกว่า 2,000 ล้านบาท เพื่อเร่งดำเนินการก่อน 500 แห่ง (3) พพ. ทำการสำรวจข้อมูลเครื่องใช้สำนักงานของอาคารของรัฐ และกำลังเตรียมจัดซื้อเครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูงและเปลี่ยนใช้แทนของ เดิม และ (4) สนพ. กำลังจัดทำแนวทางจัดการอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อ เพลิง ที่มีอายุการใช้งานมานานเสื่อมสภาพหรือชำรุด ตลอดจนวิธีการรายงานการถอดทำลายซากเพื่อให้แน่ใจว่า ของเก่าที่ถูกถอดออกไม่มีการนำไปใช้ในที่อื่นอีก ทั้งนี้ ในการดำเนินงานต่อไปกระทรวงพลังงานจะกำชับให้หน่วยงานต่างๆ เร่งดำเนินการแก้ไขข้อจำกัดต่างๆ และเร่งดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานอาคารของรัฐที่เป็นอาคาร ควบคุมที่มีอยู่ประมาณ 800 แห่ง ให้เสร็จภายในเดือนกันยายน 2556
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอลและน้ำมันดีเซล และเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล โดย (1) น้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และหากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการ ลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร และ (2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล ให้รักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) รวมทั้งคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ
1.2 แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGVให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม - 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจาก ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
1.3 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
1.4 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จาก โรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. ประเมินผลการดำเนินงานตามข้อ 1 เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล จาก สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ ไตรมาสที่ 3 ปี 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลของตลาดสิงคโปร์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 106.21, 122.21 และ 125.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบ ตึงตัวจากการประท้วงของคนงานแท่นขุดเจาะน้ำมันของนอร์เวและปัญหาการผลิตใน บริเวณทะเลเหนือ และความไม่สงบในตะวันออกกลาง รวมทั้งการผลิตน้ำมันดิบในอ่าวเม็กซิโกหยุดการผลิต อีกทั้งรัฐบาลจีนได้เผยแผนการลงทุนในระบบสาธารณูปโภคเพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ ไตรมาส 4 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลของตลาดสิงคโปร์ยังปรับตัวสูง โดย ราคาน้ำมันยังแกว่งตัวอยู่ในระดับสูงเนื่องจากการปะทะกันระหว่างซีเรียและ ตุรกี และความตึงเครียดเรื่องนิวเคลียร์อิหร่านที่ยังคงมีอยู่หลังสหภาพยุโรปออก มาตรการคว่ำบาตรอิหร่านเพิ่มเติม โดยสรุปปี 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ อยู่ที่ระดับ 107.75, 122.48 และ 122.43 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 ได้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.10, 3.30, 1.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในไตรมาส 3 และ 4 กบง. ได้มีมีมติปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 15 ครั้ง โดย คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งไม่กระทบต่อค่าขนส่งและค่าโดยสาร โดยอัตราที่เพิ่ม/ลด ขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดของน้ำมัน ทำให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 55 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.20, 2.80, 0.50 และ 1.50 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย ได้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกขึ้นตามราคาตลาดโลก ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 39.75, 35.43, 33.48 และ 29.53 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ในวันที่ 13 และวันที่ 20 ตุลาคม 2555 กบง. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล E20 ต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 91 ลิตรละ 3 บาท และได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่เกินลิตรละ 30 บาท โดยวันที่ 31 ธันวาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 43.75, 37.83, 35.38 และ 29.79 บาท ต่อลิตร ตามลำดับ
5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 มีฐานะติดลบ 17,960 ล้านบาท จากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเพิ่มขึ้น โดยกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 มีฐานะติดลบ 16,750 ล้านบาท
6. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2555 อยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดย กบง. เมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนกว่าจะได้ข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาหาข้อสรุปที่เป็นที่ยอมรับของทุกภาคส่วนและรอผล การศึกษาอัตราค่าบริการทางท่อซึ่งเป็นเงื่อนไขข้อกำหนดในการพิจารณาปรับราคา ขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV อยู่ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ไม่เปลี่ยนแปลง
7. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี สนพ. ได้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม โดยในเดือนกรกฎาคม และสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 24.86 และ 29.56 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ และตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2555 อยู่ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม
8. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม - 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. ได้เห็นชอบปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 0.25 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปี 2555
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะสั้นและระยะยาว ดังนี้ (1) ในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal และ (2) ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ อย่างไรก็ตาม หากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้นำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าก๊าซ ธรรมชาติเหลว (ระยะสั้น) ในช่วงปี 2555 - 2559 โดยจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น (Short Term Contract) และจัดหา LNG เพิ่มเติมในรูปแบบของสัญญาระยะยาว (Long Term Contract) ในปี 2558 และรับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะยาว) ในช่วงปี 2560 - 2573
3. การจัดหา LNG ปี 2555 ปตท. ได้จัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot สำหรับปี 2555 รวมจำนวน 14 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณนำเข้ารวม 0.97 ล้านตัน โดยแบ่งการจัดหาเป็น 2 ช่วง คือ (1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะสั้น (มกราคม - มิถุนายน 2555) จากผู้ขาย 2 ราย ได้แก่ บริษัท Repsol และบริษัท Total Gas & Power Limited ตั้งแต่ปี 2554 โดยในระหว่างเดือนมกราคม - มิถุนายน 2555 ได้ส่งมอบ LNG จำนวน 6 เที่ยวเรือ (ปริมาณรวม 0.42 ล้านตัน) และ (2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot (มิถุนายนถึง ธันวาคม 2555) ปตท. จัดหา LNG แบบ SPOT cargo ระหว่างเดือนมิถุนายน - ธันวาคม 2555 จำนวนอีก 8 เที่ยวเรือ (ปริมาณรวม 0.55 ล้านตัน) เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศ ส่วนการจัดหา LNG ปี 2556 - 2557 ปตท. มีแผนจัดหา LNG ปี 2556 และ 2557 ปริมาณปีละ 2.4 และ 3.5 ล้านตัน ตามลำดับ เพื่อให้สอดคล้องและเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 Revision 3)
4. การจัดหา LNG ในรูปแบบของสัญญาระยะยาว โดย กพช. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2558 เป็นเวลา 20 ปี และเงื่อนไขอื่นๆ ตาม SPA โดยร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว ทั้งนี้ บริษัท ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 รายงานผลการดำเนินการจากนโยบายการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดยเห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไป ต่อมา คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 เห็นชอบเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน เป็นวันที่ 1 มกราคม 2556 ตามข้อเสนอของ กบง. เพื่อแก้ไขปัญหาขาดแคลนน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) จากเหตุการณ์โรงกลั่นบางจากไฟไหม้และโรงกลั่นบางรายหยุดซ่อมบำรุง
2. ธพ. ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2555 ลงวันที่ 12 ตุลาคม 2555 กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซินให้เหลือเพียงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเบนซิน 95 (ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91) และเปลี่ยนชื่อ "เบนซินออกเทน 95" เป็น "เบนซิน" ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 เป็นต้นไป ต่อมา ธพ. ได้ร่วมประชุมกับผู้ค้าน้ำมันเพื่อแก้ไขและบริหารจัดการน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) โดยคาดว่าเมื่อยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นซึ่งทำให้ความต้องการ G-Base เพิ่มขึ้นด้วย ซึ่งผู้ค้าน้ำมันมีศักยภาพในการนำเข้าประมาณ 30-45 ล้านลิตรต่อเดือน
3. กระทรวงพลังงานได้ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนรับทราบการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ผ่านสื่อต่างๆ โดย (1) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 โรงกลั่นจะยกเลิกผลิตน้ำมันเบนซิน 91 แต่ยังคงมีการผลิตเบนซิน 95 แต่ในระยะแรก (1-3 เดือน) จะยังคงมีน้ำมันเบนซิน 91 เหลือจำหน่าย (2) รถยนต์ตั้งแต่ปี 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 4 จังหวะ สามารถใช้แก๊สโซฮอลได้ สำหรับรถยนต์ก่อนปี 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 2 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 2 จังหวะ สามารถเข้าร่วมโครงการจัดตั้งศูนย์บริการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อให้ใช้ น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ และ (3) การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 แล้วเปลี่ยนไปใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลจะเกิดผลดี คือ การประหยัดค่าใช้จ่าย เนื่องจากน้ำมันแก๊สโซฮอลมีราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซินประมาณ 7 บาทต่อลิตร (หักความสิ้นเปลืองแล้ว) ผลดีต่อภาคเกษตรเนื่องจากความต้องการใช้เอทานอลจะเพิ่มขึ้นทำให้เกษตรกรมี รายได้เพิ่มขึ้น ผลดีต่อด้านเศรษฐกิจโดยการใช้ผลิตผลในประเทศจะเกิดการจ้างงาน ผลดีต่อสิ่งแวดล้อมโดย น้ำมันแก๊สโซฮอลจะเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และผลดีต่อความมั่นคงทางพลังงานโดยการใช้แก๊สโซฮอลจะช่วยลดการพึ่งพาการนำ เข้าน้ำมันจากต่างประเทศ
4. มาตรการบรรเทาผลกระทบ โดย พพ. ได้จัดตั้งศูนย์บริการปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ (ระยะที่ 1) ซึ่งกระทรวงพลังงานรับผิดชอบในส่วนของค่าแรงในการปรับแต่ง มีสถาบันการศึกษาของรัฐ ได้แก่ วิทยาลัยอาชีวศึกษาและมหาวิทยาลัยเทคโนโลยีราชมงคลเข้าร่วมโครงการกว่า 200 แห่ง ทั่วประเทศ เป็นผู้ดำเนินการปรับแต่ง กลุ่มเป้าหมายคือ รถยนต์ก่อนปี ค.ศ. 1995 (พ.ศ. 2538) รถจักรยานยนต์ 2 จังหวะ และเครื่องจักรกลการเกษตร 2 จังหวะ จำนวนรวมประมาณ 200,000 คัน ระยะเวลาดำเนินการตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2555 - 24 เมษายน 2556
5. ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเปรียบเทียบก่อนและหลังยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
| การใช้กลุ่มเบนซิน (ล้านลิตรต่อวัน) |
ช่วงก่อนการยกเลิก น้ำมันเบนซิน 91 | ช่วงเตรียมการปรับเปลี่ยน | ช่วงยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 แล้ว แต่ยังมีน้ำมันค้างสต็อกจำหน่าย |
| มกราคม ถึง กันยายน 2555 | ตุลาคม ถึง ธันวาคม 2555 | มกราคม 2556 (วันที่ 1-27) |
|
| กลุ่มเบนซิน | 20.62 | 22.23 | 21.17 |
| เบนซิน 91+95 | 8.96 | 8.65 | 4.21 |
| เบนซิน 91 | 8.84 | 8.55 | 3.38 |
| เบนซิน 95 | 0.12 | 0.10 | 0.83 |
| แก๊สโซฮอล | 11.66 | 13.58 | 16.69 |
| แก๊สโซฮอล 91 | 5.61 | 6.31 | 7.43 |
| แก๊สโซฮอล 95 | 5.14 | 5.63 | 7.26 |
| แก๊สโซฮอล อี 20 | 0.84 | 1.49 | 1.80 |
| แก๊สโซฮอล อี 85 | 0.08 | 0.16 | 0.19 |
| เอทานอล | 1.31 | 1.62 | 1.99 |
5.1 หลังจากที่โรงกลั่นน้ำมันหยุดผลิตน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2556 การใช้ เอทานอลได้ปรับเพิ่มขึ้นจาก 1.31 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูล 9 เดือนแรกของปี 2555) มาอยู่ที่ 1.99 ล้านลิตร ต่อวัน (ข้อมูลเดือนมกราคม 2556) การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลได้ปรับเพิ่มขึ้นจาก 11.66 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูล 9 เดือนแรกของปี 2555) มาอยู่ที่ 16.69 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูลเดือนมกราคม 2556) ซึ่งทำให้สัดส่วนการจำหน่ายแก๊สโซฮอลปรับเพิ่มจาก % ของการจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน มาอยู่ที่ 79% ในเดือนมกราคม 2556 และในช่วง 1-3 เดือนแรก ยังคงมีการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 91 ซึ่งเป็นน้ำมันที่เหลือค้างถัง แต่ ความต้องการใช้น้ำมันเบนซิน 91 ได้ปรับลดลงมาอยู่ที่ 3.38 ล้านลิตรต่อวัน และสถานีบริการเบนซิน 91 ได้ทยอยปรับเปลี่ยนหัวจ่าย สำหรับปริมาณคงเหลือน้ำมันเบนซิน 91 ของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ณ วันที่ 31 มกราคม 2556 อยู่ที่ 6.3 ล้านลิตร ซึ่งคาดว่าคงเหลือจำหน่ายในสถานีบริการบางแห่งถึงเดือนมีนาคม 2556 สำหรับการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ได้ทยอยปรับเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ 0.83 ล้านลิตรต่อวัน
5.2 การปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ ปัจจุบันได้จัดตั้งศูนย์ปรับแต่งเครื่องยนต์ให้สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลได้ จำนวน 186 แห่งทั่วประเทศ และคาดว่าจะเปิดครบทั้ง 204 แห่ง ในเดือนมีนาคม 2556 ปัจจุบันมีรถยนต์ รถจักรยานยนต์ และเครื่องจักรกลการเกษตรเข้าร่วมโครงการรวม 2,354 คัน
5.3 จากแผนการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง คาดว่าการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะทำให้การใช้น้ำมัน แก๊สโซฮอลและน้ำมันเบนซิน 95 เพิ่มขึ้น และการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลจะคิดเป็นร้อยละ 80-90 ของการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซิน และการใช้น้ำมันเบนซินจะอยู่ที่ร้อยละ 10-20 ของการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซิน และพบว่าจะมีสถานีบริการน้ำมันเบนซิน 91 ที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ดำเนินการเอง เปลี่ยนมาจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลประมาณร้อยละ 40-50 และอีกร้อยละ 50-60 จะเปลี่ยนไปจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ซึ่งจะทำให้มีสถานีบริการ แก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นประมาณ 1,500-1,800 แห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 สถานการณ์พลังงานปี 2555 และแนวโน้มปี 2556
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงานปี 2555 สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) รายงานแนวโน้มเศรษฐกิจไทยในปี 2555 ขยายตัวร้อยละ 5.5 ซึ่งส่งผลต่อการใช้พลังงานโดยรวมของประเทศในปี 2555 ดังนี้ (1) การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น อยู่ที่ระดับ 1,970 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.3 โดยการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นในทุกประเภท (2) การใช้พลังงาน มีมูลค่า 2,140,299 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.9 (3) การนำเข้าพลังงาน มีมูลค่า 1,442,653 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 16.6 โดยส่วนใหญ่ร้อยละ 77 เป็นมูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบ และ (4) การส่งออกพลังงาน มีมูลค่า 401,564 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 24.6 โดยร้อยละ 85 เป็นมูลค่าการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป
2.สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด
2.1 น้ำมันดิบ มีปริมาณการนำเข้าอยู่ที่ระดับ 858 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.0 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบนำเข้าอยู่ที่ระดับ 1 14 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล
2.2 น้ำมันสำเร็จรูป ารใช้เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 5.6 โดย (1) น้ำมันเบนซิน การใช้อยู่ที่ระดับ 21.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.9 ส่วนใหญ่เป็นการเพิ่มขึ้นของกลุ่มแก๊สโซฮอล เนื่องจากมาตรการจูงใจทางด้านราคา (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล การใช้อยู่ที่ระดับ 12.0 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2 โดยการใช้ แก๊สโซฮอล 95 (E20) เพิ่มขึ้นร้อยละ 64.8 เนื่องจากมาตรการจูงใจด้านราคาที่เพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่าง E20 และ E10 ให้มากขึ้น และมีสถานีบริการที่เพิ่มขึ้น โดยปัจจุบันมีสถานีบริการ 1,310 แห่ง (3) น้ำมันดีเซล การใช้อยู่ที่ระดับ 56.2 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.1 ตามภาวะเศรษฐกิจของประเทศที่ขยายตัวและการตรึงราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับไม่ เกิน 30 บาทต่อลิตร และ (4) LPG โพรเพน และบิวเทน มีการใช้ที่ระดับ 7,353 พันตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.7 โดยมีการใช้แยกเป็นรายสาขา ได้แก่ ภาคครัวเรือน คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 41 ของการใช้ทั้งหมด มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 14.6 ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 35 เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.3 การใช้ในรถยนต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 14 เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 ภาคอุตสาหกรรม คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 8 ลดลงร้อยละ 14.1 ซึ่งลดลงต่อเนื่องหลังจากที่ กพช. มีมติปรับราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 และการใช้เป็นพลังงาน (own used) คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 2 ลดลงร้อยละ 16.4
2.3 น้ำมันภาคขนส่งทางบก มีการใช้เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.5 โดยน้ำมันดีเซลมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 57 รองลงมาคือน้ำมันเบนซินมีสัดส่วนร้อยละ 26 NGV มีสัดส่วนร้อยละ 11 และ LPG มีสัดส่วนร้อนละ 6 โดยการใช้ NGV เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 21.4 ถึงแม้ว่าในช่วงต้นปีจะมีการปรับราคาขายปลีกขึ้นเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขยายปลีกไว้ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงสิ้นปี แต่เนื่องจากราคาที่ถูกกว่าน้ำมันจึงจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้ NGV มากขึ้น ส่วนการใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.2 ถึงแม้ว่าในช่วงต้นปีจะมีการปรับราคาขายปลีกขึ้นเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม และให้คงราคาขายปลีกไว้ที่ 21.38 บาทต่อกิโลกรัมจนถึงสิ้นปี แต่เนื่องจากราคาที่ถูกกว่าน้ำมันและจำนวนสถานีบริการที่มากกว่า NGV จึงส่งผลให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้ LPG เพิ่มมากขึ้น
2.4 ก๊าซธรรมชาติ มีการใช้อยู่ที่ระดับ 4,508 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.1 โดย การใช้เพิ่มขึ้นในทุกสาขา
2.5 ลิกไนต์/ถ่านหิน มีการใช้อยู่ที่ระดับ 16 ,622 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.2 โดยในปีนี้ IPP มีการใช้ถ่านหินมากขึ้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าเก็คโค่ วัน ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 660 เมกะวัตต์ ได้เริ่มขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2555
2.6 ไฟฟ้า กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า อยู่ที่ 32 ,600 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Gross Peak) เกิดขึ้นเมื่อวันพฤหัสบดีที่ 26 เมษายน เวลา 14.30 น. ที่ระดับ 26,774 เมกะวัตต์ สูงกว่า Peak ของปีก่อนร้อยละ 9.2 การผลิตไฟฟ้า อยู่ที่ 176,187 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.5 โดยส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 67 รองลงมาคือ ลิกไนต์/ถ่านหินคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 20 การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ 161,784 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 8.7 เนื่องจากในช่วงต้นปีภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมเริ่มฟื้นตัวจากวิกฤติอุทกภัย รวมทั้งนโยบายกระตุ้นเศรษฐกิจต่างๆ และสภาพอากาศที่ร้อนอบอ้าว ส่งผลให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45
3. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2556 : สศช. คาดว่าในปี 2556 ภาวะเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวร้อยละ 4.5 - 5.5 จากอุปสงค์ภายในประเทศที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งการขยายตัวของลงทุนของภาครัฐและเอกชน และคาดว่าราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเฉลี่ยจะอยู่ที่ระดับ 108 - 113 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จึงประมาณการการใช้พลังงานของประเทศปี 2556 ดังนี้
3.1 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 2 ,076 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบ ต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2555 ร้อยละ 5.4
3.2 น้ำมันสำเร็จรูป คาดว่าจะมีปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดย (1) น้ำมันเบนซิน คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.0 จากนโยบายรถยนต์คันแรกที่จะมีรถยนต์เข้าสู่ระบบประมาณ 1 ล้านคัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นรถที่ใช้น้ำมันเบนซิน (2) น้ำมันดีเซล คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.6 ตามภาวะเศรษฐกิจที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่อง รวมทั้งถ้ารัฐบาลยังมีนโยบายให้คงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับต่ำ (3) น้ำมันเครื่องบิน คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 จากการขยายตัวของการท่องเที่ยว (4) LPG คาดว่ามีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เนื่องจากความต้องการในภาคครัวเรือนและในรถยนต์เพิ่มขึ้น ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมจะไม่เปลี่ยนแปลงมากนัก เนื่องจากการผลิตในประเทศมีจำกัดและการนำเข้ามีราคาสูง และ (5) น้ำมันเตา คาดว่า มีการใช้ลดลงเล็กน้อยร้อยละ 1.9 เนื่องจากการใช้ในอุตสาหกรรมและในการผลิตไฟฟ้าลดลง
3.3 ก๊าซธรรมชาติ คาดว่าปริมาณความต้องการในปี 2556 จะเพิ่มขึ้นจากปี 2555 ร้อยละ 7.6 โดยมีการใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.8 การใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.8 การใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.3 และใช้เพื่อเป็นเชื้อเพลิงสำหรับรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 9.7 แต่ถ้าหากมีการปรับราคาขายปลีก NGV เพิ่มขึ้นอาจส่งผลให้การใช้ NGV ขยายตัวไม่สูงมาก
3.4 ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าในปี 2556 คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.9 ตามภาวะเศรษฐกิจที่มีการขยายตัวอย่างต่อเนื่องจากปีที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2555-2559 และเห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
2. คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2555 ได้เห็นชอบแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากลั่นกรองงบประมาณประจำปี 2556 ของกองทุนฯ และแนวทาง/หลักเกณฑ์ที่สำคัญในการพิจารณางบประมาณกองทุนฯ โดยทำการพิจารณาถึงความสอดคล้องของโครงการ กับภารกิจที่สำคัญ คือ (1) ภารกิจตามข้อกำหนด/กฎหมาย และเจตนารมณ์ของกองทุนฯ ตามมาตรา 25 แห่ง พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (2) ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน (3) ภารกิจตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และ (4) ภารกิจตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี ซึ่ง ในปีงบประมาณ 2556 มีหน่วยงานขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ รวม 1 76 โครงการ เป็นเงินทั้งสิ้น 11,883,744,458 บาท
3. คณะทำงานฯ ได้ประชุมพิจารณากลั่นกรองงบประมาณรายจ่ายปี 2556 รวม 9 ครั้ง ในช่วงวันที่ 20 สิงหาคม 2555 - 20 กันยายน 2555 โดยคำนึงถึงแนวทางที่คณะอนุกรรมการกองทุนฯ เห็นชอบ รวมทั้งแนวทางและหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) หากเป็นโครงการต่อเนื่อง จะต้องมีความก้าวหน้าเกินกว่าร้อยละ 50 ของแผนงาน (2) เป็นโครงการที่มีศักยภาพในการขยายผล และ (3) โครงการที่ขอรับการสนับสนุนต้องไม่ซ้ำซ้อนกับหน่วยงานที่เคยดำเนินการแล้ว โดยผลการพิจารณาเห็นควรสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานตามแผนเพิ่ม ประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน รวม 96 โครงการ เป็นเงินทั้งสิ้น 5,506,513,663 บาท แบ่งเป็น 2 หน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ ดังนี้ (1) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 59 โครงการ เป็นเงิน 4,113,045,452 บาท และ (2) สนพ. จำนวน 37 โครงการ เป็นเงิน 1,393,468,211 บาท
4. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้ มีมติอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนฯ เป็นจำนวน 5 ,506,513,663 บาท แบ่งเป็น (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน จำนวนเงิน 4,476,913,632 บาท (2) แผนพลังงานทดแทน จำนวนเงิน 869,227,420 บาท และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ จำนวนเงิน 160,372,611 บาท ทั้งนี้ การดำเนินโครงการตามงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2556 ของกองทุนฯ ภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน จะสามารถให้ผลประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 230.98 ktoe และเห็นชอบในหลักการให้เพิ่มกรอบวงเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2556 จำนวนไม่เกิน 1,100 ล้านบาท สำหรับดำเนินโครงการในด้านการสร้างความตระหนัก ปลูกจิตสำนึก และสร้างความรู้ความเข้าใจด้านการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อนำไปสู่การปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 34/2 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยมาตรา 15 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนจัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอก ซึ่งคณะกรรมการกองทุนแต่งตั้งโดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุนและให้ตรวจสอบและรับรองบัญชีและการเงินทุกประเภท ของกองทุนภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณทุกปี และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอ ต่อคณะกรรมการกองทุนภายใน 150 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบและรายงานผลการสอบบัญชีและการเงินตามวรรคสอง ให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบและจัดให้มี การประกาศในราชกิจจานุเบกษา
2. สตง. ได้ตรวจสอบรับรองบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2554 และ 2553 แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้รับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนฯ ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 21,713.84 ล้านบาท และ ณ วันที่ 18 มกราคม 2556 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 28,744.82 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 16 การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎกระทรวงฯ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่อง ขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร ที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน โดยให้หัวหน้าหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่งให้ความร่วมมือในการตรวจ ประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ (ไม่รวมอาคารปรับปรุง)ตามที่กฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการออกแบบอาคารเพื่ออนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 กำหนด และเห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาคำขอตั้งงบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ ของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่ได้ตรวจประเมินแบบแล้ว โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2556
2. ณ วันที่ 29 มกราคม 2556 พพ. ได้ตรวจประเมินแบบอาคารให้กับหน่วยงานทั้งภาครัฐและเอกชน สรุปได้ดังนี้
2.1 ในปีงบประมาณ 2556 ตรวจประเมินทั้งหมด 23 แบบ (ภาครัฐ 20 แบบ และภาคเอกชน 3 แบบ) ผ่านเกณฑ์และออกหนังสือผลการตรวจประเมินแบบอาคาร 12 แบบ (ภาครัฐ 10 แบบ และภาคเอกชน 2 แบบ) ไม่ผ่านเกณฑ์และให้ข้อเสนอแนะ 2 แบบ (ภาครัฐ 1 แบบ และภาคเอกชน 1 แบบ) และส่งเรื่องคืน (เป็นอาคารไม่เข้าข่ายตามกฎกระทรวง/ข้อมูลไม่ครบถ้วน) 10 แบบ (ภาครัฐ 9 แบบ และภาคเอกชน 1 แบบ)
2.2 ในปีงบประมาณ 2557 พพ. ได้พิจารณาและออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารให้กับหน่วยงานภาค รัฐที่ยื่นคำขอตั้งงบประมาณก่อสร้างอาคารใหม่ และจำนวนแบบอาคารที่ตรวจประเมินทั้งหมด 9 แบบ ผ่านเกณฑ์และออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารภาครัฐทั้งหมด 4 แบบ อยู่ระหว่างการตรวจประเมินแบบอาคาร 5 แบบ
3. พพ. ได้ดำเนินการเรื่องอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง (ตั้งแต่ปี 2553-ปัจจุบัน) ได้แก่ (1) การจัดทำโปรแกรมสำเร็จรูปและคู่มือการฝึกอบรมการใช้โปรแกรมในการตรวจประเมิน การออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และจัดอบรมการใช้โปรแกรมสำเร็จรูปการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (2) การจัดตั้ง ศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ และขอความร่วมมือสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) นำกฎกระทรวงว่าด้วยการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ไปเป็นส่วนหนึ่งของรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (3) จัดประชุมชี้แจงขั้นตอนการตรวจสอบและประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ พลังงานของหน่วยงานภาครัฐ และจัดประชุมชี้แจงขั้นตอนการตรวจสอบและประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์ พลังงานของหน่วยงานภาคเอกชน และ (4) ดำเนินการตรวจประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงโดยใช้โปรแกรม สำเร็จรูปในการตรวจประเมินแบบอาคาร ให้แก่หน่วยงานภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และเอกชน จำนวน 175 อาคาร
4. แผนการดำเนินงานในปีงบประมาณ 2557 มีดังนี้ (1) จัดทำหนังสือถึงหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่ง เพื่อแจ้งเตือนให้หน่วยงานภาครัฐทุกแห่ง (ระดับกรมหรือเทียบเท่า) ที่ต้องการจะของบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ ในปีงบประมาณ 2557 เป็นต้นไป จะต้องตรวจประเมินแบบอาคาร ตามมติคณะรัฐมนตรี (2) ประสานกับหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องกับการออกแบบอาคารภาครัฐ เพื่อออกแบบอาคารมาตรฐานและใช้เป็นต้นแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานของ ภาครัฐ (3) ตรวจประเมินแบบและ ออกหนังสือรับรองผลการตรวจประเมินแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามจำนวนที่หน่วยงานภาครัฐ ยื่นคำขอตั้งงบประมาณการก่อสร้างอาคารใหม่ ตามกรอบปฏิทินการขอตั้งงบประมาณประจำปี 2557 รวมทั้งบริการตรวจประเมินแบบอาคารของหน่วยงานเอกชนทั้งประเทศ (4) เผยแพร่องค์ความรู้ด้านการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามที่กฎหมาย กำหนด โดยผลักดันให้มีการเรียนการสอนในสถาบันการศึกษา และพัฒนาความรู้ให้กับสมาชิกขององค์กรวิชาชีพ เช่น สภาวิศวกร หรือสภาสถาปนิก เป็นต้น และ (5) ปรับปรุงแก้ไขกฎหมายเพื่อให้ พ.ร.บ. ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมีผลบังคับใช้ด้วยตนเอง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 143 - วันพฤหัสบดีที่ 4 ตุลาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2555 (ครั้งที่ 143)
วันพฤหัสบดีที่ 4 ตุลาคม 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
2.แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
9.ผลการดำเนินงานด้านพลังงานของรัฐบาล (ส.ค. 54 - ก.ย.55)
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
1. มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไปและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปแก้ไขปัญหาการผลิตและการนำเข้า น้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. สถานการณ์การผลิตและการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันโรงกลั่นน้ำมันมีกำลังการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานสูงสุดประมาณ 495 ล้านลิตรต่อเดือน และปริมาณความต้องการใช้อยู่ที่ระดับ 296 ล้านลิตรต่อเดือน จึงมีกำลังการผลิตส่วนเกิน 199 ล้านลิตรต่อเดือน ขณะที่โรงงานผลิตเอทานอล มีจำนวน 20 แห่ง กำลังการผลิตรวม 104 ล้านลิตรต่อเดือน และความต้องการใช้เฉลี่ย 39 ล้านลิตรต่อเดือน ทำให้มีกำลังการผลิตส่วนเกิน 65 ล้านลิตรต่อเดือน อย่างไรก็ตาม ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเฉลี่ยเดือนมกราคม - กรกฎาคม 2555 อยู่ที่ระดับ 625 ล้านลิตรต่อเดือน เป็นน้ำมันเบนซิน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 อยู่ที่จำนวน 274, 154, 167 และ 23 ล้านลิตรต่อเดือน ตามลำดับ
3. จากผลการศึกษาของสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้ประมาณการความต้องการใช้ น้ำมันกลุ่มเบนซินภายหลังยกเลิกเบนซิน 91 โดยคาดว่า กรณีที่ 1 หากประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 95 ร้อยละ 17 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ร้อยละ 58 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ร้อยละ 25 ส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานอยู่ที่ 526 ล้านลิตรต่อเดือน และกรณีที่ 2 หากประชาชนจะเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 95 ร้อยละ 25 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 ร้อยละ 50 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 ร้อยละ 25 จะส่งผลให้ปริมาณความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานอยู่ที่ 505 ล้านลิตรต่อเดือน โดยที่โรงกลั่นน้ำมันมีขีดความสามารถสูงสุดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน เพียง 495 ล้านลิตรต่อเดือน จึงไม่เพียงพอที่จะรองรับปริมาณความต้องการใช้ในกรณีที่ 1 ได้ สำหรับกรณีที่ 2 ทำให้ต้องมีการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐานจากต่างประเทศ
4. จากเกิดเหตุเพลิงไหม้โรงกลั่นบางจากเมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2555 ส่งผลทำให้น้ำมันเบนซินพื้นฐานหายไป 51 ล้านลิตร/เดือน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม - กันยายน 2555 และจะเริ่มผลิตได้ตามปกติใน ไตรมาส 4 ประกอบกับโรงกลั่นไทยออยล์และโรงกลั่นไออาร์พีซี หยุดซ่อมบำรุงหลังจากที่โรงกลั่นกลับมาผลิตตามปกติในเดือนตุลาคม 2555 โรงกลั่นที่หยุดการผลิตและผู้ค้าน้ำมันจะต้องใช้เวลาประมาณ 2 - 3 เดือน ในการจัดหาน้ำมันเพื่อเพิ่มปริมาณน้ำมันคงเหลือให้กลับมาอยู่ในระดับปกติ
5. หากไม่มีการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จะต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 31 ล้านลิตรต่อเดือน หากมีมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จะต้องนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 22 ล้านลิตรต่อเดือน
6. เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาปัญหาการผลิตและการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และได้มีมติเห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556
7. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหา ดังนี้ 1) เลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556 เพื่อให้โรงกลั่นสามารถบริหารจัดการการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานได้เพียงพอ ใช้ในประเทศ 2) เพื่อแก้ไขปัญหาการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน จึงควรปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น ซึ่งจะมีผลทำให้มีการใช้น้ำมันเบนซินพื้นฐานในการผสมน้ำมันแก๊สโซฮอลน้อยลง 3) เร่งประชาสัมพันธ์รณรงค์ให้เกิดการยอมรับการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ ใช้รถยนต์และจักรยานยนต์ให้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเลื่อนกำหนดการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ออกไปอีก 3 เดือน จากวันที่ 1 ตุลาคม 2555 ไปเป็นวันที่ 1 มกราคม 2556
2. เห็นชอบมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมัน แก๊สโซฮอล 91 กับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ให้มากขึ้น
3. เห็นชอบมอบหมายกระทรวงพลังงานเร่งประชาสัมพันธ์รณรงค์ให้เกิดการยอมรับการ ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ใช้รถยนต์และจักรยานยนต์ให้มากขึ้น
4. มอบหมายให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ร่วมกันกำหนดทิศทางเกี่ยวกับพืชเกษตรที่สามารถนำมาเป็นพลังงานได้ โดยพิจารณาถึงศักยภาพและความเป็นไปได้ในการผลิต
เรื่องที่ 2 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2555 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. โดยรวมความต้องการก๊าซธรรมชาติของประเทศเพิ่มสูงขึ้นทั้งในภาคไฟฟ้า (ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) ภาคอุตสาหกรรม (สอดคล้องแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ไปยังส่วนภูมิภาค) ภาคขนส่ง (สอดคล้องกับนโยบายรัฐฯ ที่ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคขนส่ง) และ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติ ของประเทศจะเพิ่มขึ้นจากระดับ 4,167 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2554 เป็น 5,331 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2559 คิดเป็นอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 5.1 ต่อปี ในช่วงปี 2554-2559 และในระยะยาวคาดว่าเพิ่มสูงขึ้นถึงระดับ 6,999 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2573
3. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
3.1 การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศและประเทศเพื่อนบ้าน
- แผนการจัดหาระยะสั้น (ปี 2555 - 2563) การจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศจากสัญญาฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกและจากแหล่งในอ่าวไทย เช่นแหล่ง ยูโนเคล (หรือ CTEP ในปัจจุบัน) ไพลิน บงกช อาทิตย์ เจดีเอ ฯลฯ และจากแหล่งก๊าซธรรมชาติเดิมที่ขยายอายุสัมปทาน และแหล่งที่มีศักยภาพ เช่น แหล่งไพลินส่วนเพิ่ม รวมทั้งจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติต่างประเทศเมียนมาร์ เช่น แหล่งยาดานา แหล่งเยตากุน และจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งซอติก้า (M9) และแหล่งที่มีศักยภาพ เช่น แหล่ง M11
- การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งที่มีศักยภาพ ตั้งแต่ปี 2564 เป็นต้นไป จัดหาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ OCA และ แหล่งนาทูน่า ประเทศอินโดนีเซีย
3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงปี 2555-2573
ดำเนินการจัดหาในรูปแบบ Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณที่กำหนดตามแผนจัดหา LNG และจัดหาจาก บริษัท Qatargas ในรูปแบบสัญญาระยะยาวปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี นอกจากนี้ จะดำเนินการจัดหาในรูปแบบสัญญาระยะยาวจากกลุ่มผู้ขายที่มีโครงการผลิต LNG อยู่แล้ว (Portfolio Suppliers) อาทิ ประเทศออสเตรเลีย ประเทศอเมริกา ประเทศแคนาดา ประเทศโมซัมบิก และจากโครงการ FLNG
4. ประมาณการค่าไฟฟ้าตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 จากแผนจัดหาก๊าซฯ ในปี 2573 จำเป็นต้องจัดหา LNG ในปริมาณประมาณ 23.2 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการก๊าซฯ และ กฟผ. ได้ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยในระยะยาว พบว่าในปี 2573 ค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยจะอยู่ที่ประมาณ 4.95 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และเมื่อเปรียบเทียบกับประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกที่ประมาณการโดยคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ที่ 4.47 - 5.00 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง พบว่าค่าไฟฟ้าอยู่ในกรอบค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประมาณการไว้
5. ผลกระทบหากไม่สามารถดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ตามแผนจัดหาระยะยาว ในกรณีที่ไม่สามารถขยายอายุสัมปทาน และ/หรือจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งในพื้นที่ OCA ได้ตามแผน จะส่งกระทบให้ประเทศจะต้องนำเข้า LNG มาทดแทนมากขึ้น เพื่อตอบสนองต่อความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มสูงขึ้นใน ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง นอกจากนี้ การลดลงของก๊าซฯ ในอ่าวไทยจะส่งผลต่อการผลิต LPG ในประเทศ โดยจะทำให้ในปี 2573 ประเทศต้องนำเข้า LPG ในปริมาณ 10.4 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่าถึง 3.5 ล้านล้านบาท และยังส่งผลกระทบต่อเนื่องไปยังอุตสาหกรรมปิโตรเคมี อีกทั้งอาจส่งผลให้เกิดปัญหาการว่างงานขึ้นถึง 500,000 คน ดังนั้นเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดแคลนพลังงานที่จะมีผลกระทบอย่างรุนแรงต่อ ประเทศ ภาครัฐควรมี แนวทางการดำเนินการที่ชัดเจนภายในปี 2558 สำหรับแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่จะสิ้นอายุสัมปทาน และควรเร่งดำเนินการเจรจาแหล่งก๊าซฯ ในพื้นที่ OCA ให้บรรลุข้อตกลงในปี 2556 เพื่อให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซฯ ในพื้นที่ OCA ได้ในปี 2565
6. กกพ. มีความเห็นและข้อสังเกตในการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวดังต่อไปนี้
6.1 ควรมีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการเพื่อให้เกิดความต่อเนื่องของจัดหาก๊าซฯ ในอ่าวไทย โดยต้องเตรียมการล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 5 ปี ก่อนที่แหล่งสัมปทานก๊าซฯ ในอ่าวไทยจะสิ้นสุดลง ตั้งแต่ปี 2564 สำหรับการจัดหาก๊าซฯ จากแหล่ง OCA (Overlapped Claiming Area) ควรมีการเตรียมการดำเนินการในเรื่องดังกล่าวเป็นการล่วงหน้า เนื่องจากต้องมีระยะเวลาสำหรับการดำเนินการตั้งแต่การทำความตกลงระหว่าง ประเทศจนถึงการนำก๊าซฯ มาใช้งานไม่น้อยกว่า 10 ปี รวมทั้ง ควรมีการจัดเตรียมแผนรองรับในกรณีที่ไม่สามารถจัดหาก๊าซฯ ได้ตามแผนจัดหาก๊าซฯ ระยะยาวด้วย
6.2 สัดส่วนการนำเข้า LNG ที่เพิ่มขึ้น จะทำให้ราคาก๊าซฯ เฉลี่ยที่นำมาใช้ในภาคการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น และจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนในที่สุด จึงเห็นควรให้ ปตท. มีการเตรียมการจัดหา LNG ให้เพียงพอ ในราคาที่เหมาะสม และมีต้นทุนที่ต่ำที่สุด ทั้งนี้ เพื่อประโยชน์ต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
6.3 การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ในระยาว ควรจัดทำกรณีศึกษาในหลายๆ ทางเลือก โดยเพิ่มเติมกรณี Optimistic, Pessimistic, Most likely ทั้งในด้านราคาและปริมาณก๊าซฯ เพื่อใช้ในการเปรียบเทียบและพิจารณาเลือกแผนที่เหมาะสมที่สุด นอกจากนี้ การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ควรแบ่งออกเป็นแผนงานระยะสั้นและแผนงานระยะยาว เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการปรับให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป จากปัจจัยที่ควบคุมไม่ได้หลายประการ
ทั้งนี้ ในการกำหนดราคาก๊าซฯ เพื่อเป็นสมมติฐานในการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ในระยะต่อไป ควรใช้ประมาณการราคาก๊าซฯ โดยอ้างอิงจากราคาก๊าซฯ ในตลาด จะเหมาะสมกว่าการอ้างอิงจากราคาน้ำมันเตาในปัจจุบัน และควรเพิ่มเติมข้อมูลทางเลือกด้านราคาในการจัดก๊าซฯ ที่ใช้ในสมมติฐาน เนื่องจากตัวเลขราคาก๊าซฯ ที่ใช้ในการคำนวณค่อนข้างสูง ทำให้ประมาณการราคาค่าไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นมาก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะสั้น) ในช่วงปี 2555 - 2559
2. รับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลว (ระยะยาว) ในช่วงปี 2560 - 2573
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำแผนรองรับกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว (พ.ศ. 2555 - 2573)
ทั้งนี้ ให้นำความเห็นชอบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามข้อ 6 ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและการทบทวนแผนแม่บท ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้เห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าประมาณ 1,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยแบ่งเป็น 2 ระยะๆ ละ 5 ล้านตันต่อปี และเห็นชอบเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในวงเงิน 165,077 ล้านบาท
2. ครม. เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและการทบทวนแผนแม่บท ระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ที่ได้ปรับปรุงเงินลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในวงเงิน 199,672 ล้านบาท
3. ครม. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และเห็นควรให้ ปตท. จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. จากประมาณการแผนจัดหาก๊าซฯ ในระยะยาวของ ปตท. ส่งผลให้ ปตท. ต้องนำเข้า LNG ในปริมาณที่สูงขึ้นกว่า 5 ล้านตันต่อปีตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป เพื่อรองรับปริมาณความต้องการก๊าซฯ ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ปตท. จึงลงทุน โครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยมีขอบเขตการขยายโครงการฯ ระยะที่ 2 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือ จำนวน 1 ท่า การก่อสร้าง ถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร จำนวน 2 ถัง และการก่อสร้างหน่วยเปลี่ยนสถานะ LNG กำลังผลิตขนาด 5 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 700 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน) ทั้งนี้จากการขยายโครงการฯ จะทำให้หน่วยเปลี่ยนสภาพ LNG ของ โครงการฯ มีกำลังผลิตรวมเป็น 10 ล้านตันต่อปี และมีความสามารถในการกักเก็บ LNG สูงสุดรวม 640,000 ลบ.เมตร โดยมีวงเงินลงทุนรวมทั้งสิ้น 21,400 ล้าน กำหนดแล้วเสร็จสามารถรองรับ LNG ขนาด 10 ล้านตันต่อปีจะแล้วเสร็จภายในปี 2559 และเสร็จสมบูรณ์ทั้งโครงการในปี 2560
5. แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 ที่สอดคล้องกับความต้องการก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงตาม แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เพื่อขยายขีดความสามารถส่งก๊าซฯ ของระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบันให้สามารถส่งก๊าซฯ ให้เพียงพอต่อความต้องการก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้น รวมถึงเพื่อให้การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากที่สุด ปตท. จึงทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่ง ก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1 โดยมีรายละเอียดโครงการดังนี้
- โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ นครราชสีมา เนื่องจากต้องปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างจาก Open cut เป็น HDD พร้อมทั้งปรับแนวท่อส่งก๊าซฯ เพื่อหลีกเลี่ยงผลกระทบต่อชุมชน
- โครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ กลางทาง (Onshore Midline Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบก เส้นที่ 4 เพื่อเพิ่มกำลังการส่งก๊าซฯ ไปยังส่วนภูมิภาค
โครงการติดตั้งหน่วยผสมก๊าซฯ (Mixing Facility) เพื่อเสริมสร้างความมั่งคงให้กับโครงข่ายระบบท่อฯ
ซึ่งจากการดำเนินการดังกล่าวจะทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 17,700 ล้านบาท จากวงเงินลงทุนเดิมที่ได้รับอนุมัติ 199,672 ล้านบาท เป็น 217,372 ล้านบาท หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 8.9
6. กกพ. ได้มีความเห็นว่า การดำเนินงานโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 เป็นการดำเนินการเพื่อรองรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ในรูปแบบของ LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะเป็นการเสริมความมั่นคงทางด้านการจัดหาก๊าซฯ และเป็นการขยายขีดความสามารถในการส่งก๊าซฯ ของระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ปตท. ควรมีการศึกษาแนวทางและความเป็นไปได้ในการพิจารณาลงทุนในโครงการเกี่ยวกับ การขนส่งก๊าซฯ ไว้เป็นการล่วงหน้า เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซฯ ได้เพียงพอและทันเหตุการณ์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการ LNG Receiving Terminal ระยะที่ 2 (โครงการ Map Ta Phut LNG Terminal ระยะที่ 2) วงเงินลงทุนรวม 21,400 ล้านบาท โดยให้ บริษัท PTTLNG เป็นผู้ดำเนินการ
2. เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 โดยปรับเพิ่มเงินลงทุนโครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปสู่ภูมิภาค (โครงการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ นครราชสีมา) และเพิ่มโครงการเพิ่มประสิทธิภาพระบบส่งก๊าซธรรมชาติจำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวมที่เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ได้รับอนุมัติจาก ครม. 17,700 ล้านบาท รวมวงเงินลงทุนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 2 เท่ากับ 217,372 ล้านบาท จำนวน 18 โครงการ
ทั้งนี้ ให้นำความเห็นชอบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามข้อ 6 ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2551 เห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขาย LNG กับบริษัท Qatargas Operating Company Limited ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี โดยสามารถเพิ่มเป็น 2 ล้านต่อปี
2. คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดยในปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น และในปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ
3. คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2555 มีมติเห็นชอบให้ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี มีกำหนดเริ่มตั้งแต่ต้นปี 2558 เป็นเวลา 20 ปี และให้นำ SPA เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบการลงนาม SPA ต่อไป
4. ครม. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2555 ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้นจากภาคไฟฟ้า อุตสาหกรรม ปิโตรเคมีและภาคขนส่ง ตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ที่สอดคล้องกับแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ปตท. มีแผนนำเข้า LNG ในปี 2555 ปริมาณ ประมาณ 1 ล้านตันต่อปี และเพิ่มขึ้นเป็น 2-3 ล้านตันต่อปีในช่วงปี 2556 - 57 โดยในปี 2558 ปตท. มีความต้องการ LNG ถึง 5.3 ล้านตันต่อปี และจะเพิ่มเป็น 10 ล้านตันต่อปี ภายหลังปี 2562
6. สถานการณ์ตลาด LNG ในช่วงปี 2557 - 2558 เป็นช่วงที่ LNG ในตลาดโลกมีอุปสงค์มากกว่าอุปทาน เนื่องจากไม่มีโครงการ LNG ใหม่ๆ และความต้องการ LNG ในญี่ปุ่นเพิ่มมากขึ้นจากนโยบายลดกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ในขณะที่ LNG ผลิตจาก Shale Gas ในประเทศสหรัฐฯ จะเริ่มส่งออกโครงการแรก (Sabine Pass) ในปี 2559
7. ตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ปตท. มีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยจากผลการศึกษาแนวทางการจัดหา LNG ควรจัดหา LNG จากผู้ผลิตที่มีโครงการผลิต LNG อยู่แล้ว
8. สัญญาซื้อขาย LNG ปริมาณการซื้อขาย LNG 2 ล้านตันต่อปี (ประมาณ 280 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยกำหนดวันเริ่มรับ LNG ตั้งแต่ 1 มกราคม 2558 อายุสัญญาฯ 20 ปี ทั้งนี้ ปัจจุบันร่างสัญญาซื้อขาย LNG อยู่ระหว่างพิจารณาตรวจสอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด
9. หลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว ปตท. จะจัดหา LNG ตามแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว ในรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นส่วนใหญ่ โดยส่วนที่เหลือจะจัดหาในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้เพื่อให้เกิดความคล่องตัว ปตท. อาจมีความจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เกินกว่าปริมาณแผนจัดหา ก๊าซธรรมชาติระยะยาวในบางโอกาส (เช่น กรณี แหล่งผลิตก๊าซฯในประเทศมีปัญหาฯลฯ) ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG แล้ว ต้องรายงานผลการจัดหาต่อ สนพ. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ และให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) กับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited ประเทศกาตาร์ ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (SPA) จากประเทศกาตาร์ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ ให้นำเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 18 ตุลาคม 2550 เรื่องการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทฯ) โดยอนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เพื่อเป็นตัวแทนในการลงทุนโครงการที่เกี่ยวกับพลังงาน และธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท และอนุมัติให้บริษัทฯ สามารถ (1) ลงทุน และร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัท ในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม และ (2) ดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2554 กฟผ. ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการเพิ่มทุนของบริษัทฯ ซึ่งกระทรวงพลังงานเห็นควรอนุมัติให้ กฟผ. เพิ่มกรอบวงเงินให้บริษัทฯ จำนวน 17,000 ล้านบาท โดยให้บริษัทฯ ศึกษาความเหมาะสมของโครงการและจัดทำรายงานความเหมาะสมในการลงทุนนำเสนอ กฟผ. และกระทรวงพลังงาน เพื่อขออนุมัติโครงการลงทุนพร้อมวงเงินรวมเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนเป็นราย โครงการเพื่อพิจารณาเพิ่มทุนภายใต้กรอบการเพิ่มทุนจำนวน 17,000 ล้านบาท ต่อไป
3. ต่อมาบริษัทฯ ได้มีหนังสือเสนอ กฟผ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบการร่วมทุนโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 (โครงการฯ) ซึ่งเป็นโครงการภายใต้กรอบวงเงินลงทุนดังกล่าว (ระหว่างปี 2554 - 2558) และคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2554 มีมติอนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เข้าร่วมจัดตั้งบริษัทร่วมทุน Nam Ngiep Power Company Limited ระหว่างบริษัท Kansai Electricity Power Company (Kansai) และ/หรือบริษัทในเครือ และบริษัท Lao Holding State Enterprise (LHSE) โดยให้ใช้รูปแบบบริษัท และ/หรือบริษัทในเครือเข้าถือหุ้นโดยตรงในบริษัทร่วมทุน
4. เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2554 กฟผ. ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอนุมัติการลงทุนในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมวงเงินเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามที่บริษัทฯ เสนอ และในเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอปรับปรุงข้อมูลการร่วมทุนโครงการไฟฟ้าพลัง น้ำน้ำเงี้ยบ 1 สปป. ลาว ของบริษัทฯ เนื่องจากได้มีการแก้ไขร่างสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) แทนร่างเดิมที่ได้เสนอไว้
5. สาระสำคัญของรายงานความเหมาะสมการลงทุนโครงการฯ
5.1 โครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 ตั้งอยู่บนแม่น้ำเงี้ยบ สปป. ลาว โครงการประกอบด้วย เขื่อนหลัก เขื่อนควบคุมท้ายน้ำ และโรงไฟฟ้า โดยเขื่อนหลักมีกำลังผลิตติดตั้ง 134.5 เมกะวัตต์ จำนวน 2 เครื่อง รวมกำลังผลิต 269 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 1,490 ล้านหน่วย ส่งกระแสไฟฟ้าเข้าระบบส่งไฟฟ้า 230 เควี ความยาวประมาณ 130 กิโลเมตร ถึงสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง และส่งต่อเข้าประเทศไทยผ่านทางระบบส่งไฟฟ้า 500 เควี เข้าสู่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 สำหรับขายไฟฟ้าให้ประเทศไทย สำหรับเขื่อนควบคุมท้ายน้ำมีกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 122 ล้านหน่วย เชื่อมต่อเข้ากับระบบสายส่งไฟฟ้า 115 เควี ความยาวประมาณ 40 กิโลเมตร ถึง สฟ. ปากซัน ของการไฟฟ้าลาว (EDL) สำหรับขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว
5.2 มูลค่าโครงการประมาณ 871 ล้านเหรียญ สรอ. หรือประมาณ 27,000 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.)
5.3 ผลตอบแทนจากการลงทุน โดยที่ผลตอบแทนส่วนทุน (IRR on Equity) และผลตอบแทนจากการลงทุนโครงการ (IRR on Project) อยู่ที่ร้อยละ 11.5 และ 7.6 ตามลำดับ โดยมีระยะเวลาคืนทุน 9.2 ปี
5.4 ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เนื่องจากแนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงของโครงการฯ ผ่านพื้นที่ใน สปป. ลาว ทั้งหมด จึงไม่ต้องจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมในฝั่งไทย (Environmental Impact Assessment: EIA) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
6. สาระสำคัญของรายงานการจัดตั้งบริษัท Nam Ngiep1 Power Company Limited
6.1 ผู้ร่วมลงทุนในบริษัทร่วมทุนประกอบด้วย บริษัท Kansai และ/หรือบริษัทในเครือ บริษัทฯ และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) โดยมีสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 45 30 และ 25 ตามลำดับ
6.2 มูลค่าของโครงการประมาณ 871 ล้านเหรียญ สรอ. หรือประมาณ 27,000 ล้านบาท (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.) แบ่งเป็นสัดเงินกู้ร้อยละ 70 (ประมาณ 609 ล้านเหรียญ สรอ.) และเงินลงทุนส่วนของเงินทุนร้อยละ 30 (ประมาณ 262 ล้านเหรียญ สรอ.) เงินทุนของผู้ร่วมทุนแบ่งตามสัดส่วนได้ ดังนี้ บริษัท Kansai และ/หรือบริษัทในเครือ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (บริษัทฯ) และLHSE มีจำนวนเงิน 118, 79 และ 65 ล้านเหรียญสหรัฐฯ (คิดเป็นร้อยละ 45, 30 และ 25) ตามลำดับ
ทั้งนี้ บริษัทฯ มีความประสงค์จัดหาแหล่งเงินทุนโดยการถือหุ้นตรงในบริษัทร่วมทุนที่จัดตั้ง ใน สปป. ลาว ในสัดส่วนร้อยละ 30 คิดเป็น 79 ล้านเหรียญ สรอ. หรือเท่ากับ 2,438 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท ต่อเหรียญ สรอ.) โดยเงินทุนมาจากการเพิ่มทุนของ กฟผ. ทั้งหมด
6.3 ทุนจดทะเบียนบริษัทร่วมทุน เป็นเงิน 200 ล้านเหรียญ สรอ. แบ่งเป็นหุ้นสามัญ 2 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 100 เหรียญ สรอ.
7. ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ต่อร่างสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) ได้ระบุความเห็นให้มีการแก้ไขตกเติม รวมทั้งข้อสังเกตอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงื่อนไขในร่างสัญญาฯ ซึ่งผู้ถือหุ้นทุกรายมีความเห็นร่วมกันว่าจะปฏิบัติตามความเห็นของสำนักงาน อัยการสูงสุด และข้อสังเกตของ อส ผู้ถือหุ้น ทุกรายมีความเห็นให้คงเงื่อนไขตามร่าง Shareholders Agreement ไว้ เนื่องจาก บริษัทฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการคงเงื่อนไขเดิมของร่าง Shareholders Agreement ไม่ส่งผลกระทบต่อสาระสำคัญ และไม่ทำให้บริษัทเสียหาย
8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เป็นดังนี้
8.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบโครงการลงทุนของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมวงเงินการเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามที่บริษัท เสนอ เนื่องจากโครงการจะช่วยเพิ่มความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้าของประเทศไทย และสร้างมูลค่าเพิ่มให้แก่ กฟผ. ทำให้ประเทศไทยมีแหล่งพลังงานที่สะอาด และอัตรารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดอายุสัมปทาน 27 ปี จึงไม่มีความเสี่ยงจากการผันผวนของราคาน้ำมัน นอกจากนี้ยังช่วยส่งเสริมเศรษฐกิจของประเทศเพื่อนบ้านซึ่งจะส่งผลดีต่อ เศรษฐกิจไทยในอนาคต และช่วยเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างผู้ลงทุน
8.2 เห็นควรเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดย วิธีอนุญาโตตุลาการก่อนดำเนินการลงนามในสัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholder Agreement) เนื่องจากในร่างสัญญาผู้ถือหุ้น กำหนดให้ใช้วิธีอนุญาโตตุลาการในการระงับข้อพิพาทระหว่างคู่สัญญา บริษัทจึงต้องปฏิบัติให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2552 ในเรื่องการระงับข้อพิพาท โดยวิธีอนุญาโตตุลาการ ซึ่งจะต้องได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเป็นรายๆ ไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการลงทุนของบริษัทฯ ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 พร้อมอนุมัติวงเงินการเบิกจ่ายงบประมาณลงทุนตามสัดส่วนการถือหุ้นร้อยละ 30 จำนวน 79 ล้านเหรียญ สรอ. หรือ 2,438 ล้านบาท (อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญ สรอ.)
2. เห็นชอบการร่วมทุน และอนุมัติให้จัดตั้งบริษัทร่วมทุนของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเงี้ยบ 1 ใน สปป. ลาว ของบริษัทฯ
3. เห็นชอบให้สัญญาผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว รวมทั้งเอกสารอื่นที่เกี่ยวข้องกับการร่วมทุนในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำ เงี้ยบ 1 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทระหว่างคู่สัญญา โดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
ทั้งนี้ โดยมีเงื่อนไขให้กระทรวงพลังงาน และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หารือเป็นทางการไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาว่าสัญญาดังกล่าวอยู่ภายใต้ พระราชบัญญัติว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนินงานในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 ก่อนนำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวง กำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการ ใช้พลังงานของเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานเพื่อการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ลงประกาศเป็นกฎหมายใน ราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2555 กพช. ได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพิ่มเติม จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) และอยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้แก่ (1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ (3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่
3. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวง ฯ ประกอบด้วย (1) บันทึกหลักการ และเหตุผล... ชื่อผลิตภัณฑ์... (2) ร่างกฎกระทรวงฯ ... ชื่อผลิตภัณฑ์... 1) กำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ 2) อ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ 3) รายละเอียดในกฎกระทรวงฯ ข้อ 1 กำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภทของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวงคำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ข้อ 2 กำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ ข้อ 3 วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ข้อ 4 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ข้อ 5 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ให้ เป็นไปตาม ที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด 4) วันบังคับใช้
4. การกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวง ฯ จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) ดังกล่าว สรุปได้ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมพิวเตอร์ที่มีประสิทธิภาพสูง: ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งาน เมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ และต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ตามประเภทของคอมพิวเตอร์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดจอมอนิเตอร์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องพิมพ์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งานเมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ ไม่เกินที่กำหนด เครื่องพิมพ์แต่ละประเภท ประกอบด้วย1) เครื่องพิมพ์แบบฉีดหมึก ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่า ค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ตามประเภทของเครื่องพิมพ์ที่ผู้ผลิตระบุ 2) เครื่องพิมพ์ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสีดำ และเครื่องพิมพ์ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสี ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ตามประเภทของเครื่องพิมพ์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) จะต้องถูกปรับตั้งให้เข้าสู่ภาวะรอใช้งานอัตโนมัติ และตั้งค่าเวลาการเข้าสู่ภาวะรอใช้งาน เมื่อไม่มีการโต้ตอบจากผู้ใช้ ไม่เกินที่กำหนด อุปกรณ์หลายหน้าที่แต่ละประเภท ประกอบด้วย 1) อุปกรณ์หลายหน้าที่ แบบฉีดหมึก ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง ให้กำหนดตามประเภทของอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่ผู้ผลิตระบุ 2) อุปกรณ์หลายหน้าที่ แบบเลเซอร์/แอลอีดี ชนิดสีดำ ต้องมีค่ากำลัง ไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน ตามประเภทของอุปกรณ์หลายหน้าที่ที่ผู้ผลิตระบุ
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องสแกนเอกสารที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) และขณะปิดเครื่อง (Off Mode ) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่องไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งาน และค่ากำลังไฟฟ้าขณะปิดเครื่อง
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องรับโทรทัศน์ที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานไม่มากกว่า ค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานประเภทของเครื่องรับโทรทัศน์ที่ผู้ผลิตระบุ
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเสียงในบ้านที่มีประสิทธิภาพสูง : ขณะรอใช้งาน (Standby Mode) ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้าขณะรอใช้งานไม่มากกว่าค่ากำลังไฟฟ้า ขณะรอใช้งาน
4.8 ร่างกฎกระทรวงกำหนดอุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง (VSD) อุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงาน ไม่น้อยกว่าค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ปรับความเร็วรอบที่มีประสิทธิภาพสูง ที่กำหนด ให้มีคุณลักษณะดังนี้
4.8.1 ลักษณะข้อกำหนดด้านขาเข้า 1) ใช้ได้กับระบบไฟฟ้า 1 เฟส หรือ 3 เฟส 2) ใช้ได้กับแหล่งจ่ายไฟกระแสสลับที่มีความถี่ 50 เฮิรตซ์ ? ร้อยละ 5 แรงดันไฟฟ้าไม่เกิน 1,000 โวลต์ 3) มีการควบคุมปริมาณฮาร์มอนิก ให้มีค่าเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61000-1-2 (Limits for harmonic current emissions (equipment input current < 16 A per phase)) หรือ IEC 61000-3-4 (Limitation of emission of harmonic currents in low-voltage power supply systems for quipment with rated current greater than 16 A) หรือมาตรฐานอื่นที่เทียบเท่า 4) มีคุณสมบัติจำกัดการปล่อยสัญญาณรบกวน และการทนต่อสัญญาณรบกวนเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61800-3 (Adjustable Speed Electrical Power Drive Systems Part 3: EMC Product Standard Including Specific Test Methods) และ 5) สามารถทนการเพิ่มขึ้นของกระแสไฟฟ้าอย่างฉับพลัน (Surge) ได้ตามมาตรฐาน IEC 61800-3
4.8.2 ข้อกำหนดสภาพแวดล้อม 1) ใช้ได้กับอุณหภูมิรอบข้างตั้งแต่ 5 องศาเซลเซียส 2) ใช้ได้กับความชื้นสัมพัทธ์ ร้อยละ 85 โดยไม่เกิดหยดน้ำ และ 3) ใช้ได้ในสภาพการติดตั้งที่มีการสั่นสะเทือนตามที่กำหนดในมาตรฐาน IEC 61800-2
4.9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่า ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามประเภทและขนาดกำลังไฟฟ้าของเตาไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตระบุ
4.10 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาไมโครเวฟที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่า ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดความจุของเตาไมโครเวฟ ที่ผู้ผลิตระบุ
4.11 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกาต้มน้ำร้อนไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง ต้องมีค่าประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดความจุของกาต้มน้ำร้อนไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตระบุ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 11 ฉบับ (11 ผลิตภัณฑ์) (ในข้อ 4) ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ครม. เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เรื่อง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล และเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล (1) น้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และหากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการ ลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร และ (2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน(เอทานอล) มากขึ้น รวมทั้งให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 แนวทางการปรับราคาก๊าซ NGV ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
1.3 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
1.4 แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม
ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. ประเมินผลการดำเนินงานตามข้อ 1.1 - 1.4 เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และดีเซล อยู่ที่ระดับ 108.6, 122.3 และ 123.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัญหาภาวะเศรษฐกิจของกลุ่มยูโรโซนที่มีความรุนแรงขึ้น ทำให้มีการคาดการณ์ว่าอัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจของกลุ่มยูโรโซนจะลดลงอยู่ ที่ระดับติดลบร้อยละ 0.1 ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง ซึ่ง กบง. ได้มีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยในช่วงระหว่างวันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 30 มิถุนายน 2555 จำนวน 6 ครั้ง โดยอัตราที่เพิ่มขึ้นอยู่กับแต่ละชนิดของน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2555 ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.10, 3.30, 1.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3. จากราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ที่ปรับลดลงอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันปรับลดราคาขายปลีกลงตามราคาตลาดโลก ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 41.65, 38.23, 36.48 และ 30.43 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 พฤษภาคม 2555 มีฐานะติดลบ 22,787 ล้านบาท จากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันสำเร็จรูปและราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง
4. จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ดังนั้น ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 เป็นต้นมา จึงยังไม่ได้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ทั้งนี้ สถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ได้นำส่งผลการศึกษาทบทวนต้นทุนราคาก๊าซ NGV และเพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับ เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2555 สนพ. ได้จัดให้มีการประชุมคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV ซึ่งมีผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เป็นผู้ประกอบการขนส่งโดยสารเป็นคณะทำงาน และได้เชิญรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธาน เพื่อพิจารณาหาข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่เหมาะสมซึ่งสรุปผลการประชุม ได้ดังนี้
4.1 ต้นทุนเนื้อก๊าซ มีความเห็นว่าไม่ควรแยกต้นทุน LNG ออกจากต้นทุนเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) แต่ให้กำหนดเพดานต้นทุน LNG ในต้นทุนเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติไว้ที่ 0.25 บาทต่อกิโลกรัม จนกว่าจะมีแผนจัดหา LNG ออกมาอย่างชัดเจน ซึ่งปัจจุบันกระทรวงพลังงานกำลังอยู่ระหว่างการดำเนินการ
4.2 ค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ เนื่องจาก สกพ. อยู่ระหว่างการทบทวนอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ จึงเห็นว่าควรใช้อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในปัจจุบันไปก่อนและให้กำหนด อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อเป็นต้นทุนผันแปร โดยเมื่อ สกพ. ทำการศึกษาแล้วเสร็จ จะได้สามารถนำอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อที่ทบทวนแล้วมาใช้เพื่อให้สอด คล้องกับสภาพข้อเท็จจริง
4.3 ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ต้นทุนค่าสถานีและค่าขนส่ง) ให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยใช้สมมติฐานว่าภาครัฐกำหนดนโยบายให้มีสัดส่วนของเอกชนเข้ามาร่วมดำเนิน การสถานี NGV มากขึ้นและก่อสร้างสถานีบนแนวท่อมากขึ้น
ทั้งนี้ กลุ่มผู้ประกอบการไม่ขัดข้องเกี่ยวกับการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV แต่ขอให้มีก๊าซ NGV อย่างเพียงพอ ซึ่ง รมว.พน. ได้มอบหมายให้ ปตท. ไปจัดทำแผนการขยายสถานีบริการและการใช้ก๊าซ NGV ในอนาคต
5. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมไว้ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันเกิน 30.13 บาทต่อกิโลกรัม ให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมไว้ที่ 30.13 บาทต่อกิโลกรัม และให้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันกรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวลดลงทำให้ต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันต่ำกว่า 30.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมาในเดือนมิถุนายน 2555 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 714 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นอยู่ที่ 27.89 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรมลดลงจากเดิม 30.13 บาทต่อกิโลกรัม เหลือ 27.89 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี สนพ. ได้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้โรงงานอุตสาหกรรมต้องส่งเงินเข้ากองทุน เพิ่มตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2555 ในอัตรา 9.12 บาทต่อกิโลกรัม
6. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง โดยมติคณะรัฐมนตรี เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 โดยให้ผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG ให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ เดือนมิถุนายน 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 94.44 และ 82.33 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 12.87 และ 12.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปัญหาหนี้ยุโรปมีความรุนแรง แต่ทั้งนี้ ช่วงเดือนกรกฎาคม - กันยายน 2555 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่ผ่านมา เฉลี่ยมาอยู่ที่ระดับ 111.22 และ 94.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบตึงตัวจากการประท้วงของคนงานแท่นขุดเจาะน้ำ มันของนอร์เวย์ และจากพายุเฮอริเคนเข้าปะทะอ่าวเม็กซิโกช่วงรัฐหลุยเซียส่งผลให้ฐานการผลิต น้ำมันดิบในอ่าวเม็กซิโกต้องหยุดการผลิตลงกว่าร้อยละ 90 หรือคิดเป็น 1.3 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติลดลงไปถึงร้อยละ 70 หรือคิดเป็น 3 พันล้านลูกบาศก์ฟุต ประกอบกับอิหร่านออกมาตอบโต้มาตรการคว่ำบาตรของชาติตะวันตกด้วยการขู่ปิด ช่องแคบฮอร์มุส และความไม่สงบในซีเรียมีความรุนแรงขึ้นหลังผู้นำทางการทหารถูกลอบสังหาร ซึ่งส่งผลให้ตลาดกังวลว่าจะมีปริมาณน้ำมันดิบไม่เพียงพอต่อความต้องการ ประกอบกับเศรษฐกิจสหรัฐฯ ที่ยังไม่ฟื้นตัวมากนักหลังจากจีดีพีไตรมาสที่ 2 ปี 2555 ขยายตัวที่ร้อยละ 1.3 รวมทั้งเศรษฐกิจจีนมีแนวโน้มชะลอตัวลงยังคงกดดันต่อราคาน้ำมันดิบ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนมิถุนายน 2555 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.46 , 101.16 และ 109.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 17.11 , 17.03 และ 12.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากที่อินโดนีเซียลดการนำเข้าหลังโรงกลั่นในประเทศเสร็จ สิ้นการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงเดือนกรกฎาคม - สิงหาคม 2555 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 127.20 , 123.78 และ 129.29 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว ตามราคาน้ำมันดิบและจากปริมาณคงคลังทั่วทุกภูมิภาคในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ มาก ขณะที่ความต้องการที่เพิ่มมากขึ้นจากตะวันออกกลางและเอเชียใต้ อย่างไรก็ดี เดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 125.97 , 122.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว จากอุปสงค์ในภูมิภาคยังไม่ฟื้นตัวโดยไม่มีแรงซื้อจากเวียดนาม นอกจากนี้ปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินเชิงพาณิชย์ของยุโรปบริเวณ Amsterdam-Rotterdam-Antwerp (ARA) เพิ่มขึ้น อยู่ที่ระดับ 6.26 ล้านบาร์เรล ส่วนน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 130.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว จากอุปสงค์ของประเทศศรีลังกาปรับเพิ่มขึ้น และออสเตรเลียนำเข้าเพิ่มขึ้น อีกทั้งจีนมีแนวโน้มที่จะไม่นำเข้าน้ำมันดีเซลเพื่อใช้ในประเทศจนถึงสิ้นปี เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ลดลงตามภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวและปริมาณสำรอง ที่อยู่ในระดับสูง
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบกับไม่ให้ราคาขายปลีกน้ำมันส่งผลกระทบต่อค่าขนส่งและค่าโดยสาร กบง. ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยในช่วงระหว่างวันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 30 กันยายน 2555 ได้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ โดยอัตราที่ปรับขึ้น อยู่กับแต่ละชนิดน้ำมัน ทำให้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 ของน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซล อยู่ที่ 7.40, 6.10, 1.70, -0.90, -11.80, -0.60 และ 0.20 บาท/ลิตร ตามลำดับ จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 อยู่ที่ระดับ 48.50, 43.05, 37.63, 34.18, 21.98, 35.18 และ 29.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนได้มีการตรึงราคาอยู่ที่ 18.13 บาท/กก. ถึงสิ้นปี 2555 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ส่วนการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ดำเนินการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 และเดือนตุลาคม ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 1,001 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ต้นทุนก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นอยู่ที่ 35.05 บาท/กก. ราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรม 30.13 บาท/กก. และการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง คณะรัฐมนตรีมีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งไว้ที่ 21.13 บาท/กก.จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 และ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้โรงงานขนส่ง ฉบับที่ 69 ทำให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซให้ภาคขนส่งต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯเพิ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2555 - 15 สิงหาคม 2555 ในอัตราเดิมคือ 2.8036 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.13 บาท/กก. และเมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งขึ้น 0.25 บาท/กก. ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งอยู่ที่ 21.38 บาท/กก.
5. การนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - กันยายน 2555 ได้มีการชดเชยนำเข้าเป็นเงิน 87,289 ล้านบาท และภาระการชดเชยก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงของโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2554 - สิงหาคม 2555 เป็นเงินประมาณ 18,275 ล้านบาท
6. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลจำนวน 20 ราย กำลังการผลิตรวม 3.27 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 17 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.56 ล้านลิตร/วัน โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 20.44 บาท/ลิตร และเดือนกันยายน 2555 อยู่ที่ 20.77 บาท/ลิตร ส่วนการผลิตไบโอดีเซล ผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 13 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 6.01 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.12 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2555 อยู่ที่ 35.68 บาท/ลิตร และกันยายน 2555 อยู่ที่ 34.27 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2555 มีเงินฝากธนาคาร 2,024 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 23,418 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชย 18,222 ล้านบาท งบบริหารและโครงการ ซึ่งได้อนุมัติแล้ว 146 ล้านบาท และหนี้เงินกู้ 5,050 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 18,423 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ผลการดำเนินงานด้านพลังงานของรัฐบาล (ส.ค. 54 - ก.ย.55)
สรุปสาระสำคัญ
1. ความก้าวหน้าการดำเนินงานบรรเทาผลกระทบด้านราคาพลังงาน
จากการแถลงนโยบายพลังงานรัฐบาลด้านพลังงาน ข้อ 3.5.3 "กำกับราคาพลังงานให้มีราคาเหมาะสม เป็นธรรมและมุ่งสู่การสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง" โดยปรับบทบาทกองทุนน้ำมัน ให้เป็นกองทุนสำหรับรักษาเสถียรภาพราคา ส่วนการชดเชยราคาจะดำเนินการอุดหนุนเฉพาะกลุ่มส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซ ธรรมชาติมากขึ้นในภาคขนส่ง และส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ และไบโอดีเซล ในภาคครัวเรือน เพื่อแก้ไขปัญหาค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนของผู้ประกอบการ อันเนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น ได้มีกรอบการดำเนินการ ดังนี้
1) การปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
1.1) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 กพช. เห็นชอบหลักเกณฑ์การชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95, 91 และน้ำมันดีเซล เป็นการชั่วคราว โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไป ตามนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกของรัฐบาล และให้ กบง. ติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากการดำเนินนโยบายและให้รายงานต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป และ กบง. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 จากเดิม 7.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 จากเดิม 6.70 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลจากเดิม 2.80 บาทต่อลิตร เป็น 0.00 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2554 เป็นต้นมา
1.2) เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 กบง. เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลง 1.00 บาทต่อลิตร จาก 2.40 บาทต่อลิตร เป็น 1.40 บาทต่อลิตร ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลง 1.50 บาทต่อลิตร จากเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร และให้ชดเชยน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เพิ่ม 1.50 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 2.80 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2554 เป็นต้นไป
1.3) คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ 1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม 2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯตามความเหมาะสม 3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 - เดือนเมษายน 2555 ดังนี้
| ชนิดน้ำมัน (บาท/ลิตร) |
เดิม | 16 ม.ค. 55 | 16 ก.พ. 55 | 16 มี.ค. 55 | 16 เม.ย. 55 | วันที่ 8 พ.ค. 55 |
| น้ำมันเบนซิน 95 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
| น้ำมันเบนซิน 91 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.20 | 1.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | -1.40 | -0.40 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.80 | -1.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -13.50 | -13.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 |
| น้ำมันดีเซล | 0.00 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
1.4) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 ดังนี้ 1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และมอบให้ กบง. พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ 1) น้ำมันดีเซล การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ถ้ามีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ กบง. ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร 2) น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทน และฐานะกองทุนน้ำมันฯ
ความก้าวหน้าของการดำเนินการ กบง. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 18 ครั้ง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกดีเซลที่ประมาณ 30 บาทต่อลิตร และรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลให้ต่ำกว่าน้ำมันเบนซินในระดับที่ เหมาะสม เพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มมากขึ้น
2) การปรับราคาขายปลีก LPG
2.1) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการให้มีการปรับโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ภาคครัวเรือน : ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน ต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555 (2) ภาคขนส่ง : ขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึงวันที่ 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงานและปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน และ (3) ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับ ก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2.2) เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2555 กบง. เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 2.8036 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 เมษายน ถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2555 และต่อมาเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ดังนี้
2.2.1) ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือน ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่าการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน ของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
2.2.2) ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2)เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัมต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และ (3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่าการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
ความก้าวหน้าของการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ลดภาระค่าครองชีพของประชาชน โดยตรึงราคา LPG ภาคครัวเรือน ไปจนถึงสิ้นปี 2555 2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้เป็นไปตามต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดราคาขายปลีกไว้ที่ไม่เกิน 30.13 บาท/กก. ปัจจุบันราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม ณ เดือนตุลาคม 2555 อยู่ที่ 30.13 บาท/กก. 3) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG ภาคขนส่ง ตั้งแต่ มกราคม 2555 - เมษายน 2555 จำนวน 4 ครั้ง ครั้งละ 0.75 บาทต่อกก. และปรับราคาก๊าซ LPG ณ วันที่ 16 สิงหาคม 2555 อีก 0.25 บาทต่อกก. รวมปรับราคาเพิ่มขึ้น 3.25 บาทต่อกก. โดยราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง อยู่ที่ระดับ 21.38 บาทต่อกก.
3) การปรับราคาขายปลีก NGV
3.1) คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการให้มีการปรับโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาทต่อกิโลกรัมและ คงอัตราเงินชดเลยในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัมต่อไปตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2554 ถึงวันที่ 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยน รถแท็กซี่ LPG เป็น NGV (2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และ (3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 - เดือนเมษายน 2555 และต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2554, 15 กุมภาพันธ์ 2555, 8 มีนาคม 2555 และ 10 เมษายน 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ในอัตรากิโลกรัมละ 1.50, 1.00, 0.05 และ 0.00 บาท ตามลำดับ พร้อมทั้งมีมติเห็นชอบโครงการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV ให้มีความเหมาะสม
3.2) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2555 คณะรัฐมนตรี เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ 1) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกก. ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) 2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
ความก้าวหน้าของการดำเนินงาน คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาท/กก. ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เป็นต้นไป จนกว่าจะได้ข้อสรุปต้นทุนราคาก๊าซ NGV ของสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
2. ความก้าวหน้าของการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี
2.1 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล ซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลง ร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมสนับสนุนจูงใจ 2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมและทิศทางตลาด 3) การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ 4) การกระจายงานอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม 5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ 6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง ทั้งนี้ การลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในแต่ละปีจะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงาน และการหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยแผนนี้จะส่งผลให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,200 ktoe/ปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 130 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 707,700 ล้านบาทต่อปี
2.2 กระทรวงพลังงาน ได้ดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดย ณ เดือนกันยายน 2555 ระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต (EI) มีค่าเท่ากับ 15.26 เมื่อเทียบกับปี 2553 ที่ระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิต เท่ากับ 15.48 หรือสามารถลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงได้ ร้อยละ 1.42
2.3 ในช่วงปี 2554-2555 กระทรวงพลังงานได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 6,477 ล้านบาท เพื่อใช้ดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี โดยก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน ณ สิ้นปีงบประมาณ 2555 รวมทั้งสิ้น 799.2 ktoe/ปี และยังช่วยหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 2.72 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 14,800 ล้านบาทต่อปี โดยเป็นผลจากโครงการสำคัญ ดังนี้ 1) การกำกับดูแล การปฏิบัติงานตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 สำหรับโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมภาคเอกชน 2) การส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ 3) การจัดตั้งศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน 4) การสนับสนุนการลงทุนเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่น การส่งเสริมธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน การให้สิทธิประโยชน์ยกเว้นภาษีเงินได้จากกรมสรรพากร การส่งเสริมวัสดุอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และการส่งเสริมประสิทธิภาพพลังงานภาคอาคารธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม ในพื้นที่ประสบอุทกภัย เป็นต้น 5) การให้คำปรึกษาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพพลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมและอาคาร ธุรกิจที่ประสบอุทกภัย 6) การส่งเสริมเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานโดยการติดฉลาก 7) การส่งเสริมระบบบริหารจัดการขนส่งเพื่อประหยัดพลังงาน (Logistic and Transport Management ; LTM) 8) การส่งเสริมประสิทธิภาพพลังงานภาคครัวเรือนในพื้นที่ประสบอุทกภัย โดยจัดกิจกรรมส่งเสริมสินค้าเบอร์ 5 ช่วยเยียวยาผู้ประสบอุทกภัย
2.4 ในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในวงเงิน 4,477 ล้านบาท เพื่อให้การดำเนินงานต่อเนื่อง พร้อมเพิ่มเติมมาตรการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารภาครัฐที่เป็นอาคาร ควบคุม ให้ปรับเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศและหลอดไฟ ในอาคารควบคุมภาครัฐ จำนวน 500 แห่ง การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม SMEs โดยสนับสนุนเงินลงทุนร้อยละ 20 ให้กับผู้ลงทุนเปลี่ยนวัสดุและอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และการส่งเสริมการลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนผ่านบริษัทจัดการ พลังงาน (ESCO) โดยจัดตั้งกองทุน ESCO Revolving Fund ซึ่งคาดว่าการดำเนินงานดังกล่าวจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานได้อีก 227.36 ktoe/ปี และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 0.77 ล้านตัน/ปี หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานได้ 4,200 ล้านบาทต่อปี
3. ความก้าวหน้าของการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทด แทนและพลังงาน ทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021)
3.1 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ของ การใช้พลังงานทั้งหมดภายในปี 2564 ภายใน 10 ปี ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2555 - 2559) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 5,625 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 11,426 ktoe และระยะที่ 2 (พ.ศ. 2560 - 2564) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 9,201 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 24,931 ktoe เมื่อดำเนินการตามแผน AEDP (2012 - 2021) จะลดการนำเข้าน้ำมันของประเทศประมาณปีละ 574,000 ล้านบาท และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ 76 ล้านตัน ในปี 2564 พร้อมทั้งมีรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิตประมาณ 23,000 ล้านบาทต่อปี
3.2 ผลการดำเนินงานสะสม ณ เดือน สิงหาคม 2555 ตามแผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี สามารถส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานทดแทน รวมทั้งสิ้น 7,269.39 ktoe หรือคิดเป็น 9.69% ของการใช้พลังงานทั้งหมด โดยมีรายละเอียดดังนี้
| ประเภทพลังงาน | หน่วย | เป้าหมาย 2564 | ผลการดำเนินงานสะสม (ณ ส.ค.55) |
ร้อยละ |
| ไฟฟ้า | MW ktoe |
9,201 3,352 |
2,387.92 963.13 |
25.95 |
| พลังงานรูปแบบใหม่ | ktoe | 0.86 | 0 | 0 |
| ความร้อน | ktoe | 9,335 | 5,088.54 | 54.51 |
| เชื้อเพลิงชีวภาพ | ล้านลิตร/วัน ktoe |
39.97 12,271.64 |
4.04 1,217.72 |
10.00 |
| รวมการใช้ RE | ktoe | 24,959.5 | 7,269.39 | 29.13 |
| รวมการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย | ktoe | 99,838 | 74,976.00 | |
| % AE | 25% | 9.69% | ||
3.3 ในช่วงปี 2554 - 2555 กระทรวงพลังงานได้รับจัดสรรเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในวงเงินรวมทั้งสิ้น 2,291.11 ล้านบาท เพื่อใช้ดำเนินงานตามแผน AEDP 2012 - 2021 จะก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทน ณ สิ้นปีงบประมาณ 2555 รวมทั้งสิ้น 35.03 ktoe/ปี โดยเป็นผลจากโครงการที่สำคัญ ดังนี้ 1) โครงการส่งเสริมการใช้น้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์ด้วยระบบผสมผสานเกิดการใช้ พลังงานทดแทน 2.76 ktoe/ปี 2) โครงการนำร่องส่งเสริมระบบอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์แบบเรือนกระจกสำหรับชุมชน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.81 ktoe/ปี 3) โครงการเผยแพร่ ถ่ายทอดการใช้เตานึ่งก้อนเชื้อเห็ด เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.45 ktoe/ปี 4) โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำชุมชน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 1.04 ktoe/ปี 5) โครงการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งใช้งานระบบอบแห้งพลังงานแสงอาทิตย์ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 1.43 ktoe/ปี 6) โครงการสนับสนุนเงินค่าก่อสร้างระบบผลิตก๊าซชีวภาพจากมูลสัตว์สำเร็จรูปหรือ กึ่งสำเร็จรูป จำนวน 30 ฟาร์ม เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.13 ktoe/ปี 7) โครงการส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพจากขยะตลาดสด เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.12 ktoe/ปี 8) โครงการบำรุง รักษาระบบผลิตก๊าซชีวภาพ จำนวน 200 แห่ง เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.04 ktoe/ปี 9) โครงการไฟฟ้าพลังน้ำระดับหมู่บ้าน เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.01 ktoe/ปี 10) โครงการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์รถโดยสารปรับอากาศ จำนวน 323 คัน ของ ขสมก. เกิดการใช้พลังงานทดแทน 15.85 ktoe/ปี 11) โครงการสนับสนุนการผลิต Compressed Bio-methane Gas (CBG) เพื่อใช้สำหรับยานยนต์ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 10.77 ktoe/ปี 12) งานส่งเสริมสนับสนุนการผลิตก๊าซชีวภาพจากชีวมวล/ของเสียผสม/พืชพลังงานใน พื้นที่นิคมพัฒนาตนเอง เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.89 ktoe/ปี 13) โครงการส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพในสหกรณ์กองทุนสวนยาง ระยะที่ 1 เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.38 ktoe/ปี 14) โครงการผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษากังหันลม บ้านทะเลปัง อำเภอหัวไทร จังหวัดนครศรีธรรมราช เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.15 ktoe/ปี 15) โครงการส่งเสริมระบบผลิตน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับอาคารของรัฐ เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.51 ktoe/ปี 16) ค่าดำเนินการติดตาม ซ่อมบำรุงและย้ายถังหมักก๊าซชีวภาพจากขยะอินทรีย์ขนาดเล็ก เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.09 ktoe/ปี และ 17) โครงการถ่ายทอด เผยแพร่ และส่งเสริมเทคโนโลยี พลังงานทดแทนให้กับหน่วยงานของรัฐ (ราชทัณฑ์) เกิดการใช้พลังงานทดแทน 0.01 ktoe/ปี
3.4 ในปี 2556 กระทรวงพลังงานได้รับจัดสรรเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในวงเงิน 869.23 ล้านบาท เพื่อให้การดำเนินงานต่อเนื่อง โดยผลที่คาดว่าจะได้รับจากการสนับสนุนงบประมาณปี 2556 ของกองทุนอนุรักษ์ฯ ในการดำเนินโครงการต่างๆ ภายใต้แผนพลังงานทดแทน จำนวน 50 โครงการ จะสามารถให้ผลประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 3.62 ktoe
4. ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2553 กพช. แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะกรรมการบริหารฯ) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน และเร่งรัดการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
4.1 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยมีการประชุมแล้วทั้งสิ้น 17 ครั้ง ซึ่งได้กำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ 1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง 2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน 3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ 4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว แต่ไม่สามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้า
4.2 เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบ AEDP 2012 - 2021 โดยส่วนของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมีเป้า หมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW โดยมีการปรับปรุงเป้าหมายจากเดิมเป็น ดังนี้
ตาราง 1 เปรียบเทียบเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าตามแผน REDP (2551 - 2565) และแผน AEDP (2555 - 2564)
| ประเภทเชื้อเพลิง | เป้าหมายปี 2565 ตามแผน REDP (MW) |
เป้าหมายปี 2564 ตามแผน AEDP (MW) |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 500 | 2,000 |
| พลังงานลม | 800 | 1,200 |
| พลังน้ำ | 324 | 1,608 |
| พลังงานชีวมวล | 3,700 | 3,630 |
| ก๊าซชีวภาพ | 120 | 600 |
| พลังงานจากขยะ | 160 | 160 |
| พลังงานรูปแบบใหม่ | 3 | 3 |
| รวมทั้งสิ้น | 5,607 | 9,201 |
4.3 คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการคัดกรองโครงการ พลังงานหมุนเวียน โดยสามารถเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012 - 2021 สรุปได้ดังตารางที่ 2
ตาราง 2 ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมิถุนายน 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน
| เชื้อเพลิง | ปริมาณ เป้าหมาย AEDP (MW) |
ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว | ลงนาม PPA แล้ว (รอ COD) |
ได้รับการตอบรับซื้อแล้ว (ยังไม่ลงนาม PPA) |
อยู่ระหว่างการพิจารณา ตอบรับซื้อไฟฟ้า |
||||
| จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
จำนวน (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) |
||
| แสงอาทิตย์ | 2,000 | 135 | 286.47 | 336 | 1,918.69 | 29 | 221.38 | 171 | 967.00 |
| ชีวภาพ | 600 | 75 | 142.43 | 47 | 83.34 | 30 | 65.66 | 29 | 50.54 |
| ชีวมวล | 3,630 | 98 | 1,651.16 | 185 | 1,776.88 | 59 | 522.30 | 48 | 491.30 |
| ขยะ | 160 | 12 | 33.99 | 14 | 53.32 | 10 | 80.60 | 19 | 196.92 |
| พลังงานน้ำ | 1,608 | 6 | 14.36 | 5 | 6.29 | 6 | 8.68 | 3 | 7.67 |
| พลังงานลม | 1,200 | 3 | 0.38 | 30 | 416.52 | 8 | 298.51 | 38 | 1,509.10 |
| รวม | 9,198 | 329 | 2,128.79 | 617 | 4,255.04 | 142 | 1,197.12 | 308 | 3,222.53 |
4.4 ความคืบหน้าการดำเนินงานตามมติ กพช. ในส่วนการกำกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตาม กำหนด SCOD ดังนี้ (1) โครงการฯ ที่ขอเลื่อนกำหนด SCOD ที่อยู่ระหว่างการตรวจสอบ/พิจารณา จำนวน 19 โครงการ ปริมาณ 124.548 เมกะวัตต์ ให้ สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ในการประชุมครั้งต่อไป และ (2) โครงการฯ ที่เลยกำหนด SCOD แต่ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จจำนวน 5 โครงการปริมาณ 8.84 เมกะวัตต์ เห็นควรให้เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4.5 การกำกับโครงการที่เสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดย (1) เห็นควรให้ กกพ. และ กฟภ. ดำเนินการเร่งรัดคัดกรองโครงการพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD ตามมติคณะกรรมการบริหารฯ ที่เห็นชอบไว้แล้วกับโครงการพลังงานหมุนเวียนทุกประเภท และ (2) ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รายงานปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกประเภทและความคืบหน้าการ ดำเนินโครงการฯ ในการประชุมครั้งต่อไป
5. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
5.1 จากการแถลงนโยบายของรัฐบาล เมื่อวันที่19 สิงหาคม 2554 กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ เช่นการพัฒนาระบบรางเพื่อขนส่งมวลชน อันได้แก่ โครงการรถไฟฟ้า 10 สายหลัก ในกรุงเทพฯ และโครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง รวมถึงเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล รวมถึงความมั่นคงด้านพลังงาน และการลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน
5.2 ความก้าวหน้าของการดำเนินการ ได้มีการดำเนินการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ช่วงปี 2554 - 2573 ใหม่ โดยแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ตามที่คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและจากที่ประเทศต้องมีกำลัง ผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด และการจัดหาไฟฟ้าในอนาคตควรจึงต้องมีการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าที่หลาก หลาย ดังนี้ 1) การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด 2) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ พิจารณาให้ลดสัดส่วนลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน โดยพิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชน และเป้าหมายการลด CO2 และ 4) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน
5.3 ความก้าวหน้าการดำเนินการด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ดังนี้ 1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP ปี 2555 - 2564 และในปี 2565 - 2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น 2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ 3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์ฯ 20 ปี และ 4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน
6. การพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
6.1 เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 กบง. เห็นชอบให้ สนพ. การจัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบ Smart Grid เพื่อทำหน้าที่ศึกษาแนวทาง และพิจารณาจัดทำร่างแผนการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศ ทั้งนี้ ภายใต้คณะอนุกรรมการฯ สนพ. ได้พิจารณาให้มีการแต่งตั้งคณะทำงานเพิ่มเติมอีก 2 คณะ เพื่อช่วยให้การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบ Smart Grid บรรลุผล ได้แก่ คณะทำงานภายใต้โครงการศึกษาเพื่อกำหนดนโยบายและแผนการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าอัจฉริยะของไทย ดำเนินการภายใต้ความร่วมมือระหว่าง สนพ. และสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เพื่อทำหน้าที่จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศไทย และคณะทำงานจัดทำแผนงานการศึกษาโครงการเพื่อรองรับการพัฒนาระบบโครงข่าย ไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ทำหน้าที่จัดทำแผนงานสำหรับการพัฒนาระบบ Smart Grid พร้อมทั้งจัดทำโครงการเพื่อรองรับระบบ Smart Grid เมื่อการดำเนินการพัฒนาระบบ Smart Grid ได้ดำเนินการเสร็จสิ้นอย่างเต็มรูปแบบ รวมทั้งดำเนินการพัฒนาระบบ Smart Grid ในเชิงปฏิบัติการตามแผนการพัฒนาที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการฯ กพช. และ ครม. แล้ว ตามลำดับ
6.2 การดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับระบบ Smart Grid ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid ของประเทศ ภายใต้โครงการศึกษาเพื่อกำหนดนโยบายและแผนการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้า อัจฉริยะของไทย ได้กำหนดกรอบการพัฒนาระบบ Smart Grid เป็น 5 ด้าน คาดว่าผลการศึกษา จะแล้วเสร็จในปลายปี 2555 และจะนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบ Smart Grid และกิจกรรมที่เหมาะสมสำหรับการพัฒนาในแต่ละด้านที่เป็นรูปธรรมต่อไป
7. แผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า
7.1 กระทรวงพลังงาน ได้มีแผนเตรียมพร้อมรองรับสภาวะวิกฤติการณ์ด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมในการรองรับวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในอนาคต ซึ่ง สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าขึ้น เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2552 ประกอบด้วย ผู้แทนจาก สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และผู้ทรงคุณวุฒิ โดยมีผู้อำนวยการ สนพ. เป็นประธานคณะทำงาน เพื่อทำหน้าที่รวบรวม ศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะแนวทาง การบริหารจัดการ พลังงานไฟฟ้าของประเทศไทยในสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า รวมทั้ง จัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทยที่สอดคล้องกับ สถานการณ์ในปัจจุบัน
7.2 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับฯ ได้รวบรวมคำนิยามและข้อมูลสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าของไทยในช่วงที่ผ่าน มา แผนปฏิบัติงานเพื่อรองรับฯ ของการไฟฟ้าในปัจจุบัน วิเคราะห์และจัดทำสถานการณ์สมมติสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้า เสนอแนวทางการบริหารจัดการสภาวะวิกฤติภายใต้สถานการณ์สมมติ และซักซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงานไฟฟ้าตามสถานการณ์สมมติ เป็นประจำทุกปีตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นมา ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2555 คณะทำงานจัดทำแผนรองรับฯ ได้ร่วมการประชุมเชิงปฏิบัติการกับกระทรวงพลังงานและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อซักซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤติด้านพลังงาน โดยสมมติเหตุการณ์ที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและมีความสัมพันธ์กันทั้ง ด้านน้ำมันด้านไฟฟ้า ด้านก๊าซธรรมชาติ และด้าน Demand Restraint เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมรองรับผลกระทบหากเกิดวิกฤติด้านพลังงานขึ้น โดยมุ่งเน้นการบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพ เป็นไปในทิศทางเดียวกันทั้งระบบ และเพื่อให้เกิดความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ
8. ทบทวนมาตรการไฟฟ้าฟรี
8.1 จากการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ทั้งนี้ จากการคำนวณภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นวงเงินประมาณ 12,000 ล้านบาทต่อปี โดยกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไรจำนวน 0.12 บาท/หน่วยการใช้ไฟฟ้า ส่งผลให้ภาคอุตสาหกรรมขนาดกลาง และขนาดใหญ่ของประเทศซึ่งเป็นผู้ที่ได้รับผลกระทบส่วนใหญ่ต้องแบกรับภาระจาก การอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี ทำให้ค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 ภาระต้นทุนดังกล่าวส่งผลกระทบต่อขีดความสามารถในการแข่งขันของภาคอุตสาหกรรม จึงมีข้อร้องเรียนจากผู้ใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเป็นจำนวนมากเกี่ยวกับอัตรา ค่าไฟฟ้าดังกล่าว ว่าไม่เป็นธรรมกับภาคอุตสาหกรรมและขอให้มีการทบทวนมาตรการดังกล่าว
8.2 สนพ. และ สกพ. ได้ร่วมกันพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้นและข้อร้องเรียนต่างๆ พร้อมทั้งได้วิเคราะห์เพิ่มเติมว่าการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของ ครัวเรือนที่มีความเหมาะสมควรจะคำนึงถึงปัจจัย 3 ประการ ดังนี้ 1) ระดับรายได้ที่เหมาะสมของครัวเรือนที่ควรได้รับการอุดหนุน 2) ปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) จำนวนเงินที่อุดหนุนทั้งหมดจะต้องไม่เป็นภาระที่มีผลกระทบมากเกินไปสำหรับ ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ ที่รับภาระอยู่ในปัจจุบัน โดยพิจารณาจากจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่เพียงพอต่อการดำรงชีวิตขั้นพื้นฐาน และให้ผู้ใช้ไฟฟ้าตระหนักถึงการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งพบว่ามีจำนวนหน่วย การใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 กพช. เห็นชอบให้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็น ไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และกระจายภาระค่าใช้จ่ายไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยพิจารณาถึงวันเริ่มต้นการใช้มาตรการค่าไฟฟ้าฟรีที่ปรับปรุงใหม่ให้มีความ เหมาะสม
9. รายงานผลการดำเนินงานของมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐ
9.1 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติให้หน่วยงานราชการลดใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ โดยมีมาตรการประหยัดพลังงานภาครัฐที่สรุปได้ดังนี้
1) มาตรการระยะสั้น ให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงาน ก.พ.ร. ร่วมกันดำเนินการให้มาตรการประหยัดพลังงานเป็นตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) ในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการ โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2555 กำหนดเป้าหมายลดใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงลงอย่างน้อย 10%
2) มาตรการระยะยาว ให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง เร่งปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานไม่ให้เกิน "ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงาน" ภายในปีงบประมาณ พ.ศ. 2556 และให้กระทรวงพลังงานและสำนักงบประมาณ ร่วมกันจัดทำข้อกำหนดและเงื่อนไขเพื่อให้หน่วยงานราชการสามารถจัดซื้อ อุปกรณ์เครื่องใช้ไฟฟ้าหรือยานพาหนะใหม่มาใช้ทดแทนของเดิมที่มีอายุการใช้ งานมานาน เสื่อมสภาพ และสิ้นเปลืองพลังงาน รวมถึงการจัดการอุปกรณ์เครื่องใช้ไฟฟ้าหรือยานพาหนะเดิม เพื่อมิให้มีการนำไปใช้ในที่อื่น
9.2 การดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี ตามมาตรการระยะสั้น โดยการกำหนดเป็นตัวชี้วัด สนพ. ร่วมกับสำนักงาน ก.พ.ร. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเรียบร้อยแล้ว โดยตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ได้รับการบรรจุเพิ่มเติมในกรอบประเมินผลการปฏิบัติราชการประจำปีงบประมาณ พ.ศ.2555 อยู่ใน "มิติที่ 3 ด้านประสิทธิภาพของการปฏิบัติราชการ" และมีหนังสือแจ้งให้ทุกหน่วยงานทราบเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2555 อีกทั้งเมื่อเดือนพฤษภาคม 2555 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุม "รวมพลังราชการไทย ลดการใช้พลังงาน" เพื่อให้ทุกหน่วยงานของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ได้รับทราบและเข้าใจเจตนาของรัฐบาลที่กำหนดมาตรการลดใช้พลังงานในภาครัฐ และเดือนพฤษภาคม-มิถุนายน 2555 ผู้ว่าราชการจังหวัด 76 จังหวัด ได้ให้พลังงานจังหวัดจัดประชุมหน่วยงานต่างๆ ที่ตั้งอยู่ในส่วนภูมิภาค เพื่อรับทราบมติคณะรัฐมนตรีโดยทั่วถึงและเข้าใจในวิธีปฏิบัติตามมาตรการลด ใช้พลังงานในภาครัฐ นอกจากนั้นระหว่างเดือนพฤษภาคม-กันยายน 2555 กระทรวงพลังงานได้ให้พลังงานจังหวัดทั้ง 76 จังหวัด ทำหน้าที่เป็นที่ปรึกษาให้กับหน่วยงานต่างๆ ในพื้นที่ที่รับผิดชอบ ตลอดจนเข้าไปตรวจสอบการใช้พลังงานให้หน่วยงานที่มีสถิติอัตราการใช้พลังงาน เพิ่มสูงขึ้น จำนวนอย่างน้อย 10 หน่วยงานในแต่ละจังหวัดเพื่อจะได้เร่งตรวจสอบแล้วดำเนินการแก้ไขปรับปรุง เพื่อลดการใช้พลังงานต่างๆ โดยเร็ว
สรุปผลการใช้พลังงานของหน่วยงาน โดยปริมาณการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วง 11 เดือน (ตุลาคม-สิงหาคม) ของปีงบประมาณ 2554 เปรียบเทียบกับปีงบประมาณ 2555 สรุปผลได้ดังนี้ 1) ด้านไฟฟ้า ปริมาณการใช้ในปี 2555 (รวม 970,056,932 หน่วย) เพิ่มขึ้นจากปี 2554 (รวม 935,845,714 หน่วย) เท่ากับ 34,211,218 หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.66 2) ด้านน้ำมัน ปริมาณการใช้ในปี 2555 (รวม 100,012,932 ลิตร) ลดลงจากปี 2554 (รวม 116,977,828 ลิตร) เท่ากับ 16,964,896 ลิตร หรือลดลงร้อยละ 14.50 ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำรายละเอียดเกณฑ์ประเมินผลตัวชี้วัด "ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน" ของส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา ประจำปีงบประมาณ พ.ศ.2556 เสนอให้ สำนักงาน ก.พ.ร. พิจารณาบรรจุในกรอบประเมินผลปีงบประมาณถัดไปเรียบร้อยแล้ว
9.3 การดำเนินงานตามมาตรการระยะยาว
1) การปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน "อาคารของรัฐที่เป็นอาคารควบคุม" กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ปัญหาข้อจำกัดด้านงบประมาณที่จะต้องจัดหามา เพื่อการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงให้กับ "อาคารของรัฐที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุม" ประมาณ 800 แห่ง ที่คาดว่าจะใช้งบประมาณสูงถึง 6,300 ล้านบาท โดยการนำลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) เข้ามาใช้ ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ร่วมมือกับ ESCO ที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งเป็นผู้เรียกเก็บค่าไฟฟ้าจากอาคารควบคุมภาครัฐ โดย ESCO ที่จะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจร และเมื่อ ESCO ของ กฟน. และ กฟภ. ปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูงให้กับอาคารของรัฐอาคารใด แล้ว จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่สามารถลดลงได้มาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงาน และค่าลงทุนซื้ออุปกรณ์ โดยอาคารควบคุมภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม ทั้งนี้ พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงาน โดยจัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัย 2 แห่ง คือ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) และมหาวิทยาลัย เชียงใหม่ ทั้งนี้ เนื่องจากมหาวิทยาลัยมีเงินนอกงบประมาณที่สามารถเปลี่ยนแปลงรายจ่ายค่าไฟฟ้า (หมวดค่าสาธารณูปโภค) เป็นรายจ่ายในการลงทุน ซึ่งจะเป็นเงินที่คืนให้กับ กฟภ. สำหรับเงินลงทุนปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ที่ใช้พลังงานประสิทธิภาพสูง นอกจากนี้ พพ. กำลังประสานกับกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้า (หมวดค่าสาธารณูปโภค) ที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้ ซึ่งหากสามารถจัดทำแนวทางได้เรียบร้อยแล้ว พพ. จะเร่งดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน อาคารของรัฐที่เป็นอาคารควบคุมที่มีอยู่ประมาณ 800 แห่ง และคาดว่าจะเกิดการประหยัดพลังงานได้ไม่น้อยกว่า 75 ktoe/ปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาท/ปี
2) การจัดซื้อจัดหาของใหม่มาใช้ทดแทนของเดิมที่มีอายุการใช้งานนาน สนพ. อยู่ระหว่างศึกษาจัดทำแนวทางจัดการอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ไฟฟ้าและ น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอายุการใช้งานมานาน เสื่อมสภาพ หรือชำรุด โดยเลือกจากเครื่องใช้ที่มีอยู่มากในแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ เครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วนขนาด 20,000-60,000 บีทียู เครื่องถ่ายเอกสารขนาด 115 วัตต์ เครื่องคอมพิวเตอร์และจอ LCD 14 นิ้ว เครื่องพิมพ์แบบ Inkjet และ Laser และยานพาหนะประเภทรถตู้ โดย สนพ. กำลังรวบรวมข้อมูลการจัดการของเสียทางอิเล็กทรอนิกส์ที่มีอยู่ในปัจจุบัน ทั้งในและต่างประเทศ และสรุปผลการศึกษาประมาณเดือนธันวาคม 2555 ตลอดจนจัดทำเป็นข้อมูลหารือกับสำนักงบประมาณเพื่อพิจารณาในการปฏิบัติตามมติ คณะรัฐมนตรีเรื่องการกำหนดเงื่อนไขจัดซื้ออุปกรณ์ที่เกี่ยวข้องกับการใช้ ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงทดแทนของเดิม
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงมหาดไทย และกระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกันหารือเพื่อหาแนวทางในการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานชี วมวลและขยะให้เพิ่มมากขึ้น
กพช. ครั้งที่ 142 - วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2555 (ครั้งที่ 142)
วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2555 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
3.แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ
4.หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
5.พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ
6.ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) เพื่อความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้าในอนาคต กระตุ้นการลงทุนด้านพลังงาน สร้างความเชื่อมั่นให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า รวมทั้งให้เห็นภาพการสนองตอบนโยบายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคการ ผลิตไฟฟ้า โดยมุ่งเน้นความมั่นคงของกำลังการผลิตไฟฟ้าควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวด ล้อม การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อน ร่วม (Cogeneration)
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแผนแก้ไขปัญหาระยะสั้น (ปี 2554 - 2562) เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงกว่าที่พยากรณ์ไว้ตามแผน PDP 2010 และมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งปัญหาความล่าช้าของโรงไฟฟ้าเอกชน (IPP) จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ดังนี้ (1) เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. (2) ปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) และ (3) เร่งโครงการโรงไฟฟ้าวังน้อยหน่วยที่ 4 (800 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าจะนะ หน่วยที่ 2 (800 เมกะวัตต์) ของ กฟผ. ให้แล้วเสร็จเร็วขึ้นจากแผนเดิมอีก 3 เดือน
3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 โดยเห็นชอบแผนการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี เพื่อทบทวนมาตรการด้านความปลอดภัยภายหลังเกิดอุบัติเหตุในโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ฟุกุชิมา จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553- 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ดังนี้ (1) ปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี ทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวม 4 โรง และเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิงเข้ามาทดแทนตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 และ (2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ไปปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานเพื่อ รองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นให้เหมาะสมต่อไป
4. เหตุผลในการปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
4.1 เมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายการดำเนินการพัฒนาประเทศ ซึ่งจะส่งผลต่อทิศทางนโยบายเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในอนาคต กระทรวงพลังงานจึงเห็นความจำเป็นที่จะต้องปรับปรุงแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการไฟฟ้าที่คาดว่าจะเพิ่มขึ้นตามแผนบริหาร ราชการแผ่นดินฉบับใหม่ของรัฐบาล ซึ่งมีโครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหลายโครงการ และเพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล ในด้านการส่งเสริมและผลักดันให้อุตสาหกรรมพลังงานสามารถสร้างรายได้ให้ ประเทศ เพิ่มการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานและพัฒนาให้เป็นศูนย์กลางธุรกิจ พลังงานของภูมิภาค สร้างเสริมความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งให้มีการกระจายแหล่งและประเภทพลังงานใหม่ให้มีความหลากหลาย การส่งเสริมการผลิต การใช้ และพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี รวมทั้ง ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี
4.2 ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (Alternative Energy Development Plan: AEDP 2012 - 2021) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) (Energy Efficiency Development Plan : EE 20 ปี) ซึ่งคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 มีมติเห็นชอบ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 โดย (1) ให้นำพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกมาทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล และการนำเข้าน้ำมันอย่างยั่งยืนในอนาคต โดยแผน AEDP ได้ตั้งเป้า หมายเพิ่มสัดส่วนทดแทนพลังงานไฟฟ้า จากเดิม 6% เป็น 10% และ (2) ให้ความสำคัญกับอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า โดยแผน EE 20 ปี ได้ตั้งเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานไฟฟ้า จำนวน 96,653 กิกะวัตต์-ชั่วโมง ในปี 2573
4.3 การลดผลกระทบจากภาวะโลกร้อน โดยให้มีการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในประเทศ การรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ และการกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม กำหนดนโยบายให้คงสัดส่วนปริมาณ CO2 Emission ไม่เกิน 0.386 kgCO2/kWh ที่กำหนดไว้เดิมตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2
5. แนวทางการดำเนินการและสมมติฐานในการจัดทำ
5.1 จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดย (1) ใช้ค่า GDP และ GRP ของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 ซึ่งได้ประมาณการความต้องการไฟฟ้าใหม่ตามแผนการกระตุ้นเศรษฐกิจตามนโยบาย รัฐบาล และผลกระทบจากอุทกภัยที่เกิดขึ้น (2) วิธีการประมาณการณ์ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า โดยใช้แบบจำลอง End Use Model (ศึกษาจากพฤติกรรมการใช้ การขยายตัวของครัวเรือน และประสิทธิภาพของอุปกรณ์ไฟฟ้า) การกำหนดเป้าหมายการประหยัดพลังงานตามแผน EE 20 ปี การพยากรณ์พลังไฟฟ้าสูงสุดโดยใช้ Load Profile ของปี 2550 และคำนึงถึงการใช้รถยนต์ไฟฟ้าในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ซึ่งเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า มีมติเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ ดังนี้ (1) ค่า GDP ชุดวันที่ 29 พฤศจิกายน 2554 (พิจารณาผลกระทบจากอุทกภัยแล้ว)
| ปี | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 |
| GDP | 1.5 | 5.0 | 5.1 | 5.7 | 6.0 | 5.1 | 4.7 | 4.1 | 4.2 | 4.3 | 4.2 | 4.2 | 4.0 | 4.0 | 4.0 | 4.0 | 3.9 | 3.9 | 3.8 | 3.8 |
(2) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าตามมติคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2555 แบ่งเป็น กรณี Base ที่ 40% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 40%) กรณี Low ที่ 60% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 60%) และกรณี High ที่ 20% ของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (EE 20%)
5.2 สมมติฐานในการจัดทำ แบ่งเป็น 3 ด้าน ดังนี้
5.2.1 ด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยเลือกใช้กรณีค่าพยากรณ์ EE 20% ด้วยพิจารณาความมั่นคงระบบไฟฟ้าเป็นสำคัญ เนื่องจากเป้าหมายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ยังไม่มีแผนปฏิบัติการและแผนการติดตามประเมินผลอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจนรอง รับ ซึ่งอาจจะส่งผลต่อความแม่นยำของค่าพยากรณ์ในระยะยาวได้
5.2.2 ด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย ดังนี้ (1) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) (2) การจัดหาไฟฟ้าในอนาคต ได้แก่ การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยภายในปี 2573 ประเทศจะมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของพลังงานไฟฟ้าทั้งหมด ปี 2555-2564 จะพิจารณาปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามกรอบแผน AEDP ปี 2565-2573 จะขยายปริมาณพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้งนำกำลังผลิตไฟฟ้าของ VSPP และ SPP ที่ยื่นเสนอขายจริง มีความพร้อม และกำลังผลิตตามโครงการพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. มาประกอบการพิจารณา (3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ลดสัดส่วนจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 จากไม่เกินร้อยละ 10 ลงเหลือไม่เกินร้อยละ 5 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยเลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ออกไปอีก 3 ปี จากปี 2566 เป็นปี 2569 เพื่อเตรียมความพร้อมด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์ และสร้างการยอมรับจากประชาชน(4) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน พิจารณาความจำเป็นด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ การยอมรับของประชาชนและเป้าหมายการลด CO2 และ (5) กำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศไม่เกิน 15% ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ โดยบรรจุโครงการที่มีการลงนามข้อตกลงรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว เข้าไว้ในแผน
5.2.3 ด้านการพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ได้กำหนดเพิ่มเติมจากแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) เพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับกับแผน AEDP (พ.ศ. 2555-2564) และในปี 2565-2573 ขยายเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพของเชื้อ เพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น (2) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้มีปริมาณ SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นในช่วงปลายแผนตามความต้องการใช้ไฟฟ้า และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ (3) พิจารณาผลประหยัดพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน EE ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (4) ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้า เพื่อวางแผนการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากภาคพลังงานต่อไป โดยกำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าไม่สูงกว่าแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (0.386 kgCO2/kWh) ที่ใช้ในปัจจุบัน
6. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
6.1 การพยากรณ์ความต้องการการใช้พลังงาน ในช่วง ปี 2555-2573 สรุปได้ดังนี้
| ปี ค.ศ. (พ.ศ.) | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 กรณี High20%EE |
เปลี่ยนแปลง (%) |
|||
| Energy (GWh) | Peak (MW) | Energy (GWh) | Peak (MW) | Energy (GWh) | Peak (MW) | |
| 2012 (2555) | 177,584 | 27,367 | 175,089 | 26,355 | -1.4% | -3.7% |
| 2020 (2563) | 250,210 | 38,320 | 246,164 | 37,326 | -1.6% | -2.6% |
| 2030 (2573) | 367,264 | 55,750 | 346,767 | 52,256 | -5.6% | -6.3% |
6.2 กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2555-2573 เพิ่มขึ้น 55,130 เมกะวัตต์ เมื่อสิ้นสุดแผนในปี 2573
(หน่วย: เมกะวัตต์)
| PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 | |
| กำลังผลิตไฟฟ้า ณ ธันวาคม 2554 | 32,744 | 32,395 |
| กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วงปี 2555-2573 | 53,874 | 55,130 |
| กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบ ในช่วงปี 2555-2573 | -17,061 | -16,839 |
| รวมกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งสิ้นถึงปี 2573 | 69,557 | 70,686 |
6.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2573 รวม 55,130 เมกะวัตต์ แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า
(หน่วย : เมกะวัตต์)
| ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 |
| โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำใน/ต่างประเทศ 5,804MW) | 13,573 | 14,580 |
| โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration | 8,319 | 6,476 |
| โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) | 18,400 | 25,451 |
| โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน 5,873 MW/นิวเคลียร์ 2,000MW) | 13,581 | 8,623 |
| รวม | 53,873 | 55,130 |
6.4 เปรียบเทียบผลการจัดหาพลังงานไฟฟ้าปี 2573 ตามแผน PDP
| ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 Rev.2 | PDP 2010 Rev.3 |
| ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (%) | 16.0% | 16.2% |
| CO2 Emission (kg/kWh) | 0.386 | 0.385 |
| สัดส่วนกำลังผลิตตามประเภทโรงไฟฟ้า | ||
| - พลังงานหมุนเวียน (รวมพลังน้ำใน/ต่างประเทศ 8.2%) | 27% | 29% |
| - ระบบ Cogeneration | 12% | 10% |
| - พลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ) | 35% | 44% |
| - พลังความร้อน (ถ่านหิน 12.5%/ นิวเคลียร์ 2.8%) | 26% | 17% |
| สัดส่วนโรงไฟฟ้าตามผู้ผลิต | ||
| - กฟผ. | 49% | 44% |
| - IPP | 14% | 21% |
| - SPP และ VSPP | 13% | 17% |
| - นำเข้าจากต่างประเทศ | 18% | 12% |
| - ไม่ระบุเจ้าของ | 6% | 6% |
| สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง | ||
| - ก๊าซธรรมชาติ | 47% | 58% |
| - พลังงานหมุนเวียน/ซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ (พลังน้ำต่างประเทศ 10%) | 31% | 18% |
| - ถ่านหินนำเข้า/ลิกไนต์ | 16% | 19% |
| - นิวเคลียร์ | 6% | 5% |
7. เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ได้มีมติ (1) เห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ที่ร้อยละ 20 (EE 20%) ของแผน EE 20 ปี (2) เห็นชอบร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555-2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3) และ (3) เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปดำเนินการจัดสัมมนาการรับฟังความคิดเห็นร่าง PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้จัดสัมมนาระดมความคิดเห็น "การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)" ที่กรุงเทพฯ มีผู้เข้าร่วมสัมมนารวม 252 คน ประกอบด้วย หน่วยงานราชการ/รัฐวิสาหกิจนักวิชาการ/ผู้ทรงคุณวุฒิ/องค์กร/NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไป ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2555 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาความเห็นและข้อเสนอแนะจากการจัดสัมมนาระดมความคิดเห็นเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2555 และมีมติเห็นชอบให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ เสนอ กพช. เพื่อประกอบการพิจารณาแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3
8. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
8.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ในปี 2559 ให้ทันตามที่ระบุในแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 3 เห็นควรเร่งจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติทดแทนโรงไฟฟ้าขนอม (ขนาด 748 เมกะวัตต์) ที่มีกำหนดปลดในปี 2559 และจำเป็นต้องมีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ใกล้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมเพื่อรองรับ ก๊าซธรรมชาติที่ได้จากการผลิตก๊าซ LPG ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2555 บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ภาคใต้ขนาดกำลังผลิตประมาณ 900 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าในปี 2559 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าขนอมของบริษัท EGCO ที่จะหมดอายุสัญญาลงในปีเดียวกัน เนื่องจาก (1) พื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมมีศักยภาพสูงที่จะใช้เป็นพื้นที่สำหรับพัฒนาโรงไฟฟ้า ใหม่ประเภทพลังความร้อนร่วม (Combined Cycle Power Plant) ด้วยมีพื้นที่ว่างและมีระบบโครงสร้างพื้นฐานพร้อม (ระบบสายส่งไฟฟ้าแรงสูงระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและการพัฒนาแหล่งน้ำดิบ) (2) โรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นมาทดแทน ได้รับการอนุมัติการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ แล้ว (3) โรงไฟฟ้าขนอมปัจจุบันได้รับการยอมรับจากคนในพื้นที่เป็นอย่างดีตลอดเวลา 16 ปี และ (4) การมีโรงไฟฟ้าใหม่ในที่เดิมจะช่วยเสริมให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติขนอมที่เป็น แหล่งผลิต LPG แห่งเดียวของภาคใต้สามารถผลิต LPG ได้อย่างต่อเนื่อง ลดการชดเชยการนำเข้า LPG จากต่างประเทศประมาณปีละ 6,000 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าควรพิจารณาข้อเสนอของบริษัท EGCO เนื่องจากมีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน พื้นที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า และมีสัมพันธ์ที่ดีกับชุมชนรอบโรงไฟฟ้าซึ่งจะเป็นการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ โรงไฟฟ้าเดิมที่มีอยู่แล้ว
8.2 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (IPP) ในช่วงปี 2564-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า และการออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า IPP รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าเอกชนในปี 2550 โดยใช้วิธีเปิดประมูลแข่งขัน (Bidding) (2) การจัดสรรปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าให้ใช้ประมาณการความต้องการกำลังการผลิต ไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 ที่เข้าระบบตั้งแต่ปี 2564 - 2573 รวมประมาณ 5,400 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีตามความเหมาะสม กับความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ (3) เงื่อนไขและลักษณะโครงการประกอบด้วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Base load หรือผลิตไฟฟ้าตามที่ กฟผ. สั่งการ ให้ผู้ยื่นข้อเสนอใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและเสนอสถาน ที่ตั้งโรงไฟฟ้าในประเทศไทย ทั้งนี้ ผู้ผลิตไฟฟ้าต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (4) กำหนดคุณสมบัติของ IPP โดยต้องมีประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้า มีฐานะทางการเงินมั่นคง สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนินการในเงื่อนไขที่ดีได้ ไม่อนุญาตให้รัฐวิสาหกิจเข้าร่วมการยื่นข้อเสนอโดยตรง หรือร่วมกับบริษัทอื่นที่ยื่นข้อเสนอ และบริษัทหรือกลุ่มบริษัทใดๆ ที่รัฐวิสาหกิจถือหุ้นโดยตรงหรือโดยอ้อมจะสามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เมื่อสัดส่วนการถือหุ้นและ/หรือการควบคุมโดยรัฐวิสาหกิจในบริษัท/กลุ่ม บริษัทนั้นไม่เกินร้อยละ 50 และข้อจำกัดข้างต้น ให้มีผลทางปฏิบัติตั้งแต่วันยื่นประมูลจนหมดวันสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (5) อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งเป็น ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) เป็นค่าพลังไฟฟ้าที่ครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา และค่าอะไหล่ ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริงตามที่โรงไฟฟ้าใช้และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปร ในการผลิตและการบำรุงรักษา และ (6) มอบให้ กกพ. ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอ รวมทั้งเสนอผลการเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป
8.3 การเปิดประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรอบใหม่ (SPP Cogeneration) ในช่วงปี 2563-2573 ตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 เห็นควรให้ กกพ. รับไปออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวน รวมทั้งการกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เป็นธรรมกับทุกฝ่าย ภายใต้กรอบแนวทาง ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration รอบใหม่ ให้ใช้การออกประกาศเชิญชวนเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้า SPP Cogeneration ในปี 2552 (2) เห็นควรกำหนดเป้าหมายพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ปริมาณ 1,350 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ (3) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพและจูงใจให้มีการ ผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติในการผลิตไฟฟ้า ให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด (5) ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้งประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน และ (6) ให้กระทรวงพลังงานเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซธรรมชาติโดยผู้ผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2555 - 2573 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 (PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3)
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน ดำเนินการให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่โรงไฟฟ้าขนอมตามที่บริษัท EGCO เสนอ และพิจารณาวางกรอบการเจรจารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึง (1) ระยะเวลาการดำเนินโครงการ (2) ราคาค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรมจากที่สามารถประหยัดได้จากการใช้ประโยชน์ จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้าและท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและความพร้อมด้านมวลชนสัมพันธ์และการยอมรับของประชาชนรอบ พื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งพิจารณากรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และ SPP รอบใหม่ (ตามข้อ 8.2 และข้อ 8.3) ให้เป็นไปอย่างเหมาะสมและสอดคล้องกับระยะเวลาตามแผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการออกระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและออกประกาศเชิญชวนต่อไป รวมทั้งเสนอผลเจรจาและผลการคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอ
4. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำร่างแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ แผน PDP 2010 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 3 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (948 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (597 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 มิถุนายน 2558 และตุลาคม 2562 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (289 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2561 ตามลำดับ
2. กพช. และคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบ Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้วเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน และวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 ตามลำดับ ต่อมาเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2553 ได้มีการลงนามใน Tariff MOU ระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ รวมทั้งได้มีการลงนามกำกับร่าง PPA (Initial) ตามความเห็นของอัยการสูงสุดเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2555 แล้ว
3. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย จะใช้เงื่อนไขแบบเดียวกับร่างโครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่ ซึ่งมีพื้นฐานจากร่าง PPA ฉบับ Initial เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นต้นแบบ และได้นำความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ที่มีต่อร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 มาปรับแก้ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2555 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้านได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้ว
4. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท SK Engineering & Construction จำกัด (SKEC) (26%) บริษัท Korea Western Power จำกัด (KOWEPO) (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (24%) โครงการตั้งอยู่ในแขวงจำปาสัก ตอนใต้ของ สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นชนิดมีอ่างกักเก็บน้ำ โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ (3 x 130 เมกะวัตต์) กำลังผลิต ณ จุดส่งมอบ 354 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,575 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,552 ล้านหน่วย และ Secondary Energy 23 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าในฝั่ง สปป. ลาว จากโครงการ ถึง สฟ. ปากเซ (สปป. ลาว) ขนาด 230 กิโลโวลท์ ระยะทาง 110 กิโลเมตร สฟ. จากปากเซ ถึง ชายแดนไทย - สปป. ลาว ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 60 กิโลเมตร และในฝั่งไทย จากชายแดนไทย - สปป. ลาว ถึง สฟ. อุบลราชธานี 3 ขนาด 500 กิโลโวลท์ ระยะทาง 75 กิโลเมตร
5. สรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.1 คู่สัญญา คือ กฟผ. และ Xe-Pian Xe-Namnoy Power Company Limited (PNPC : ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) อายุสัญญา 27 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา และ Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2555 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
5.2 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้บุคคลที่สาม ยกเว้น (1) รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (2) ส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.ปากเซ และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.ปากเซ ร่วมกัน และ (3) ส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
5.3 อัตรารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว (1) ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ระหว่าง Unit Operation Period เท่ากับ 2.7806 US¢ + 0.9176 บาทต่อหน่วย (กฟผ. รับซื้อจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) และ (3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป Primary Energy (PE) เท่ากับ 3.7075 US¢ + 1.2235 บาทต่อหน่วย Secondary Energy (SE) เท่ากับ 1.4682 บาทต่อหน่วย และ Excess Energy (EE) เท่ากับ 1.3459 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
5.4 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ ทั้งนี้ สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
6. เงื่อนไขสำคัญที่ร่าง PPA โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย แตกต่างจากร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ฉบับใหม่
6.1 ประเด็น Definition ของ "Debt" และ "Repayment Schedule" โดยปรับปรุงคำจำกัดความของคำว่า "Debt" และ "Repayment Schedule" ให้รวมค่าก่อสร้างในการยกระดับแรงดัน (upgrade) สฟ.ปากเซ จาก 230 kV เป็น 500 kV เหตุผล คือ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ส่งไฟฟ้าผ่าน สฟ.ปากเซ ซึ่งในระยะแรกที่มีเพียงโครงการเดียวจะจ่ายไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV แต่เมื่อมีโครงการใหม่เข้ามาใช้งานเพิ่มขึ้น (Third Party Projects) Generator มีหน้าที่ยกระดับแรงดันเป็น 500 kV ซึ่งค่าก่อสร้างดังกล่าวถือเป็นส่วนหนึ่งของ Debt
6.2 ประเด็นการให้ความเห็นชอบของ สปป. ลาว โดย (1) เพิ่มเงื่อนไขให้ Generator นำส่งมติของ National Assembly Standing Committee (NASC) ซึ่งมีสาระสำคัญว่า (1) NASC เห็นชอบ Concession Agreement (CA), แบบฟอร์ม GOL Undertaking และการออก GOL Undertaking ให้ กฟผ. โดยรัฐบาล สปป. ลาว (2) NASC ยกเว้นบางเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking ไม่ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย สปป. ลาว โดย Generator ต้องนำส่งมติดังกล่าวให้ กฟผ. ภายใน 180 วัน นับจากวันลงนามสัญญา เหตุผล เพื่อเป็นหลักฐานยืนยันแก่ กฟผ. ว่า NASC ได้มีมติเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว และ (2) เพิ่มเงื่อนไขว่า กรณีที่ National Assembly (NA) ไม่รับรองมติของ NASC ข้างต้นหรือกลับคำรับรองมติของ NASC ดังกล่าวในภายหลัง หรือ NASC กลับหรือยกเลิกมติที่ได้ออกมาแล้วให้ถือว่าเป็น Lao Change-in-Law เหตุผล NA จะมีการประชุมปีละ 2 ครั้ง นอกสมัยประชุม NASC จะปฏิบัติหน้าที่แทน และรายงานต่อ NA เพื่อรับทราบ และ/หรือรับรองมติของ NASC ในภายหลัง ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2553 สปป. ลาว ได้ออกกฎหมายใหม่ซึ่งให้อำนาจ NA ยกเลิกมติของ NASC ได้ ดังนั้น เพื่อลดความเสี่ยงและผลกระทบของ กฟผ. จากการที่ NA หรือ NASC ยกเลิกมติของ NASC ที่เกี่ยวกับ CA และ PPA กฟผ. จึงได้เจรจาขอเพิ่มเงื่อนไขให้กรณีดังกล่าวเป็น Lao Change-in-Law
6.3 ประเด็นการรับประกันของ Generator โดยปรับปรุงเงื่อนไขให้ Generator รับประกันแก่ กฟผ. ว่า Generator จะตรวจสอบว่ามีกฎหมาย สปป. ลาว ฉบับใดบ้างที่ไม่สอดคล้องหรือเป็นอุปสรรคต่อการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA ของคู่สัญญา และ Generator จะนำรายชื่อกฎหมายนั้นมาบรรจุไว้ใน CA เพื่อกำหนดให้เป็นกฎหมาย สปป. ลาว ที่ได้รับการยกเว้นให้ไม่ต้องปฏิบัติตาม ในกรณีที่ Generator ผิดเงื่อนไขการรับประกันในข้อนี้ กฟผ. จะได้รับการบรรเทาความเสียหาย ตามที่กำหนดไว้ในสัญญา เหตุผล เพื่อให้มั่นใจว่า Generator ได้ตรวจสอบกฎหมาย สปป. ลาว ที่เกี่ยวข้องกับการปฏิบัติตามเงื่อนไขใน CA, PPA และ GOL Undertaking อย่างถี่ถ้วนแล้ว และนำเสนอ NA หรือ NASC เพื่อขอยกเว้นการปฏิบัติตามกฎหมายเหล่านั้น ซึ่งหาก Generator ไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขนี้ Generator จะต้องรับผิดชอบผลกระทบที่เกิดแก่ กฟผ.
6.4 ประเด็นการใช้สถานีไฟฟ้าและระบบส่งเชื่อมโยงฝั่งลาวร่วมกัน ได้แก่ (1) ปรับปรุงเงื่อนไขให้สอดคล้องกับการที่โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย เป็นโครงการแรกที่ใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงจาก สฟ. ปากเซ มายังจุดรับซื้อไฟฟ้าชายแดนไทย- สปป. ลาว เหตุผล โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยเป็นโครงการแรกที่ใช้งานระบบส่งดังกล่าว จึงต้องมีหน้าที่ในการก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา ที่แตกต่างจากโครงการน้ำงึม 3 ซึ่งจะเข้าใช้งาน สฟ. นาบง ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 และ (2) เพิ่มเงื่อนไขเพื่อให้โครงการใหม่สามารถเข้ามาใช้ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาวร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยได้ เหตุผล เพื่อมิให้เกิดปัญหาเช่นเดียวกับกรณี สฟ. นาบง จึงมีข้อสัญญาให้โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ต้องยินยอมให้โครงการใหม่สามารถเข้าใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ได้ โดยให้มีการเจรจาจัดทำข้อตกลงเกี่ยวกับการใช้งานร่วมกันและการแบ่งค่าใช้ จ่ายระหว่างโครงการ ซึ่งจะเป็นเอกสารแนบของ CA
6.5 ประเด็นรัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ Generator Subsystems โดยตัดเงื่อนไขเกี่ยวกับการที่รัฐบาล สปป. ลาว เป็นเจ้าของ ก่อสร้าง ปฏิบัติการ และบำรุงรักษา Generator Subsystems ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน เช่น ระบบส่งเชื่อมโยง ระบบสื่อสาร ระบบป้องกัน และ SCADA เป็นต้น เหตุผล เนื่องจากขณะนี้ยังไม่มีข้อสรุปจากรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับการเข้าเป็นเจ้าของ สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว จึงกำหนดให้หน้าที่ดังกล่าวเป็นของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
6.6 ประเด็นการเข้าเป็น O&M Contractor ของ กฟผ. โดยตัดเงื่อนไขที่กำหนดว่า ในกรณีที่ กฟผ. เข้าเป็น O&M Contractor ให้แก่สถานีไฟฟ้า และ/หรือ ระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ซึ่งหลายโครงการใช้งานร่วมกัน กฟผ. จะยกเว้นค่าปรับให้แก่ Generator หากเกิด Outages ขึ้นในระบบส่งดังกล่าว โดย Outages นั้นต้องมิได้มีสาเหตุจาก Generator เหตุผล เนื่องจากยังไม่มีโครงการอื่นเข้ามาใช้งาน สฟ. ปากเซ และระบบส่งเชื่อมโยงฝั่ง สปป. ลาว ร่วมกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย หากมีโครงการใหม่เข้ามาอาจหาทางเลือกอื่นในการแก้ปัญหาต่อไป
6.7 ประเด็น Generator EdL-System โดยเพิ่มเงื่อนไขที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าจากโครงการฯ ให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Electricite du Laos : EdL) เหตุผล เนื่องจากโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL ภายใต้สัญญา EdL Power Purchase Agreement แต่โครงการน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เท่านั้น (ซึ่งโครงการอื่นๆ ของ สปป. ลาว ยกเว้นโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ขายไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้ EdL เหมือนกับโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย)
7. การขอปรับกำหนด Milestone Date จากที่ต้องใช้เวลาในการขออนุมัติร่าง PPA ปัจจุบันได้ขยายอายุ MOU ออกไปอีก 4 เดือน จนถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2555 ซึ่งหากลงนาม PPA ในวันที่ 15 สิงหาคม 2555 จะทำให้กำหนด SCOD เลื่อนออกไปเป็นวันที่ 15 สิงหาคม 2561 โดยก่อนหน้า SCOD จะต้องเริ่มมีการกักเก็บน้ำ 6-7 เดือนล่วงหน้าคือเดือนมกราคมถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561 ซึ่งจะทำให้การกักเก็บน้ำบางส่วนไปอยู่ในช่วงฤดูแล้ง ส่งผลให้ระดับน้ำในช่วงทดสอบโรงไฟฟ้าอาจไม่เพียงพอ ดังนั้น เพื่อลดอุปสรรคข้างต้นเมื่อใกล้จะลงนาม PPA หากเกิดความไม่สอดคล้องกับการกักเก็บน้ำเพื่อทดสอบโรงไฟฟ้า อาจพิจารณาให้สามารถปรับกำหนด Milestone Date ให้เหมาะสม โดยไม่ให้กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
2. มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยกับผู้พัฒนาโครงการต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนที่จะลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้เหมาะสมกับช่วงเวลาในการกักเก็บน้ำและการทดสอบโรงไฟฟ้า รวมถึงการแก้ไขร่างสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯและ/หรือเงื่อนไขสำคัญ ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขโดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
3. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 3 แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันประเทศไทยต้องพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันดิบจากกลุ่มประเทศตะวันออกกลาง ประมาณ ร้อยละ 80 ของปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศ หากการจัดหาน้ำมันดิบจากประเทศดังกล่าวหยุดชะงัก จะเป็นผลทำให้ประเทศไทยเข้าสู่ภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งการขาดแคลนดังกล่าวจะส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ สังคม และความมั่นคงของประเทศอย่างมีนัยสำคัญและเป็นวงกว้าง และรัฐบาลได้แถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อรัฐสภา เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ภายใต้กรอบนโยบายเศรษฐกิจ และนโยบายความมั่นคงแห่งรัฐไว้ โดยข้อ 3.1.7 ได้กล่าวถึง การบริหารทรัพย์สินของประเทศที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์และความมั่นคงทาง เศรษฐกิจ รวมถึงการจัดตั้งกองทุนที่สามารถใช้ในการบริหารสินทรัพย์ของชาติให้เป็น ประโยชน์ เช่น กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองแห่งชาติ และข้อ 2.4 เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการเตรียมพร้อมแห่งชาติ โดยเน้นการบริหารวิกฤตการณ์เพื่อรับมือภัยคุกคามด้านต่างๆ รวมถึงให้ความสำคัญในการเตรียมพร้อมเพื่อเผชิญกับปัญหาความมั่นคงในรูปแบบ ใหม่ในทุกด้าน จึงเห็นควรให้มี "การจัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์" ขึ้นเพื่อ (1) ป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต (2) เป็นเครื่องมือของรัฐบาลสำหรับบริหารจัดการในภาวะวิกฤติที่เกิดจากการขาด แคลนน้ำมัน (3) สร้างความมั่นใจให้ประชาชนว่าจะมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอ ไม่ขาดแคลน ในระดับราคาที่เหมาะสม (4) สร้างความมั่นใจแก่นักลงทุนต่างประเทศว่าไทยมีปริมาณน้ำมันเพียงพอ สามารถบริหารจัดการ โดยไม่ทำให้การดำเนินธุรกิจต้องหยุดชะงักในภาวะวิกฤติ (5) ใช้เป็นเครื่องมือในการรักษาระดับราคาน้ำมันภายในประเทศให้มีเสถียรภาพ และ (6) ใช้เป็นเครื่องมือขยายความร่วมมือด้านพลังงานในกลุ่มประเทศอาเซียน และประเทศผู้ใช้รายใหญ่
2. การสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของต่างประเทศ โดยองค์การพลังงานระหว่างประเทศ (International Energy Agency : IEA) ส่วนใหญ่เป็นประเทศนำเข้าน้ำมัน ได้เห็นถึงความจำเป็นและผลกระทบหากเกิดการขาดแคลนน้ำมัน และความมั่นคงทางด้านพลังงานในอนาคต จึงได้จัดทำการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์เพื่อรองรับปัญหาการขาด แคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคต โดยกำหนดให้ประเทศสมาชิกต้องเก็บสำรองน้ำมันไม่น้อยกว่า 90 วันของปริมาณนำเข้าน้ำมันสุทธิ และเมื่อเกิดภาวะการขาดแคลนน้ำมันให้นำน้ำมันสำรองดังกล่าวมาใช้ควบคู่ไปกับ การควบคุมการใช้ หรือปรับเปลี่ยนไปใช้พลังงานอื่นทดแทน หรือปันส่วนน้ำมันคงเหลือที่มีอยู่ถ้ามีความจำเป็น โดยมีการสำรองน้ำมันฯ ใน 2 รูปแบบ คือ การสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) และการสำรองโดยภาครัฐ (Public Stock) โดยแต่ละประเทศกำหนดรูปแบบการบริหารจัดการภายในตามความเหมาะสม
3. แนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศเบื้องต้น จากผลการศึกษาของ Booz Allen Hamilton ซึ่งรัฐบาลญี่ปุ่นได้ว่าจ้างให้ศึกษาแผนแม่บทสำหรับการพัฒนาระบบการสำรอง น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในปี 2548 มีข้อสรุปว่า ประเทศไทยมีความเสี่ยงอย่างมากต่อการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงภายใต้รูปแบบ การดำเนินงานและโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ เพื่อหลีกเลี่ยงความเสียหายทางเศรษฐกิจและการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควรมีการลงทุนจัดตั้งการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ โดยจำนวนวันสำรองที่เหมาะสมคือ 80 วันของการนำเข้าสุทธิ แต่เนื่องจากสถานการณ์โลกที่มีความเสี่ยงมากขึ้นในหลายๆ ด้านและบริบทของประเทศที่มีการเปลี่ยนแปลงไป กระทรวงพลังงานเห็นว่า ประเทศไทยควรมีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ในเบื้องต้นประมาณ 90 วัน เท่ากับเกณฑ์มาตรฐานขั้นต่ำของประเทศสมาชิก IEA ที่เป็นประเทศผู้นำเข้าน้ำมัน โดยดำเนินการอย่างค่อยเป็นค่อยไปตามความพร้อมของประเทศและช่วงเวลาที่เหมาะ สม ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ควบคุมและรักษาระบบเศรษฐกิจภายในประเทศให้มีเสถียรภาพในภาวะวิกฤติ (2) เป้าหมาย เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศและการบริหารความเสี่ยง หากเกิดการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ประชาชนมีน้ำมันใช้อย่างเพียงพอในยามวิกฤติ และกำหนดเป้าหมายการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศประมาณ 90 วัน ของความต้องการใช้ภายในประเทศ ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ส่วน คือ ภาคเอกชน (Private Stock) และภาครัฐ (Public Stock)
3.1 ภาคเอกชน ประเทศไทยมีการสำรองโดยภาคเอกชน (Private Stock หรือ Industry Stock) โดยใช้พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 มาตรา 20 กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันต้องสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ทุกขณะ โดยให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจกำหนดอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้อง สำรองไม่เกินร้อยละ 30 ของปริมาณการค้าประจำปี ซึ่งปัจจุบันอัตราสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคเอกชนอยู่ที่ร้อยละ 5 โดยปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 6 ทำให้ประเทศไทยมีน้ำมันสำรองใช้ได้เพิ่มขึ้นจากประมาณ 36 วัน (ประมาณ 23.3 ล้านบาร์เรล) เป็นประมาณ 43 วันของความต้องการใช้ในประเทศ ทั้งนี้ เห็นควรให้เวลาภาคเอกชนสำหรับเตรียมการจัดหาน้ำมันและสถานที่สำหรับเก็บ สำรองตามอัตราใหม่ เพื่อมิให้เป็นภาระของผู้ค้าน้ำมันมากจนเกินไป จนไม่สามารถแข่งขันทางธุรกิจกับต่างชาติหรือเกิดความไม่เป็นธรรมทางการค้า ได้
3.2 ภาครัฐ โดยมีการจัดตั้งองค์กรขึ้นเพื่อกำกับดูแลและบริหารจัดการน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ รวมทั้งจัดหาแหล่งเงินทุน
มติของที่ประชุม
1. รับทราบเหตุผล ความจำเป็นและแนวทางการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ ในเบื้องต้น
2. เห็นชอบในหลักการให้มีการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดตั้งการ สำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศต่อไป
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดย กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้าและระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG รวมทั้งดำเนินการศึกษาผลตอบแทนในการลงทุน นำเสนอให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบขอบเขตการลงทุนดังนี้ (1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าเขาบ่อยาให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตันต่อเดือน (2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตันต่อเดือน (3) ขยายระบบคลังภูมิภาค ได้แก่ คลังก๊าซบางจาก คลังก๊าซขอนแก่น คลังก๊าซนครสวรรค์ คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี และคลังก๊าซสงขลา และ (4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา
2. ต่อมา สนพ. ได้หารือกับ ปตท. เพื่อศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ซึ่ง ปตท. ได้ศึกษาผลตอบแทนการลงทุน LPG Facitity โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1 ประมาณการเงินลงทุน เพื่อใช้ดำเนินการตามขอบเขตงานที่ได้รับความเห็นชอบรวม 48,599 ล้านบาท แบ่งการลงทุนออกเป็น 2 ระยะ ระยะที่ 1 20,954 ล้านบาท และระยะที่ 2 27,645 ล้านบาท
2.2 ผลตอบแทนการลงทุน
สมมติฐานที่ใช้ในการประเมินผลตอบแทนการลงทุนระยะที่ 1
| สมมติฐาน | รายละเอียด | |
| 1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและไม่ต่ำกว่าของประเทศ | |
| 2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง (ไม่รวมการลงทุนในหัวรถจักรและแม่แคร่) | |
| 3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | |
| 4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| 5. ปริมาณ LPG | ปริมาณคาดการณ์การใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงในประเทศ | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ Facility |
| 6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | |
| 7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | |
2.3 วิธีการคำนวณผลตอบแทนการลงทุน การเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนต่อหน่วย แบ่งเป็น ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge :Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc) โดยมีรายละเอียดดังนี้
| ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) | = | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ x ปริมาณคาดการณ์การใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงในประเทศ |
ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) คำนวณโดยใช้อัตราผลตอบแทนจากการลงทุน (IRR) มีค่าเท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน (WACC) ของ ปตท. ในช่วงก่อสร้าง
| ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) | = | ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร x ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ Facility |
ทั้งนี้ ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) คำนวณโดย ใช้ต้นทุนการดำเนินงานต่อหน่วย ที่เกิดขึ้นตามจริงของแต่ละ Facility
2.4 แนวทางการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน (1) ภาครัฐเป็นผู้เรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุนก่อสร้าง LPG Facility จากปริมาณการจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าโรงแยกก๊าซ คลังก๊าซปิโตรเลียม และโรงกลั่นน้ำมัน จากผู้ค้ามาตรา 7 แล้วนำมาจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้แก่ ปตท. เป็นรายเดือน ประกอบด้วย ผลตอบแทนส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และผลตอบแทนส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) และกำหนดให้มีการทบทวนสมมติฐานในการคำนวณอย่างน้อยทุก 3 ปี หรือหากมีการเปลี่ยนแปลงสมมติฐานจากแผนอย่างมีนัยสำคัญ (2) ภาครัฐต้องกำหนดให้มีหน่วยงานกลางที่สามารถทำนิติกรรมได้ เช่น สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อจัดทำข้อตกลง/สัญญา ในการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้กับ ปตท. (3) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการต่อสัญญาเช่าที่ดิน คลังก๊าซเขาบ่อยา และคลังก๊าซอื่นๆที่เกี่ยวข้อง เช่น ที่ดินของการท่าเรือแห่งประเทศไทย (4) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนในการใช้สิทธิในพื้นที่ดิน (Rights of Way) (5) ภาครัฐต้องให้การสนับสนุนให้ได้รับสิทธิประโยชน์การลงทุนตามสมมติฐานข้างต้น และ (6) เงื่อนไขการเรียกเก็บผลตอบแทนการลงทุน โดยให้ ปตท. สามารถหักผลตอบแทนการลงทุนจากเงินนำส่งให้ภาครัฐที่ราคาจำหน่าย LPG เป็นเชื้อเพลิงหน้าคลังได้ทันที และภาครัฐจะต้องจ่ายผลตอบแทนการลงทุนให้ ปตท. ภายใน 30 วัน นับจากวันที่มีการนำส่งเอกสาร ขอผลตอบแทนการลงทุนครบถ้วน
3. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility และการจ่ายผลตอบแทนระยะที่ 1 ดังนี้
3.1 หลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน
| องค์ประกอบ | เกณฑ์การคำนวณ | เหตุผล |
| 1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับอัตราดอกเบี้ยลูกค้าชั้นดี (MLR) ณ วันที่ ปตท. ลงทุน | MLR เป็นอัตราดอกเบี้ยขั้นต่ำที่ให้กู้สำหรับโครงการขนาดใหญ่ |
| 2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง (ไม่รวมการลงทุนในหัวรถจักรและแม่แคร่) |
เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
| 3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | เทียบกับอายุโครงการ LNG Terminal |
| 4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge : Tc)
|
|
|
| 5. ปริมาณ LPG | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละ คลัง | เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณการใช้งานจริงของแต่ละคลัง |
| 6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | เป็นวิธีการคิดตามหลักสากล |
| 7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
ทั้งนี้ เพื่อปรับให้สอดคล้องกับเงินลงทุนและสถานการณ์ปัจจุบันควรมีการทบทวนทุก 5 ปี หรือมีการเปลี่ยนแปลงการลงทุนอย่างมีนัยสำคัญ
3.2 การจ่ายผลตอบแทนการลงทุน เนื่องจากค่าตอบแทนการลงทุนก่อสร้างคลังก๊าซ LPG นำเข้าสามารถรวมในค่าใช้จ่ายของก๊าซ LPG นำเข้าได้ และในส่วนค่าตอบแทนการลงทุนสร้างคลังภูมิภาคและคลังจ่ายก๊าซก็สามารถชดเชย พร้อมกับการชดเชยค่าขนส่งก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ ซึ่งปัจจุบันรัฐได้ชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าและชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังภูมิภาคอยู่แล้ว โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปพิจารณาวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป
ทั้งนี้ โดย ปตท. ได้มีหนังสือด่วนที่สุด ลงวันที่ 7 มิถุนายน 2555 ถึง สนพ. เพื่อขอยืนยันผลตอบแทนการลงทุนใช้หลักเกณฑ์เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงิน ทุน (WACC) ของ ปตท. ซึ่งความต่างระหว่าง WACC กับ MLR อยู่ประมาณ 3%
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณผลตอบแทนการลงทุน LPG Facility ระยะที่ 1 ดังนี้
| องค์ประกอบ | เกณฑ์การคำนวณ | เหตุผล |
| 1. ผลตอบแทนการลงทุน | เท่ากับต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุนของ ปตท. (PTT WACC) และดำรงการจัดลำดับความน่าเชื่อถือให้เท่ากับปัจจุบันและไม่ต่ำกว่าของประเทศ | ปตท.ต้องดำเนินงานตามระบบบริหารจัดการเพื่อ สร้างมูลค่าเชิงเศรษฐศาสตร์ตามที่กระทรวงการคลังกำหนดให้รัฐวิสาหกิจต้อง ปฏิบัติตาม (ปี 2555) โดยมีเกณฑ์วัดกำหนดให้ ปตท.ต้องมีผลตอบแทนการลงทุนมากกว่าต้นทุนถัวเฉลี่ยของเงินทุน |
| 2. เงินลงทุนรวม | ตามที่จ่ายจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
| 3. ระยะเวลาโครงการ | 40 ปี นับตั้งแต่วันเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ | เทียบกับอายุโครงการ LNG Terminal |
| 4. ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน | ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge : Td) |
|
|
|
|
| ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge:Tc)
|
|
|
| 5. ปริมาณ LPG | ปริมาณตามจริงของ LPG ที่ผ่านแต่ละคลัง | เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณการใช้งานจริงของแต่ละคลัง |
| 6. ค่าเสื่อมราคา | ตามอายุโครงการ แบบเส้นตรงนับตั้งแต่วันที่เริ่มให้บริการ | เป็นวิธีการคิดตามหลักสากล |
| 7. ภาษี | อัตราภาษีที่เกิดขึ้นจริง | เป็นค่าใช้จ่ายตามจริง |
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดอัตราผลตอบแทนลงทุน LPG Facility ตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. เห็นชอบตามข้อ 1 และวิธีการจ่ายผลตอบแทนการลงทุนต่อไป
เรื่องที่ 5 พัฒนาเกาะสมุย เกาะพะงันสู่สังคมคาร์บอนต่ำ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมระดับรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่ 9 (EMM 9) ณ เมือง Fukui ประเทศญี่ปุ่น เมื่อเดือนมิถุนายน 2553 ได้เห็นชอบให้มีการใช้เทคโนโลยีสะอาดเพื่อวางแผนการลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ในเมืองของเขตเศรษฐกิจเอเปค เพื่อเป็นแนวปฏิบัติที่ดีที่สุดและสามารถนำไปใช้กับเมืองต่างๆ โดยเน้นเรื่องระบบ smart grid ของโครงข่ายสายส่งไฟฟ้าที่ทันสมัยหรืออาคารที่ใช้พลังงานทดแทน โดยศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (Asia Pacific Energy Research Center - APERC) ได้ดำเนินโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในสังคมเมืองทั้งระบบ และมีเป้าหมายการดำเนินโครงการเป็นระยะเวลา 3 ปี จำนวน 10-20 เมือง เพื่อศึกษาและปรับเปลี่ยนเป็นสังคมที่มีคาร์บอนไดออกไซด์ต่ำ ซึ่งกำหนดการดำเนินงานเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ขั้นวางแผน ศึกษา และดำเนินการ ระยะที่ 1 ได้คัดเลือกเขตศูนย์ธุรกิจ Yujiapu ในเมือง Tianjin สาธารณรัฐประชาชนจีน เป็นโครงการนำร่องในการศึกษาความเหมาะสม
2. การดำเนินการโครงการประกอบด้วยคณะผู้วิจัยกลุ่ม A (Study Group A) ที่เป็นกลุ่มผู้เชี่ยวชาญจากกลุ่มสมาชิก APEC โดยร่วมกันพัฒนาคู่มือการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำ และคณะผู้วิจัยกลุ่ม B (Study Group B) เป็นผู้ทบทวนเชิงนโยบายการดำเนินการดังกล่าวในแต่ละพื้นที่ โดยในคณะผู้วิจัยกลุ่ม A และ B มีผู้แทนจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมอู่ทหารเรือ เป็นผู้แทนไทยเข้าร่วม ตามลำดับ ในส่วนการคัดเลือกพื้นที่เพื่อศึกษาความเหมาะสม (Feasibility Study) ในการดำเนินโครงการจะพิจารณาจากความพร้อมของข้อมูล เช่น แผนการพัฒนาพื้นที่ การคมนาคมขนส่ง การใช้พลังงาน การรักษาสิ่งแวดล้อม งบประมาณและบุคลากรที่จำเป็นต่อการพัฒนาสังคมคาร์บอนต่ำภายในประเทศ ซึ่งมีประเทศต่างๆ เสนอเมืองเข้าแข่งขันในระยะที่ 2 ประกอบด้วย (1) ประเทศเปรู เสนอเมือง San Borja Z2) ประเทศเวียดนาม เสนอเมือง Danang และ (3) ประเทศไทย โดย พพ. ได้เสนอพื้นที่เกาะสมุย สุราษฎร์ธานี และในการประชุม APEC Energy Working Group ครั้งที่ 42 ระหว่างวันที่ 19-20 ตุลาคม 2554 ได้ประกาศผลให้เกาะสมุย จ.สุราษฎร์ธานี เข้าร่วมโครงการ APEC Low Carbon Model Town (LCMT) ระยะที่ 2
3. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานฝ่ายไทยเพื่อกำกับการดำเนินงานโครงการต้น แบบเมืองคาร์บอนต่ำ (APEC Low Carbon Model Town) ระยะที่ 2 ภายใต้กรอบความร่วมมือเอเปค ประกอบด้วย ผู้ทรงคุณวุฒิ และผู้แทนหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้อง จำนวน 20 คน โดยมีอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็นประธานคณะทำงาน โดยมีอำนาจหน้าที่ คือ (1) ประสานงานกับศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) สำนักงานเลขาธิการเอเปค และกระทรวงอุตสาหกรรม การค้าและเศรษฐกิจของญี่ปุ่น (METI) ในการดำเนินการโครงการ LCMT ตลอดระยะเวลาของการศึกษา (2) กำหนดแนวทาง กำกับและติดตามผลการทำงานของที่ปรึกษาระดับนานาชาติ และที่ปรึกษาฝ่ายไทย (3) พิจารณาให้ความเห็นชอบและอนุมัติผลการศึกษาแผนแม่บทของเมืองแบบแผนคาร์บอน ต่ำ (Low - Carbon Development Plan) และ (4) แต่งตั้งคณะทำงาน/คณะทำงานย่อย/ที่ปรึกษาเพิ่มเติม เพื่อดำเนินการต่างๆ ตามที่เห็นสมควร
4. ศูนย์วิจัยพลังงานเอเปค (APERC) ได้สนับสนุนการดำเนินโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พื้นที่เกาะสมุย เกาะพะงัน ในลักษณะการศึกษาเชิงเทคนิคเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ ศึกษาทบทวนนโยบายแผนการพัฒนาเมืองของหน่วยงานส่วนกลางและท้องถิ่น วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน โดย APERC ได้ว่าจ้างบริษัท EEC Engineering Network Co., LTD. ประเทศไทย ร่วมกับ Nikken Sekkei Research Institute (NSRI) ประเทศญี่ปุ่น เป็นที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการดังกล่าว โดยจะเป็นการออกแบบ ก่อสร้าง พัฒนาและดำเนินการตามมาตรการที่กำหนดไว้ ซึ่งขั้นตอนนี้จะไม่ได้รวมอยู่ในการดำเนินโครงการ APEC LCMT
5. เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกันในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2 พพ. ได้ขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินการ "โครงการสร้างความตระหนักและการมีส่วนร่วมเพื่อพัฒนาเกาะสมุยสู่เมืองต้นแบบ ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกอย่างยั่งยืน" โดยการสานเสวนาหาทางออก (public deliberations) ทุกภาคส่วน หาแนวทางการดำเนินงานร่วมกัน พร้อมทั้งแต่งตั้งคณะทำงาน 3 ภาคส่วน เพื่อขับเคลื่อนกระบวนงานและกำหนดบทบาทหน้าที่ของแต่ละฝ่าย ซึ่งในเดือนมีนาคม 2555 พพ. และคณะทำงานฯ ได้เข้าหารือผู้ว่าราชการจังหวัดสุราษฎร์ธานี เพื่อนำเสนอข้อมูลการศึกษาและดำเนินโครงการ พร้อมทั้งขอความอนุเคราะห์ข้อมูลประกอบการศึกษาแนวทางการพัฒนาเกาะสมุยสู่ สังคมคาร์บอนต่ำต่อเจ้าหน้าที่ส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง เทศบาลเมืองเกาะสมุย และสมาคมที่เกี่ยวข้อง เพื่อเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินการโครงการ
6. แผนการดำเนินการ มีดังนี้ (1) ที่ปรึกษาฝ่ายเทคนิคจะลงพื้นที่เพื่อสำรวจ รวบรวมข้อมูลประกอบการศึกษาเพื่อกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอน ไดออกไซด์ วิเคราะห์และเลือกมาตรการที่เหมาะสมสูงสุดในการลดการปลดปล่อยคาร์บอนและด้าน การลงทุน ในต้นเดือนพฤษภาคม 2555 (2) ประสาน นัดหมายเพื่อหารือกลุ่มผู้เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็น ข้อเสนอแนะต่อการดำเนินการโครงการ (3) เร่งรัดการเนินการเพื่อให้ที่ปรึกษาฝ่ายสังคมสามารถเข้าดำเนินการในพื้นที่ เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจที่ตรงกัน สร้างความไว้วางใจ ในการดำเนินการโครงการ APEC LCMT ระยะที่ 2
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้ดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2553 จนถึงปัจจุบัน โดยได้การกำหนดแนวทางการคัดกรองโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) แนวทางการดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (2) แนวทางการปฏิบัติตามหลักกฎหมายในการบอกเลิกสัญญาและห้ามเปลี่ยนแปลงแก้ไข เพิ่มเติมสัญญาโครงการพลังงานหมุนเวียน (3) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนด SCOD และ (4) แนวทางการดำเนินการกับโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ไม่สามารถ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในระยะเวลาที่ระบุระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
2. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ.2555-พ.ศ.2564) (AEDP 2012-2021) ได้กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนรวม 9,201 MW และคณะกรรมการบริหารฯ ได้มีการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเปรียบเทียบปริมาณไฟฟ้าที่ได้มีการรับซื้อไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2555 กับปริมาณเป้าหมายตามแผน AEDP 2012-2021 สรุปได้ดังตาราง
ปริมาณไฟฟ้าที่รับซื้อในเดือนมีนาคม 2555 เทียบกับปริมาณเป้าหมายแผนพัฒนาพลังงานทดแทน
| เชื้อเพลิง | ปริมาณเป้าหมาย AEDP (เมกะวัตต์) |
ขายไฟฟ้า เข้าระบบแล้ว |
ลงนาม PPA แล้ว (รอ COD) |
ได้รับการตอบรับซื้อแล้ว (ยังไม่ลงนาม PPA) |
อยู่ระหว่างการพิจารณา ตอบรับซื้อไฟฟ้า |
||||
| จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
จำนวน (ราย) |
ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย (MW) |
||
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 2,000 | 110 | 217.33 | 402 | 1,770.49 | 34 | 292.92 | 169 | 1,052.67 |
| ก๊าซชีวภาพ | 600 | 69 | 98.93 | 49 | 81.96 | 29 | 50.37 | 18 | 31.55 |
| ชีวมวล | 3,630 | 87 | 674.42 | 190 | 1,367.66 | 41 | 374.92 | 53 | 370.00 |
| ขยะ | 160 | 12 | 37.33 | 13 | 48.91 | 8 | 62.86 | 18 | 82.20 |
| พลังน้ำ | 1,608 | 6 | 13.28 | 5 | 6.20 | 1 | 0.09 | 4 | 15.57 |
| พลังลม | 1,200 | 3 | 0.38 | 25 | 69.83 | 13 | 585.96 | 49 | 917.84 |
| รวม | 9,198 | 287 | 1,041.67 | 684 | 3,345.05 | 126 | 1,367.12 | 311 | 2,469.83 |
3. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะมีการเสนอขายไฟฟ้ารวมสูงกว่าเป้าหมายรวมจนสิ้นสุดแผน AEDP ขณะที่ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ได้ดำเนินการและ จ่ายไฟฟ้าให้ระบบได้จริงจะต่ำกว่าปริมาณเป้าหมายปี 2555 ตามแผน AEDP ดังนั้น ควรเร่งรัดการคัดกรองโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถดำเนินการได้จริง แต่สามารถที่จะซื้อขายไฟฟ้าได้ คณะกรรมการบริหารฯ จึงได้มีมติดังนี้ "โครงการที่ไม่สามารถดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD โดยมีสาเหตุจากผู้ลงทุน โดยโครงการ ที่ต้องการจะขยาย SCOD ต้องแจ้งการขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD จึงจะสามารถพิจารณาขยาย SCOD ได้ 1 ครั้ง เป็นเวลา 6 เดือน ตามมติ กกพ. ซึ่งพิจารณาความพร้อม 4 ด้าน และความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการให้แล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบทัน กำหนด SCOD ที่ขยายเวลาให้ใหม่ ทั้งนี้ หากได้รับการขยายระยะเวลาครั้งที่ 1 แล้วแต่ยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตาม SCOD ที่ได้ขยายเวลาให้ โดยไม่มีเหตุที่จะอ้างได้ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าและเงื่อนไขของสัญญาการ ซื้อขายไฟฟ้า ให้การไฟฟ้าดำเนินการเรื่องการสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามเงื่อนไขของสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการกำหนดเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า มอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกภายใน 1 เดือน และรายงานรายชื่อโครงการพลังงานหมุนเวียนดังกล่าวให้กับคณะกรรมการบริหารฯ ทราบต่อไป"
4. กฟภ. ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด SCOD แล้ว 51 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 231.68 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 228.86 เมกะวัตต์ แต่จากข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เดือนมีนาคม 2555 พบว่ายังมีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังไม่มีการดำเนินการ รวมทั้งสิ้น 119 โครงการ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้ง 402.31 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 379.20 เมกะวัตต์ โดยมีรายละเอียดดังนี้
โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ครบกำหนด SCOD
| เทคโนโลยี | โครงการที่ยกเลิกแล้ว | SCOD ภายในเดือนตุลาคม 2554 | SCOD ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2554 ถึง เดือนเมษายน 2555 | ||||||
| จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | จำนวนโครงการ (ราย) |
กำลังผลิตติดตั้ง (MW) | ปริมาณเสนอขาย (MW) | |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 51 | 231.68 | 228.86 | 59 | 107.62 | 94.42 | 60 | 294.69 | 284.78 |
| PV | 12 | 22.78 | 21.97 | 41 | 71.37 | 62.43 | 26 | 90.64 | 85.74 |
| Thermal | 39 | 208.90 | 206.89 | 18 | 36.25 | 31.99 | 34 | 204.05 | 199.05 |
5. คณะกรรมการบริหารฯ ได้มีมติเห็นชอบการดำเนินการกับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ไม่สามารถจ่าย ไฟฟ้าเข้าระบบตามกำหนด ดังนี้ (1) มอบให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาไปดำเนินการยกเลิกสัญญากับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ก่อนเดือนตุลาคม 2554 และยังไม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน และ (2) มอบให้ กฟภ. และสำนักงาน กกพ. ตรวจสอบเอกสารการขอขยาย SCOD สำหรับโครงการที่ครบกำหนด SCOD ระหว่างเดือนพฤศจิกายน 2554 -เมษายน 2555 หากโครงการไม่ได้มีการแจ้งขอขยาย SCOD ก่อนครบกำหนด SCOD ให้ กฟภ. ในฐานะคู่สัญญาทำการยกเลิกให้แล้วเสร็จภายใน 1 เดือน ทั้งนี้ ให้สำนักงาน กกพ. ติดตามการดำเนินการและรายงานผลให้คณะกรรมการบริหารฯ ทราบ เพื่อนำเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับความเห็นของประธานฯ ไปดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 141 - วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2555 (ครั้งที่ 141)
วันจันทร์ที่ 14 พฤษภาคม 2555 เวลา 8.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซล
2.แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG
รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้เห็นชอบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เกี่ยวกับข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซินและ แก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม และ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
2. กบง. ได้ประชุมและมีมติเห็นชอบให้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปแล้ว 5 ครั้ง โดยครั้งที่ 5 เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบให้คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลในอัตราเดิม เพื่อรักษาระดับอัตราเงินเฟ้อและบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนจากภาวะราคา น้ำมันแพง โดยมีอัตราและผลบังคับใช้ ดังนี้
| ชนิดน้ำมัน (บาท/ลิตร) |
เดิม | 16 ม.ค. 55 | 16 ก.พ. 55 | 16 มี.ค. 55 | 16 เม.ย. 55 | ปัจจุบัน |
| น้ำมันเบนซิน 95 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
| น้ำมันเบนซิน 91 | 0.00 | 1.00 | 2.00 | 3.00 | 4.00 | 4.00 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 | 0.20 | 1.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 | 2.20 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 | -1.40 | -0.40 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 | -2.80 | -1.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 | -0.80 |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 | -13.50 | -13.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 | -12.60 |
| น้ำมันดีเซล | 0.00 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 0.60 |
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยวันที่ 9 พฤษภาคม 2555 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 109.07, 123.98 และ 125.09 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากราคาน้ำมันตลาดโลกที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศสูง ตามไปด้วย โดย ณ วันที่ 10 พฤษภาคม 2555 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 30.83, 42.45 และ 39.03 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 พฤษภาคม 2555 มีทรัพย์สินรวม 3,740 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 26,857 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระชดเชย 19,428 ล้านบาท งบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 349 ล้านบาท และเงินกู้ยืม 7,080 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 23,117 ล้านบาท
5. การทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน (ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554) ทำให้เกิดปัญหาการกักตุนน้ำมันของผู้ค้าน้ำมัน และปัญหาการขาดแคลนน้ำมันจากการที่สถานีบริการน้ำมันปิดจำหน่ายน้ำมันก่อน วันที่มีการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับ ราคาน้ำมันดีเซลในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ในระดับ 30.83 บาทต่อลิตร ส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตสินค้าและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ ดังนั้น การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลคงที่ที่อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร จะทำให้ไม่สามารถบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้
6. เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอความเห็นชอบจาก กพช. เพื่อมอบหมายให้ กบง. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในมาตรา 6 (2) "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีอำนาจกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการ กำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของ ประเทศ" และมาตรา 9 "คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอาจแต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่งหรือหลายคณะ เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างใดอย่างหนึ่งตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติมอบหมายได้" มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับตามนโยบายพลังงานที่รัฐบาลแถลงต่อรัฐสภาเมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ในการแก้ปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนและผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามข้อ 1.7.3 ข้อ 1.7.4 และ ข้อ 3.5.3 โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้
6.1 การปรับลดหรือเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล ดังนี้ (1) หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและค่าโดยสาร ให้ กบง. พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และ (2) หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสม ไม่กระทบต่อการปรับอัตราค่าขนส่งและโดยสาร
6.2 การปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่างราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมัน แก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
ทั้งนี้การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว ให้คำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของ น้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเดือนละ 1 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและมอบ ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณากำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และระยะเวลาให้มีความเหมาะสมภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้
- 2.1 น้ำมันดีเซล
- การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาสูงขึ้นจนทำให้มีผลกระทบต่อภาคขนส่งและค่าโดยสารเกินสมควร ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม
- การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ให้พิจารณาจากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หากมีราคาต่ำจนทำให้ผู้ประกอบการขนส่งและโดยสารสมควรปรับอัตราค่าบริการลง ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับที่เหมาะสมไม่กระทบเกินสมควรต่อ ค่าขนส่งและโดยสาร
- 2.2 น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล
- การปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลให้พิจารณาปรับเพื่อรักษาระดับส่วนต่าง ราคาระหว่างน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อจูงใจให้มีการใช้พลังงานทดแทน (เอทานอล) มากขึ้น
- ทั้งนี้ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวให้คำนึงถึง สถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกและภาวะเงินเฟ้อของประเทศ การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
- มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
- เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1 - 2 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ ก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับนโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 - สิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (3) มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาและนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 (2) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัมจำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (3) ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
3. การดำเนินการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV กบง. ได้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยของก๊าซ NGV ลง 4 ครั้งๆละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา โดยปัจจุบันอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ NGV อยู่ที่อัตรากิโลกรัมละ 0.00 บาท และราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นจาก 8.50 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนการศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV กระทรวงพลังงานได้จัดตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV โดยคณะทำงานฯ ได้มอบหมายให้ สนพ. จัดจ้างสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ศึกษาทบทวนการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซ NGV เพื่อให้ผลการศึกษาเป็นที่ยอมรับกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เกี่ยวข้องในการ กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ซึ่งใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน
4. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ไตรมาสๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 30.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 11.2150 บาท ส่วนในภาคขนส่ง ได้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 4 ครั้งๆ ละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจาก 18.13 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 21.13 บาทต่อกิโลกรัมและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนเพิ่มของก๊าซ LPG ภาคขนส่งปัจจุบันอยู่ที่กิโลกรัมละ 2.8036 บาท
5. เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. ได้พิจารณาและมีความเห็นดังนี้ (1) ผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV อยู่ระหว่างการตรวจสอบข้อมูล คาดว่าใช้เวลาอีกประมาณ 3 เดือน เพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV เพื่อเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณา หากปรับราคาก๊าซ NGV เกิน 10.50 บาทต่อกิโลกรัม โดยที่ผลการศึกษายังไม่แล้วเสร็จ ราคาที่ปรับขึ้นจะไม่เป็นที่ยอมรับของผู้ใช้ก๊าซ NGV ที่ประสงค์จะให้รอผลการศึกษาฯ (2) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมันตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 อาจไม่สอดคล้องกับต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่มีการเปลี่ยนแปลงทุกเดือน และ (3) การทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ที่เห็นชอบให้การปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) และต้องปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ทำให้การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และ NGV ต้องปรับขึ้นทุกวันที่ 16 ของทุกเดือน ตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2555 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง ลงวันที่ 5 มกราคม 2555 เป็นเหตุให้ผู้ค้าก๊าซ LPG มีการซื้อก๊าซล่วงหน้าเพื่อกักตุนก๊าซและสถานีบริการบางแห่งปฏิเสธการขาย ก๊าซให้ลูกค้าเพื่อที่จะรอราคาใหม่ในวันที่ 16 ของทุกเดือนทำให้ผู้ใช้รถยนต์ได้รับความเดือดร้อน
6. จากปัญหาที่เกิดขึ้นและสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกมีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว การจัดประชุม กพช. เพื่อปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่ทันกับสถานการณ์ เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2555 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ขอความเห็นชอบจาก กพช. โดยให้ กพช. ใช้อำนาจตามแห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มาตรา 6 (2) และมาตรา 9 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง และก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม คำนึงถึงสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ฐานะกองทุนน้ำมันฯ และให้สอดคล้องกับนโยบายพลังงานของประเทศตามข้อ 4.3 ที่รัฐบาลได้แถลงต่อรัฐสภา โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การมอบหมาย ดังนี้ (1) การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ (2) การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
7. ฝ่ายเลขานุการฯได้เสนอประเด็นให้ กพช. พิจารณาดังนี้
7.1 ก๊าซ NGV (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555 และ (2) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาฯ ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(1)
7.2 ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 ขอความเห็นชอบมอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)
7.3 ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง (1) ขอความเห็นชอบยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน (2) ขอความเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555) และตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในแต่ละเดือนได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายตามข้อ 6(2)
7.4 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติ กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้องและออกประกาศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.ก๊าซ NGV
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 เรื่องแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ที่ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลNGV เดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป และให้ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV ลงเดือนละ 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม ถึงเดือนเมษายน 2555
(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.50 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)
(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยพิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้พิจารณาจากผลการศึกษาต้นทุนราคาก๊าซ NGV ที่ศึกษาโดยสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย
2.ก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ที่เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาทต่อกิโลกรัม
(2) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2555 เห็นชอบมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรม ให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
3.ก๊าซ LPG ภาคขนส่ง
(1) เห็นชอบให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ที่เห็นชอบให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งเดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาทต่อลิตร) ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคาก๊าซ NGV 0.50 บาทต่อกิโลกรัม จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
(2) เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งที่ 21.13 บาทต่อกิโลกรัม ต่ออีก 3 เดือน (16 พฤษภาคม 2555 ถึง 15 สิงหาคม 2555)
(3) ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2555 มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่งให้ราคาไม่เกินต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละเดือนได้ตามความ เหมาะสม ภายใต้กรอบหลักเกณฑ์การมอบหมายที่ว่า การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ให้พิจารณาจากต้นทุนก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมัน
4.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประเมินผลการดำเนินงานตามการมอบหมายข้างต้น เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทุกไตรมาส
5.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติตามข้อ 1, 2 และ 3 เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อคณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินแก้ไขประกาศที่เกี่ยวข้อง และออกประกาศตามข้อ 2 และ 3 เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
กพช. ครั้งที่ 140 - วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2555 (ครั้งที่ 140)
วันศุกร์ที่ 23 มีนาคม 2555 เวลา 10.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2.โครงการน้ำงึม 3 ขอปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
3.อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
4.นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
7.การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
8.สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
รองนายกรัฐมนตรี (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) รองประธานกรรมการ เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138) เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 ดังนี้
1.1 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ประกอบด้วย (1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG (2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV และ (3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
1.2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line) และ (2) หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ก็ตาม ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ให้ กพช. มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานได้พิจารณาแนวทาง การจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ และมีความเห็นว่าการกู้ยืมเงินจากธนาคารออมสินจะมีค่าธรรมเนียมที่สูงกว่า ธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) ร้อยละ 0.1 ต่อปีของวงเงินสินเชื่อ ขณะที่ธนาคารกรุงไทยไม่มีการเก็บค่าธรรมเนียมต่างๆ แต่ สบพน. มีความจำเป็นต้องเบิกใช้สินเชื่อเป็นการด่วนในช่วงต้นเดือนมกราคม 2555 จึงมีมติเห็นชอบให้ สบพน. กู้ยืมเงินจากธนาคารกรุงไทย ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท เพียงแห่งเดียว เพื่อมิให้วงเงินสินเชื่อรวมเกินกว่าที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554
3. เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2554 กบง. เห็นชอบแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ปรับเพิ่มราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคขนส่ง เดือนละ 0.75 บาทต่อกิโลกรัม (0.41 บาท ต่อลิตร) จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป และ (2) เห็นชอบร่างประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนสำหรับก๊าซที่จำหน่ายให้ภาคขนส่ง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการออกประกาศฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
4. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2555 สบพน. ได้ลงนามในเอกสารคำขอสินเชื่อธุรกิจ และสัญญารับชำระหนี้ กับธนาคารกรุงไทย เป็นจำนวนเงิน 10,000 ล้านบาท และเริ่มทยอยเบิกเงินกู้ ตั้งแต่วันที่ 6 มกราคม 2555 เป็นต้นไป ซึ่ง ณ วันที่ 11 มีนาคม 2555 สบพน. เบิกเงินกู้ไปแล้วทั้งสิ้น 5,303 ล้านบาท โดยออกตั๋วสัญญาใช้เงิน ระยะเวลา 90 วัน
5. กบง. เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2555 ได้เห็นชอบให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ในช่วงวันที่ 1 - 15 กุมภาพันธ์ 2555 ในอัตรา 0.7009 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG และ NGV ในภาคขนส่ง โดยให้กำหนดอัตราเงินชดเชยราคา NGV ในอัตรา 1.00 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคขนส่งในอัตรา 1.4018 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ - วันที่ 15 มีนาคม 2555 และเห็นชอบให้ปรับอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นลิตรละ 1 บาท และน้ำมันดีเซลไม่มีการปรับเพิ่ม และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2555 เป็นต้นไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำข้อเสนอการปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสมและคล่องตัว โดยคำนึงถึงสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก การส่งเสริมพลังงานทดแทนและฐานะกองทุนน้ำมันฯ โดยการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแต่ละชนิดไม่สูงเกินกว่าอัตราเดิมที่เคยกำหนดไว้ ณ วันที่ 26 สิงหาคม 2554 นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
6. จากการกำหนดอัตราเงินชดเชย และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 ส่งผลต่อฐานะกองทุนฯ ณ สิ้นวันที่ 11 มีนาคม 2555 โดยกองทุนมีสินทรัพย์รวม 3,824 ล้านบาท มีหนี้สินรวม 24,961 ล้านบาท และมีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 21,137 ล้านบาท
7. ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องโดยที่ปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG เดือนกุมภาพันธ์และมีนาคม 2555 อยู่ที่ประมาณ 160,222 ตัน และ 180,000 - 198,000 ตัน ตามลำดับ ซึ่งสูงกว่าช่วงที่ผ่านมา (ปี 2554 เฉลี่ย 119,922 ตันต่อเดือน) เนื่องจากโรงแยกก๊าซในประเทศ (โรงแยกก๊าซที่ 6 และโรงแยกก๊าซที่ 1) ปิดซ่อมบำรุง จึงต้องนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนกำลังการผลิตที่หายไป
8. สบพน. ได้จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด เพื่อประเมินผลกระทบจากการปรับเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซ LPG และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2555 โดยจัดทำเป็น 2 กรณีศึกษา โดยใช้สมมติฐาน อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ประมาณอัตราเงินชดเชย LPG เป็นดังนี้
| อัตราเงินชดเชย (บาท/กก.) | ||
| กรณีราคา LPG 1,100 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน | กรณีราคา LPG 1,200 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน | |
| LPG นำเข้าจากต่างประเทศ | -25.6370 | -28.7370 |
| LPG จากโรงกลั่นในประเทศ | -18.0705 | -20.4265 |
สรุปประมาณการ ตามกรณีศึกษาต่างๆ ดังนี้
| กรณีศึกษาที่ | สมมติฐาน | ผลกระทบต่อกระแสเงินสดของกองทุนฯ | |||
| ปริมาณนำเข้า LPG (ตัน/เดือน) |
ระยะเวลาจ่ายเงินชดเชย | วงเงินกู้ที่ต้องการ รวม (ล้านบาท) | เดือนที่วงเงินกู้ เริ่มเกิน 10,000 ล้านบาท |
ระยะเวลาชำระคืนหนี้ นับจากเบิกเงินกู้ |
|
| กรณีศึกษาที่ 1 ราคาก๊าซ LPG เท่ากับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2555 และ 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2556* | |||||
| 1 | 130,820-149,730 | 1 เดือน นับจากเกิดภาระหนี้ | 21,700 | มีนาคม 2555 | 24 เดือน (ธันวาคม 2556) |
| กรณีศึกษาที่ 2 ราคาก๊าซ LPG เท่ากับ 1,200 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2555 และ 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ในปี 2556* | |||||
| 2 | 170,000 | 1 เดือน นับจากเกิดภาระหนี้ | 35,600 | มีนาคม 2555 | 33 เดือน (กันยายน 2557) |
หมายเหตุ * ประมาณการราคาก๊าซ LPG ในปี 2556 เท่ากับ 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยคำนวณจากราคาเฉลี่ยในปี 2554
จากทั้งสองกรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ มีความต้องการวงเงินสินเชื่อเกินกว่าวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเริ่มเกินวงเงินในเดือนมีนาคม 2555 เป็นต้นไป และมีระยะเวลาชำระคืนมากกว่า 1 ปี ซึ่งไม่เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554
9. คณะกรรมการสถาบันฯ เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้วงเงินกู้เดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะเวลาชำระหนี้ 1 ปี เป็น 3 ปี และจัดหาเงินกู้เพิ่มเติมอีก 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 3 ปี รวมเป็นวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท และเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2555 กบง. มีมติเห็นชอบให้นำเสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อ กพช. ดังนี้
9.1 แนวทางการจัดหงห้งทุนน้ำมันฯ โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จากระยะ 1 ปี เป็น 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท ระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)
9.2 หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้า หนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
10. สบพน. ประมาณการว่าราคาก๊าซ LPG ปี 2555 จะปรับตัวลงมาอยู่ที่ระดับ 1,100 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และวงเงินกู้ทั้งสิ้น 30,000 ล้านบาท จะสามารถรองรับกรณีที่ปริมาณนำเข้า LPG อาจสูงกว่า ที่คาดการณ์ไว้ในกรณีที่ 1 ได้ระดับหนึ่ง แต่หากราคาก๊าซ LPG จะประตัวสูงขึ้นไปจนทำให้วงเงิน 30,000 ล้านบาท ไม่พอเพียงสำหรับชดเชยราคาก๊าซ LPG สบพน. จะนำเสนอ กบง. พิจารณาอีกภายหลัง ประกอบกับการขยายระยะเวลาชำระคืนหนี้ในครั้งนี้ เป็นไปตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ซึ่งเห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลา การชำระหนี้คืนได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการขยายระยะเวลาการชำระคืนหนี้วงเงินกู้ยืมเดิม 10,000 ล้านบาท จาก 1 ปี เป็นระยะเวลา 3 ปี และกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน และ/หรือออกตราสารหนี้ เพิ่มอีกในวงเงิน 20,000 ล้านบาท มีระยะเวลาการชำระหนี้ภายใน 3 ปี ซึ่งจะทำให้ สบพน. มีวงเงินกู้ยืมทั้งสิ้นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำ เป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่ นอน (Committed Line)
2.หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ควรขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มี มาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
เห็นชอบให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 1 และ 2 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการ ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (MOU) ในวันที่ 11 มีนาคม 2553 (MOU อายุ 12 เดือน ถึงวันที่ 10 มีนาคม 2554) และได้เริ่มจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) และลงนามกำกับ (Initial PPA) เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2554 (วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2554 ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอใช้สิทธิ์ตาม MOU ในการขยายอายุ MOU ออกไปอีก 60 วัน จนถึงวันที่ 9 พฤษภาคม 2554 โดยได้ขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกัน (MOU Security) ให้ครอบคลุมระยะเวลาที่ขยายออกไป)
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถขยายอายุ MOU ออกไปจนกว่าจะมีการลงนาม PPA โครงการน้ำงึม 3 โดยการขยายอายุ MOU ต้องขยายอายุหลักทรัพย์ค้ำประกันให้ครอบคลุมด้วย ทั้งนี้ กพช. และคณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบร่าง PPA เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 และวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 ตามลำดับ
3. เนื่องจากร่าง PPA ยังอยู่ในขั้นตอนการเสนอขออนุมัติและการส่งร่าง PPA ให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา ผู้พัฒนาโครงการจึงมีหนังสือขอขยายอายุ MOU โดยได้มีการขยายอายุ MOU ออกไป รวมทั้งสิ้น 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดขอขยายอายุออกไปอีก 2 เดือน จนถึงวันที่ 9 เมษายน 2555
4. ในช่วงที่อายุ MOU ขยายออกไป ผู้พัฒนาโครงการได้มีหนังสือขอให้พิจารณาปรับกำหนดเวลา (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 เนื่องจากหากมีการลงนาม PPA ในวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2555 (ตามวันที่ MOU ครบกำหนด) แล้วใช้กำหนดเวลาตามร่าง PPA จะไม่สอดคล้องกับระยะเวลาการเก็บกักน้ำและแผนงานพัฒนาโครงการ ทำให้ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ทันกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ซึ่งคณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการในการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เสนอ กพช. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
5. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการคือ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้น GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการตั้งอยู่ ตอนกลางของลำน้ำงึม แขวงไชสมบูน สปป. ลาว ลักษณะเขื่อนเป็นประเภทมีอ่างเก็บน้ำ กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 2,128 ล้านหน่วยต่อปี แบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วย Secondary Energy 151 ล้านหน่วย และ Excess Energy 48 ล้านหน่วย ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป. ลาว ที่ก่อสร้างใหม่ ขนาด 500 กิโลโวลต์ (kV) จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูง (สฟ.) นาบง 99 กิโลเมตร และที่ใช้ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ส่งไฟฟ้าจาก สฟ. นาบงมายังชายแดนไทยที่ จ.หนองคาย ระยะทาง 27 กิโลเมตร จะเป็นการใช้ระบบส่งที่โครงการน้ำงึม 2 ก่อสร้างไว้แล้ว โดยจะมีการปรับปรุง สฟ. นาบง เพิ่มเติม ฝั่งไทยใช้ระบบส่งเดิมที่รับไฟฟ้าจากโครงการน้ำงึม 2 โดยจะมีการปรับระดับแรงดันไฟฟ้าจาก 230 kV เป็น 500 kV สำหรับระบบส่งจากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 และจะก่อสร้างระบบส่งช่วงอุดรธานี 3 - ชัยภูมิเพิ่มเติม อายุสัญญา 27 ปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) เดิมในเดือนมกราคม 2560
6. เหตุผลในการปรับกำหนดเวลา (Milestone) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ โดย Milestone Date ของโครงการน้ำงึม 3 ที่ผู้พัฒนาโครงการเสนอเปลี่ยนแปลงไปจากเดิม ดังนี้
6.1 Scheduled Financial Close Date (SFCD) กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติมจาก 6 เดือน เป็น 9 เดือน เพื่อให้มีเวลาหาข้อตกลงกับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 2 น้ำเงี้ยบ 1 สถาบันการเงิน และรัฐบาล สปป. ลาว เกี่ยวกับสถานีไฟฟ้าแรงสูงนาบง ซึ่ง สปป. ลาว มีแผนที่จะให้เป็นจุดร่วม ในการส่งไฟฟ้าจากโครงการต่างๆ ข้างต้นมายังไทย แต่ผู้เกี่ยวข้องต้องหารือเพื่อตกลงเรื่องของโครงสร้างการลงทุน การคิดค่าระบบส่ง และเรื่องอื่นๆ
6.2 Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) เปลี่ยนเป็น กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD เนื่องจาก (1) ส่วนที่ได้มีการเตรียมงานไว้ล่วงหน้ารวมถึงถนนเข้าสู่โครงการได้รับความเสีย หายจากลมพายุไหหม่าในเดือนมิถุนายน 2554 ทำให้ต้องมีการเตรียมงานดังกล่าวส่วนใหญ่อีกครั้ง จึงต้องใช้เวลาเพิ่มขึ้น และ (2) หากไม่มีการปรับเพิ่มระยะเวลาของ SCOD จาก 60 เดือน นับจาก SFCD จะมีอุปสรรคที่ระยะเวลาเริ่มต้นกักเก็บน้ำบางส่วนจะไปอยู่ในช่วงฤดูแล้งส่ง ผลให้ระดับน้ำในช่วงที่จะเริ่มทดสอบโรงไฟฟ้าไม่เพียงพอ
6.3 กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencementb Date และ 1 มิถุนายน 2559 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และเปลี่ยนเป็นกำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560 (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการเสนอขอเวลาเพิ่มเติม 3 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับข้อเสนอในการขอเพิ่มกำหนดเวลาการก่อสร้างที่เพิ่มจาก 60 เดือนเป็น 63 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอการปรับกำหนดเวลาใหม่ (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ของโครงการน้ำงึม 3 ดังนี้
1. Scheduled Financial Close Date (SFCD)
- กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
- กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 พฤศจิกายน 2555 และ 9 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาฯ
2. Scheduled Commercial Operation Date (SCOD)
- กำหนดเวลาเดิม วันที่ช้ากว่าระหว่าง 1 มกราคม 2560 และ 60 เดือน นับจาก SFCD
- กำหนดเวลาใหม่ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 9 กุมภาพันธ์ 2561 และ 63 เดือน นับจาก SFCD
3. กำหนดเวลาในด้านการก่อสร้าง ซึ่งสัมพันธ์กับกำหนด SFCD กับ SCOD
- กำหนดเวลาเดิม (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 1 มิถุนายน 2559
- (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 57 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 58 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- กำหนดเวลาใหม่ (1) Scheduled Energization Date (SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date และ 9 พฤศจิกายน 2560
- (2) Scheduled First Unit Commissioning Ready Date (SCRD1) คือ 60 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
- (3) Scheduled Second Unit Commissioning Ready Date (SCRD2) คือ 61 เดือน นับจาก EGAT Construction Obligation Commencement Date
โดยให้ กฟผ. แก้ไขร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในส่วนที่เกี่ยวข้องก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 3 อัตราค่าไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบัน กฟผ. กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในลักษณะความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างรัฐต่อรัฐ ที่มีทั้งซื้อและขายแลกเปลี่ยนกัน รวม 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
1.1 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในสาธารณรัฐประชาธิปไตย ประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ผลิตจากโครงการน้ำงึม 1 (150 เมกะวัตต์) น้ำลึก 1 (60 เมกะวัตต์) และน้ำเทิน 2 (75 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดหนองคาย บึงกาฬ นครพนมและมุกดาหาร โดย ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ ซึ่งสัญญามีอายุ 8 ปี (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) โครงสร้างของอัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ตามสัญญาฯ เป็นดังนี้
(1) อัตราค่าไฟฟ้าซื้อขายรายเดือน ช่วง 4 ปีแรก (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2549 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553) คือ อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งตามช่วงเวลา Peak และ Off-Peak โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. ช่วงเวลา Peak เท่ากับ 1.60 บาท/หน่วย และ Off-Peak เท่ากับ 1.20 บาท/หน่วย ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. จะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. แล้วบวกเพิ่ม 0.19 บาท/หน่วย เพื่อชดเชยค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย (Loss) ทั้งนี้ ในสัญญาฯ มีการระบุให้สองฝ่ายทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับช่วง 4 ปีหลัง (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) หากคู่สัญญายังเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ไม่ได้ ให้มีการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามอัตราเดิมไปก่อน
(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา หาก ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในส่วนของปริมาณส่วนเกิน กฟผ. จะคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าด้วยราคาจำหน่ายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวัน ที่ 25 กันยายน 2544 (เงื่อนไขนี้อยู่ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดเช่นกัน) จากการที่อัตราค่าไฟฟ้า ซื้อขายรายเดือนในข้อ (1) มีข้อตกลงถึงวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553 แต่การเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2553 ฟฟล. จึงได้มีหนังสือขอให้คงเงื่อนไขและอัตราค่าไฟฟ้าเดิมไปก่อน จนกว่าทั้งสองฝ่ายจะเจรจาตกลงอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ได้ ต่อมา กฟผ. กับ ฟฟล. ได้เจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ จนได้ข้อสรุปแก้ไขเฉพาะส่วนที่สะท้อนค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสีย โดยลดค่ากำลังไฟฟ้าสูญเสียลงจาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย โดย ฟฟล. ได้มีหนังสือลงวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าว สรุปอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ดังนี้
| ช่วงเวลา | โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเดิม | ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ | ||
| (วันที่ 26 ก.พ. 2549 - วันที่ 25 ก.พ. 2553) | (วันที่ 26 ก.พ. 2553 - วันที่ 25 ก.พ. 2557) | |||
| กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. บาท/หน่วย) |
กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
|
| - Peak | 1.60 | 1.79 | 1.60 | 1.74 |
| - Off Peak | 1.20 | 1.39 | 1.20 | 1.34 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย
ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)
1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด เป็นสัญญาที่ ฟฟล. ขายไฟฟ้าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ที่ผลิตจากโครงการเซเสด 1 (45 เมกะวัตต์) และเซเสด 2 (76 เมกะวัตต์) ให้ กฟผ. ผ่านบริเวณจังหวัดอุบลราชธานี และ ฟฟล. จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ในช่วงที่การผลิตไฟฟ้าภายใน สปป. ลาว ไม่เพียงพอ โดยสัญญามีอายุ 12 ปี (วันที่ 1 พฤษภาคม 2544 - วันที่ 30 เมษายน 2556)
ในสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด ได้ระบุราคาซื้อขายไฟฟ้า และมีข้อกำหนดให้สองฝ่ายทบทวนราคาซื้อขายไฟฟ้าได้ทุก 4 ปี ซึ่งเมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด แก้ไขเพิ่มเติม ครั้งที่ 1 โดยให้ใช้ราคาซื้อขายไฟฟ้านี้ในช่วง 8 ปีหลังของสัญญาฯ (วันที่ 1 พฤษภาคม 2548 - วันที่ 30 เมษายน 2556) ซึ่งเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ดังนี้
| ช่วงเวลา | โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบัน | |
| (วันที่ 1 พ.ค. 2548 - วันที่ 30 เม.ย. 2556) | ||
| กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
|
| - Peak | 1.60 | 1.79 |
| - Off Peak | 1.20 | 1.39 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ และวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชย)
ทั้ง นี้ เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2554 ฟฟล. ได้ที่เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 โดยเสนอเพิ่มเติมให้ กฟผ. พิจารณาใช้อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 กับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดด้วย
2. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2554 นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) และคณะเดินทางไปเยือน สปป. ลาว กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้แจ้งว่า ปัจจุบัน สปป. ลาว จำเป็นต้องซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. เพิ่มมากขึ้น จึงขอให้ไทยพิจารณาลดราคาค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยเสนอขอเปลี่ยนราคาค่าไฟฟ้าจากเดิม ที่ใช้ราคาค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 เป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน (สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด)
3. จากการศึกษา Loss ในบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือของประเทศไทย กรณีซื้อ/ขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ตามชายแดนไทย-สปป. ลาว ปี 2554 - 2558 พบว่า การซื้อขายไฟฟ้ากับ ฟฟล. ทำให้เกิดค่า Loss ในช่วงเวลา Peak เพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 3.92 มีค่าประมาณ 0.14 บาท/หน่วย จึงเห็นควรปรับปรุงอัตรา ค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 โดยลดค่าไฟฟ้าส่วนที่สะท้อนค่า Loss จาก 0.19 บาท/หน่วย เป็น 0.14 บาท/หน่วย และเนื่องจากพื้นที่ในการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดอยู่ใน ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จึงเห็นควรปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดให้เป็น อัตรา ค่าไฟฟ้าเดียวกันกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ด้วย
4. อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
4.1 ตามที่ สปป. ลาว เสนอว่า ในแต่ละรอบปีสัญญา กรณีปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. จากเดิมที่ใช้ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน (ตามมติคณะรัฐมนตรี) ขอเปลี่ยนเป็นอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน สำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. พบว่า อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนตามข้อเสนอของ สปป. ลาว เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตและส่งเฉลี่ยของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย จึงทำให้ไม่เหมาะสมที่จะปรับลดราคาให้ สปป. ลาว ตามที่เสนอ
4.2 เนื่องจาก สปป. ลาว เป็นแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าที่สำคัญของไทย ซึ่งเป็นโครงการของหน่วยงานรัฐ คือ ฟฟล. และโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน กรณีโครงการที่ผู้พัฒนาเป็นภาคเอกชน ปัจจุบันมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยแล้วจำนวน 4 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 9,900 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 6% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) และภายปี 2562 ตามแผนจะมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าให้ไทยทั้งสิ้น 10 โครงการ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 33,700 ล้านหน่วย (คิดเป็นประมาณ 14% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ) ขณะที่โครงการที่เป็นหน่วยงานรัฐมี 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด จึงเห็นควรที่จะใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน
4.3 จากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 โดยเห็นชอบในหลักการให้ราคาจำหน่ายไฟฟ้าที่ กฟภ. และ กฟผ. จำหน่ายให้แก่ประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุดเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าในประเทศตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ารวมกับค่าชดเชย รายได้ต่อหน่วยจำหน่ายของ กฟภ. ดังนั้น หาก กพช. อนุมัติให้เปลี่ยนแปลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งแทน จะต้องนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบให้มีมติคณะรัฐมนตรีเพิ่มเติม เกี่ยวกับการใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย คือ กฟน. และ กฟภ. แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน สำหรับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
เปรียบเทียบโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า
สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. มากกว่าที่ขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
| โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขาย ในแต่ละรอบปีสัญญา | ราคาค่าไฟฟ้า (บาท/หน่วย) |
|
| ปัจจุบัน | ราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้าน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 | ~ 3.01 * |
| ข้อเสนอ สปป. ลาว | ใช้อัตราค่าไฟฟ้ารายเดือน ซึ่งอัตราปัจจุบัน คือ
|
~ 1.55 |
| ข้อเสนอเพื่อพิจารณา | อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) ที่ระดับแรงดันไฟฟ้า ณ ปลายสายส่ง 69, 115 กิโลโวลต์ | ~ 2.66 * |
หมายเหตุ : * คำนวณโดยใช้สมมติฐานค่า Ft มกราคม-เมษายน 2555
5. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2555 มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้ารายเดือนของสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดและให้ กฟผ. เจรจากับ ฟฟล. โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตามสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 ทั้งนี้ หากทั้งสองฝ่ายสามารถตกลงใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งได้แล้ว ให้นำเสนอ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบ และต่อมา ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ลงวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2555 เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของไทย เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ ฟฟล. ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อน น้ำงึม 1 โดยให้มีผลบังคับใช้ตามเงื่อนไขในสัญญาฯ คือ ในช่วง 4 ปีหลังของสัญญาปัจจุบัน (วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2553 - วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2557) ดังนี้
| ช่วงเวลา | กฟผ. ซื้อจาก ฟฟล. (บาท/หน่วย) |
ฟฟล. ซื้อจาก กฟผ. (บาท/หน่วย) |
| - Peak | 1.60 | 1.74 |
| - Off Peak | 1.20 | 1.34 |
หมายเหตุ : ช่วง Peak เวลา 9.00-22.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
ช่วง Off-Peak เวลา 22.00-9.00 น. วันจันทร์-วันศุกร์
เวลา 00.00-24.00 น. วันเสาร์-อาทิตย์ วันแรงงานแห่งชาติและวันหยุดราชการตามปกติของประเทศไทย (ไม่รวมวันหยุดชดเชยและวันพืชมงคล)
2.เห็นชอบให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ. ที่ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) แทนราคาขายให้ประเทศเพื่อนบ้านตาม
3.เห็น ชอบอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด ในอัตราค่าไฟฟ้าเดียวกับสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 ตามข้อ 1 โดยให้มีผลบังคับใช้นับจากเดือนถัดไปของวันที่ลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสด
4.สัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาฯ โครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดปัจจุบัน สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ซื้อมากกว่าขายให้ กฟผ. ในแต่ละรอบปีสัญญา โดยให้มีผลบังคับใช้ในปีสัญญา 2555 เป็นต้นไป
5.เห็นชอบให้ กฟผ. ปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดในส่วนที่เกี่ยวกับอัตราค่า ไฟฟ้าตามที่อนุมัติและเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมต่อไป
เรื่องที่ 4 นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิต ไฟฟ้า ดังนี้ (1) ช่วงระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้า จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิต ติดตั้งของโรงไฟฟ้าในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี ทั้งนี้ ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาท/ปี และ (2) ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้า ให้จ่ายเงินเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายและใช้เอง โดยไม่รวมถึงพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า ในอัตรา 1 - 2 สตางค์/หน่วย ตามชนิดของเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
2. กกพ. ออกประกาศ เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 ธันวาคม 2553 เป็นต้นมา ซึ่งพบว่าเกิดมีประเด็นปัญหาในการปฏิบัติงาน กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพิ่มเติม ดังนี้
2.1 จากระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการกำหนดประเภทเชื้อเพลิงของลมร้อนทิ้ง จากกระบวนการผลิตปูนซีเมนต์และพบว่า (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 5 กำหนดพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วย กพช. โดย พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ได้กำหนดให้พลังงานหมุนเวียน หมายความรวมถึงพลังงานที่ได้จากไม้ ฟืน แกลบ กากอ้อย ชีวมวล น้ำ แสงอาทิตย์ ความร้อนใต้พิภพ ลม และคลื่น เป็นต้น ซึ่งไม่ได้ระบุถึงลมร้อนทิ้งให้เป็นพลังงานหมุนเวียนที่ชัดเจน (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน พ.ศ. 2550 (ฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2552) กำหนดนิยามพลังงานหมุนเวียนได้รวมถึง พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำที่เหลือจากกระบวนการผลิต ซึ่งต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย
2.2 ปัจจุบันมีผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากลมร้อนทิ้งจากกระบวน การผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ และการหลอมเหล็ก จำนวน 9 ราย กำลังการผลิตรวม 218.50 เมกะวัตต์ ที่ยังไม่มีการกำหนดนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าไว้ชัดเจน ดังนั้น เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ และสร้างความเป็นธรรมต่อผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า กกพ. จึงขอเสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับพลังงานเหลือทิ้งใน อัตรา 1 สตางค์/หน่วย รวมทั้ง กำหนดประเภทของพลังงานหมุนเวียนจากความร้อนใต้พิภพ และคลื่น ตาม พ.ร.บ. กพช. ให้ชัดเจน ซึ่งข้อเสนออัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เป็นดังนี้
| เชื้อเพลิง | อัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุน (สตางค์ต่อหน่วย) |
| ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
| น้ำมันเตา ดีเซล | 1.5 |
| ถ่านหิน ลิกไนต์ | 2.0 |
| * พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร | 1.0 |
| พลังงานหมุนเวียน | |
| - ลมและแสงอาทิตย์ | 1.0 |
| - พลังน้ำ | 2.0 |
| - ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน | 1.0 |
| - ความร้อนใต้พิภพ และคลื่น | 1.0 |
| - พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ | 1.0 |
หมายเหตุ - *พลังงานเหลือทิ้ง เช่น ไอน้ำหรือลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมและการเกษตร (Waste Heat)
มติของที่ประชุม
เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปทบทวนนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าใหม่ โดยคำนึงถึงนโยบายรัฐบาลในเรื่องการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้พลังงานหมุน เวียนของประเทศ และการเพิ่มประสิทธิภาพของการใช้เงินกองทุนพัฒนาฯที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อ ประชาชนรอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ในการออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสองกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจออกกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่อง จักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่อง จักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงรวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
2. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ (2) ตู้เย็น (3) พัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้น (4) เครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศ (5) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (6) เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (7) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า และ (8) กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า และต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนด เครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงฯ แล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ซึ่ง กพช. และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 และวันที่ 4 ตุลาคม 2554 ตามลำดับ ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ประกอบด้วยอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงดังนี้ (1) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัว (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ได้แก่ หลอดมีบัลลาสต์ในตัวและหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส และ (5) เตาหุงต้ม ในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. ต่อมา พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 3 ผลิตภัณฑ์ และนำร่างกฎกระทรวงดังกล่าวเสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน คณะกรรมการพัฒนากฎหมายของ พพ. ซึ่งคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติอนุมัติร่างกฎกระทรวงให้นำเสนอ กพช. ประกอบด้วย 1) บัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ 2) หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง และ 3) โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่
4. ร่างกฎกระทรวง ฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย 1) บันทึกหลักการ และเหตุผล ชื่อผลิตภัณฑ์ และ 2) ร่างกฎกระทรวงฯ ชื่อผลิตภัณฑ์ และกำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ การอ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ และรายละเอียดกำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภท ของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น รวมทั้งกำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่า ประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ตลอดจนกำหนดขอบเขตเกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไป ตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ วันบังคับใช้
5. ค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวงฯ 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์อิเล็กทรอนิกส์ที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอด ฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ ผลิตระบุ ดังนี้ ขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ 18 วัตต์ (หลอดกลม) 32 วัตต์ (หลอดวงกลม) และ 36 วัตต์ (หลอดตรง) มีค่าประสิทธิภาพพลังงาน 19 - 16 วัตต์, 35 - 30 วัตต์ และ 36 - 34 วัตต์ ตามลำดับ
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซ็นต์ขั้วคู่ที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาด ความยาว และกำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้
(1) ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น
หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T8 และ T12
| ความยาวหลอดที่ระบุ (บังคับ) (มิลลิเมตร) |
น้อยกว่า 550 | ตั้งแต่ 550 ถึงน้อยกว่า 700 | ตั้งแต่ 1,150 ถึงน้อยกว่า 1,350 |
| กำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (แนะนำ) (วัตต์) | น้อยกว่า 16 | 16 ถึง 24 | 28 ถึง 50 |
| ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (ลูเมนต่อวัตต์) | 87 ถึง 94 | 68 ถึง 75 | 88 ถึง 96 |
หลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ ขนาด T5
| ความยาวหลอดที่ระบุ (บังคับ) (มิลลิเมตร) | ตั้งแต่ 550 ถึงน้อยกว่า 700 | ตั้งแต่ 700 ถึงน้อยกว่า 1,150 |
| กำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ (แนะนำ) (วัตต์) | 16 ถึง 24 | 17 ถึง 40 |
| ค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (ลูเมนต่อวัตต์) | 68 ถึง 75 | 94 ถึง 100 |
(2) ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ที่มีขนาดความยาวและกำลัง ไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุตาม (1) ต้องมีค่าไม่น้อยกว่าร้อยละ 90 ของค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นที่มีขนาดความยาวและกำลังไฟฟ้าเดียวกัน
(3) ดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ทุกขนาดตาม (1) ต้องมีค่า ไม่น้อยกว่า 80
5.3 โคมไฟฟ้าอนุรักษ์พลังงานสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามชนิด ที่ผู้ผลิตระบุดังนี้ 1) ชนิดตะแกรง (Louver Luminaires) 2) ชนิดกรองแสง (Diffuser Luminaires) และ 3) ชนิดโรงงาน (Industrial Luminaires) มีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 88 - 100, 76 - 87 และ 91 - 100 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามความในมาตรา 4(4) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ให้ กพช. กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงิน "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามความในมาตรา 24 โดยมีวัตถุประสงค์ให้นำไปใช้จ่ายเงินตามมาตรา 25 และเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 กพช. ได้เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ปี 2548-2554)
2. เนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ได้สิ้นสุดในปี 2554 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2554 ได้เห็นชอบให้ สนพ. ดำเนินการจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
3. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแผนการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ และเห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555-2564) โดยกำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม
4. สนพ. ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ที่สอดคล้องกับแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี และได้เสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ให้ความเห็นชอบ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2554
5. โครงสร้างของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประกอบด้วยแผนงานรอง 3 แผน ได้แก่ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และ แผนบริหารทางกลยุทธ์ ทั้งนี้ได้มีการเพิ่มกลุ่มงานแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการอนุรักษ์ พลังงานในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนพลังงานทดแทน เพื่อให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของเงินกองทุนฯ รวมทั้งได้เพิ่มกลุ่มงานต่างๆ ในแผนบริหารทางกลยุทธ์ เพื่อรองรับการบริหารกองทุนฯ ให้มีประสิทธิภาพ มากขึ้น ดังนี้
| แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | แผนพลังงานทดแทน | แผนบริหารทางกลยุทธ์ |
|
|
|
6. หลักเกณฑ์ เงื่อนไขการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559
6.1 ผู้มีสิทธิได้รับการสนับสนุนเป็นส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชนที่ไม่มุ่งค้ากำไรตามมาตรา 26 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
6.2 การสนับสนุนค่าใช้จ่าย เป็นเงินช่วยเหลือให้เปล่าเพื่อการศึกษา วิจัย พัฒนา หรือการสาธิตขนาดเล็ก เป็นเงินช่วยเหลือสนับสนุนแก่หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สถาบันการศึกษา หรือองค์กรเอกชน ในการพัฒนาโครงการด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน และเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือสนับสนุน และค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นสมควร
6.3 หน่วยงานที่รับจัดสรรเงินไปจากกองทุนฯ จะทำสัญญาหรือหนังสือยืนยันกับ สนพ. และ/หรือ พพ. เพื่อเป็นข้อผูกพันที่จะดำเนินงานให้ได้ผลตามเป้าหมายที่กำหนด และ สนพ. และ/หรือ พพ. มีสิทธิบอกเลิกสัญญาหากหน่วยงานนั้นไม่สามารถดำเนินงานได้ตามเป้าหมาย
7. กรอบการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
7.1 การวิเคราะห์ฐานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2554 กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ ในบัญชี จำนวน 21,710 ล้านบาท ขณะที่มีรายจ่ายผูกพันในปี พ.ศ. 2548 - 2554 ซึ่งจะต้องจ่ายในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ประมาณ 9,710 ล้านบาท จึงทำให้กองทุนฯ มีวงเงินคงเหลือ จำนวน 12,000 ล้านบาท ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2554 ได้เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์การดำเนินงานโครงการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบ อุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท
7.2 การวิเคราะห์ระดับรายได้ของกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 คาดว่ากองทุนฯ จะมีรายรับ ประมาณ 7,200 - 7,500 ล้านบาท/ปี รวมเงินรายได้ 5 ปี เป็นเงิน 37,000 ล้านบาท
7.3 การจัดสรรเงินกองทุนฯ ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท โดยกำหนดสัดส่วนวงเงินการจัดสรรเงินกองทุนฯ ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทน และแผนบริหารทางกลยุทธ์ เป็นร้อยละ 50 45 และ 5 ตามลำดับ หรือคิดเป็นวงเงิน 17,500 ล้านบาท 15,750 ล้านบาท และ 1,750 ล้านบาท ตามลำดับ
8. การจัดสรรเงินกองทุนฯ รายปี จะดำเนินการตามแนวทาง/หลักเกณฑ์การพิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน ที่คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนด และจะเสนอคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555 - 2559
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2555-2559 ในวงเงินปีละ 7,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 35,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
เรื่องที่ 7 การบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรีสัญจรที่จังหวัดภูเก็ต เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2555 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะรัฐมนตรีเศรษฐกิจนัดพิเศษ เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2555 ซึ่งเห็นชอบให้หน่วยงานราชการดำเนินมาตรการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่าง น้อย 10% เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนให้หน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจดำเนินการให้เป็น ไปตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เห็นควรสนับสนุนและส่งเสริมให้อาคารควบคุมภาครัฐมีการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพ สูง โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) เข้ามาดำเนินการ จึงได้จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ขึ้น
2. ผลการสำรวจข้อมูลเบื้องต้นของโครงการส่งเสริมและกำกับดูแลการอนุรักษ์ พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐประมาณ 800 แห่ง ที่ พพ. ได้ดำเนินการ สรุปได้ดังนี้ (1) ศักยภาพการประหยัดพลังงาน 75 ktoe ต่อปี คิดเป็นมูลค่า 1,800 ล้านบาทต่อปี หรือร้อยละ 15 ของการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐทั้งหมด (2) ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 442,000 ตันต่อปี และ (3) ประเมินมูลค่าการลงทุน 6,300 ล้านบาท
3. พพ. จัดทำโครงการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐใน ลักษณะธุรกิจจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) ที่ดำเนินการให้กับอาคารเอกชนมาประยุกต์กับอาคารควบคุมภาครัฐ ซึ่งให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบครบวงจรที่มีวัตถุประสงค์ของโครงการ เพื่อสนับสนุนและส่งเสริมการบริหารจัดการการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ โดยใช้หลักการธุรกิจจัดการพลังงาน (ESCO) มาดำเนินการ โดยการใช้อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อเป็นตัวอย่างที่ดีให้แก่อาคารภาคเอกชน และประชาชนในด้านอนุรักษ์พลังงาน มีกลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ อาคารควบคุมภาครัฐในปี 2555 ประกอบด้วย อาคารสำนักงาน 485 แห่ง อาคารสถานศึกษา 180 แห่ง อาคารโรงพยาบาล 139 แห่ง และอาคารประเภทอื่นๆ 19 แห่ง รวมทั้งสิ้น 823 แห่ง และดำเนินงานในรูปแบบธุรกิจจัดการพลังงานที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กฟน. หรือ กฟภ. โดยผู้ดำเนินการธุรกิจจัดการพลังงานจะให้บริการด้านการอนุรักษ์พลังงานแบบ ครบวงจร ตั้งแต่การสำรวจ ตรวจสอบและวิเคราะห์เพื่อกำหนดมาตรการอนุรักษ์พลังงานและการลงทุน รวมทั้ง ออกแบบ การหาแหล่งเงินทุน การควบคุมการติดตั้ง และการติดตามประเมินผล ทั้งนี้ กฟน. และ กฟภ. จะนำค่าไฟฟ้าในส่วนที่ลดลงมาใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการจัดการพลังงานและค่า อุปกรณ์ โดยอาคารควบคุม ภาครัฐไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมจากค่าไฟฟ้าเดิม
4. การดำเนินการ โดย 1) พพ. เป็นผู้ประสานงาน ให้คำปรึกษา และประชาสัมพันธ์โครงการฯ ให้กับ กฟน. กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐ 2) ทีมงาน กฟน. หรือ กฟภ. และ อาคารควบคุมภาครัฐร่วมกันดำเนินการ โดยการสำรวจ ออกแบบ กำหนดมาตรการประหยัดพลังงาน โดยการกำหนดคุณสมบัติอุปกรณ์ (Spec) และคัดเลือกผู้ผลิต/ผู้จำหน่าย (Supplier) โดยการจัดทำสัญญาการจัดการพลังงาน โดยการควบคุมการติดตั้งอุปกรณ์ และทดสอบการใช้งาน และโดยการตรวจประเมินผลการจัดการพลังงาน 3) กฟน. หรือ กฟภ. และอาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ ร่วมกันติดต่อแหล่งเงินทุน (Bank & ESCO Fund) เพื่อขอกู้เงิน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการออกแบบ การติดตั้งอุปกรณ์ประหยัดพลังงาน การรับประกัน และการบำรุงรักษาอุปกรณ์ 4) กฟน. หรือ กฟภ. เรียกเก็บค่าไฟฟ้าและค่าจัดการพลังงานจากอาคารควบคุมภาครัฐ ที่เข้าร่วมโครงการฯ ประมาณ 800 แห่ง 5) อาคารควบคุมภาครัฐที่เข้าร่วมโครงการฯ จ่ายเงินค่าไฟฟ้า และค่าจัดการพลังงานให้แก่ กฟน. หรือ กฟภ. และ 6) พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงาน ในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สนพ. เป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป
5. พพ. ได้จัดทำโครงการนำร่องการบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย โดย พพ. และ กฟภ. ได้จัดทำบันทึกข้อตกลงความร่วมมือกับมหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) (ลงนาม เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2554) และร่วมกับมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ ในการดำเนินโครงการนำร่องบริหารจัดการเพื่อการประหยัดพลังงานในมหาวิทยาลัย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงานดำเนินโครงการบริหารจัดการเพื่อการ ประหยัดพลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ตามรายละเอียดของการดำเนินโครงการฯ ที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เสนอ โดยให้ดำเนินการโครงการนำร่อง 3 แห่ง ได้แก่ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ (ศูนย์รังสิต) มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ และศูนย์ราชการเฉลิมพระเกียรติ 80 พรรษา
2.ให้ พพ. ประสานกระทรวงการคลัง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์และแนวทางการเบิกค่าใช้จ่ายให้อาคารควบคุมภาครัฐ สามารถนำค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากการประหยัดพลังงาน มาเป็นค่าใช้จ่ายในการลงทุนและบริหารจัดการได้
3.ให้ พพ. ติดตามผลการดำเนินงานการจัดการใช้พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐและรายงานให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อสรุปเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 8.1 สถานการณ์พลังงาน ปี 2554 และแนวโน้มปี 2555
เรื่องที่ 8.2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 8.3 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์
เรื่องที่ 8.4 แนวทางการจัดเก็บป้ายภาษีทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 8.5 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2554
เรื่องที่ 8.6 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 และ 2552
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 139 - วันศุกร์ที่ 30 พฤศจิกายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2554 (ครั้งที่ 139)
วันพุธที่ 30 พฤศจิกายน 2554 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.นโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy)
3.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
4.โครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน
5.การปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี
รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ (นายกิตติรัตน์ ณ ระนอง) เป็นประธานที่ประชุม
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ)
เรื่องที่ 1 นโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy)
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) โดยมีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 20 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายภายในปี 2565 และต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 20 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับการใช้พลังงานในปี 2553 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ หรือลดพลังงานที่ใช้ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) ร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548
2. เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 รัฐบาลได้แถลงนโยบายต่อรัฐสภา ที่จะต้องส่งเสริมผลักดันการอนุรักษ์พลังงานเต็มรูปแบบตาม ข้อ 3.5.4 ส่งเสริมการผลิต การใช้ ตลอดจนการวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยตั้งเป้าหมายให้สามารถทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี ทั้งนี้ ให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรมอย่างครบวงจร และข้อ 3.5.5 ส่งเสริมและผลักดันการอนุรักษ์พลังงาน อย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี ประกอบกับเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2554 ในการประชุมระดับรัฐมนตรีเอเปค ครั้งที่ 23 ซึ่งผู้นำกลุ่มเอเปคได้ตกลงจะร่วมกันส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเพื่อให้ บรรลุเป้าหมาย ในการลดสัดส่วนของการใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติ (Energy Intensity : EI) ลงโดยรวมให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยประเทศไทยจะต้องมีส่วนร่วมในการลดการใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชา ชาติลงร้อยละ 26.5 ในปี 2573 ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงได้มีการปรับปรุงนโยบายด้านพลังงานของประเทศไทย (Thailand Energy Policy) ขึ้น โดยมุ่งเน้นการลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (CO2) ลง พร้อมทั้งการเป็นจุดเริ่มต้นในการให้ประเทศไทยก้าวไปสู่การเป็นสังคมคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Society) ดังนี้
2.1 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ได้กำหนดเป้าหมายตามนโยบายของรัฐบาลที่ลดระดับการใช้ พลังงานต่อผลผลิต (EI) ลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี โดยประเทศจะต้องลดการใช้พลังงานลง 38,200 ktoe ในปี 2573 หรือคิดเป็นการลดการปลดปล่อยก๊าซ CO2 ลง 130 ล้านตัน จำแนกเป็น ภาคอุตสาหกรรม ภาคขนส่ง ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ และภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านที่อยู่อาศัยเป็น 50, 47, 20 และ 13 ล้านตัน ตามลำดับ โดยแบ่งแผนการดำเนินงานตามเป้าหมายที่จะลดเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะเร่งด่วน (2554 - 2555) จำนวน 8 ล้านตันในปี 2555 ระยะสั้น (2554 - 2559) จำนวน 27 ล้านตันในปี 2559 ระยะกลาง (2554-2564) จำนวน 63 ล้านตันในปี 2564 และระยะยาว (2554 - 2573) จำนวน 130 ล้านตันในปี 2573 และจากคำประกาศของผู้นำกลุ่มประเทศเอเปค ประเทศไทยจะต้องลดค่า EI ให้ได้อย่างน้อย ร้อยละ 26.5 ภายในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 ทำให้ประเทศไทยจะต้องมีส่วนร่วมในการลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 35,900 ktoe ซึ่งปัจจุบัน ประเทศไทยมีแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี มีเป้าหมายที่จะลดค่า EI ลงให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี หรือปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 ทำให้จะต้องลด การใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe แต่หากคำนวณค่า EI โดยใช้ปีฐานในปี 2548 ไทยสามารถลด EI ได้ถึงร้อยละ 55 ซึ่งแสดงให้เห็นว่าไทยสามารถลดการปล่อยเรือนกระจกจากการลดค่า EI ได้ดีกว่าเป้าหมายของเอเปคมาก
2.2 แผนส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) (AEDP 2012- 2021) โดยกำหนดเป้าหมายให้เพิ่มการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นร้อยละ 25 ของการใช้พลังงานทั้งหมดภายในปี 2564 ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 (พ.ศ. 2555 - 2559) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 5,625 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 11,426 ktoe และระยะที่ 2 (พ.ศ. 2560 - 2564) มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน 9,201 เมกะวัตต์ และปริมาณความร้อนจากพลังงานทดแทน 24,931 ktoe เมื่อดำเนินการตามแผน AEDP (2012 - 2021) จะลดการนำเข้าน้ำมันของประเทศประมาณปีละ 574,000 ล้านบาท และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ 76 ล้านตัน ในปี 2564 พร้อมทั้งมีรายได้จากการขายคาร์บอนเครดิตประมาณ 23,000 ล้านบาทต่อปี
ตารางแสดงสถานภาพกำลังผลิตของพลังงานทดแทนในปัจจุบันและเป้าหมายในปี 2564
| ประเภท | หน่วย | ปริมาณกำลังการผลิตปัจจุบัน | เป้าหมายปี 2564 (AEDP 10 ปี) |
| ไฟฟ้า | |||
| 1. พลังงานลม (Wind) | MW | 7.28 | 1,200 |
| 2. พลังงานแสงอาทิตย์ (solar) | MW | 75.48 | 2,000 |
| 3. พลังน้ำ (Hydro) | MW | 86.39 | 1,608 |
| 4. ชีวมวล (ไฟฟ้า) | MW | 1,751- | 3,630 |
| 5. ก๊าซชีวภาพ | MW | 137.57 | 600 |
| 6. ขยะ | MW | 13.45 | 160 |
| 7. พลังงานรูปแบบใหม่ผลิตไฟฟ้า | MW | - | 3 |
| ความร้อน | |||
| 8. แสงอาทิตย์ | ktoe | 1.98 | 100 |
| 9. ชีวมวล (Bio-mass) | ktoe | 3,285.97 | 8,200 |
| 10. ก๊าซชีวภาพ (Bio-gas) | ktoe | 378.66 | 1,000 |
| 11. ขยะ (MSW) | ktoe | 1.26 | 35 |
| เชื้อเพลิงชีวภาพ | |||
| 12. เอทานอล (Ethanol) | ML/Day | 1.30 | 9.0 |
| 13. ไบโอดีเซล (Bio-Diesel) | ML/Day | 1.62 | 5.97 |
| 14. เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล | ML/Day | - | 25.0 |
| รวมเชื้อเพลิงภาคขนส่ง | ML/Day | 2.92 | 39.97 |
| ความต้องการเบนซิน + ดีเซล รวม | ML/Day | 73 | 91 |
| สัดส่วนทดแทน | % | 4% | 44% |
ที่มา: กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน
2.3 ผลที่คาดว่าจะได้รับจากการที่รัฐบาลได้ดำเนินการตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) โดยมีเป้าหมายทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างน้อยร้อยละ 25 และให้มีการส่งเสริมผลักดันการอนุรักษ์พลังงานเต็มรูปแบบโดยลด Energy Intensity ลงร้อยละ 25 ใน 20 ปี จะทำให้ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงประมาณ 206 ล้านตันต่อปี แบ่งเป็นจากแผน ADEP 76 ล้านตันในปี 2573 และจากแผนอนุรักษ์พลังงาน 130 ล้านตันในปี 2573
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ยกเลิกแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) และแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 และวันที่ 27 เมษายน 2554 ตามลำดับ
2.เห็นชอบนโยบายด้านพลังงานของประเทศไทยตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) และแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564)
สรุปสาระสำคัญ
1.รัฐบาลได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและ พลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ Alternative Energy Development Plan : AEDP (2012 - 2021) เพื่อกำหนดกรอบและทิศทางการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ ลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงและพลังงานชนิดอื่น ช่วยกระจายความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงเพื่อการผลิตไฟฟ้า และลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก โดยทั้งนี้คาดว่าในปี 2564 ความต้องการพลังงานในอนาคตของประเทศ เพิ่มขึ้น 99,838 ktoe จากปัจจุบัน 71,728 ktoe โดยในส่วนของพลังงานทดแทนตาม PDP 2010 และแผน AEDP (2012 - 2021) กำหนดให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นจาก 7,413 ktoe ในปี 2555 เป็น 25,000 ktoe ในปี 2564 หรือคิดเป็น 25% ของการใช้พลังงานรวม
2.สาระสำคัญแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564)
2.1 วัตถุประสงค์ เพื่อให้ประเทศไทยสามารถพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นพลังงานหลักของประเทศทดแทน การนำเข้าน้ำมันได้ในอนาคต เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ สนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และเพื่อวิจัยพัฒนาส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนสัญชาติไทยให้สามารถแข่ง ขันในตลาดสากล
2.2 ยุทธศาสตร์ ได้กำหนดยุทธศาสตร์ส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนตามแผน AEDP 6 ประเด็น ประกอบด้วย (1) การส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนอย่างกว้าง ขวาง (2) การปรับมาตรการจูงใจสำหรับการลงทุนจากภาคเอกชนให้เหมาะสมกับสถานการณ์ (3) การแก้ไขกฎหมาย และกฎระเบียบที่ยังไม่เอื้อต่อการพัฒนาพลังงานทดแทน (4) การปรับปรุงระบบโครงสร้างพื้นฐาน เช่น ระบบสายส่ง สายจำหน่ายไฟฟ้ารวมทั้งการพัฒนาสู่ระบบ Smart Grid (5) การประชาสัมพันธ์ และสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชน และ (6) การส่งเสริมให้งานวิจัยเป็นเครื่องมือในการพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานทดแทนแบบ ครบวงจร
2.3 เป้าหมาย โดยมีเป้าหมายในปี 2564 แต่ละประเภทของพลังงาน ดังนี้
ตารางค่าเป้าหมายตามแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี
| ประเภท | เป้าหมายเดิม | เป้าหมายใหม่ | |
| ไฟฟ้า | KTOE | KTOE | ล้านหน่วย |
| 1.พลังงานลม | 89 | 134 | 1,283 |
| 2.พลังงานแสงอาทิตย์ | 56 | 224 | 2,484 |
| 3.ไฟฟ้าพลังน้ำ | 85 | 756 | 5,604 |
| 4.พลังงานชีวมวล | 1,933 | 1,896 | 14,008 |
| 5.ก๊าซชีวภาพ | 54 | 270 | 1,050 |
| 6.พลังงานจากขยะ | 72 | 72 | 518 |
| 7.พลังงานรูปแบบใหม่ | 1 (ไฮโดรเจน) | 0.86 | 10 |
| รวม | 2,290 | 3,352.86 | 24,956 |
| สัดส่วนทดแทนไฟฟ้า | 6% | 10.1% | |
| ประเภท | เป้าหมายเดิม | เป้าหมายใหม่ | |
| ความร้อน | KTOE | KTOE | |
| 1.พลังงานแสงอาทิตย์ | 38 | 100 | |
| 2.พลังงานชีวมวล | 6,760 | 8,200 | |
| 3.ก๊าซชีวภาพ | 600 | 1,000 | |
| 3.1 ก๊าซชีวภาพ | 797 | ||
| 3.2 CBG (5% ของ NGV) | 203 | ||
| 4.พลังงานจากขยะ | 35 | 35 | |
| รวม | 7,433 | 9,335 | |
| เชื้อเพลิงชีวภาพ | ลล/วัน | ลล/วัน | |
| 1.เอทานอล | 9.0 | 9.0 | |
| 2.ไบโอดีเซล | 4.5 | 5.97 | |
| 3.เชื้อเพลิงใหม่ทดแทนดีเซล | - | 25.0 | |
| รวม | 13.5 | 39.97 | |
| สัดส่วนทดแทนน้ำมัน | 14% | 44% | |
ตารางเป้าหมายกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพื่อการขับเคลื่อนและติดตาม
| ประเภท | เป้าหมายปริมาณการผลิตไฟฟ้า ในปี 2564 | กำลังการผลิตติดตั้งสะสมในปี 2564 | ||
| ล้านหน่วย : GW-hr | MW | |||
| 1.พลังงานลม | 1,283 | 1,200 | ||
| 2.พลังงานแสงอาทิตย์ | 2,484 | 2,000 | ||
| 3.ไฟฟ้าพลังน้ำ | 5,604 | 1,608
|
||
| 4.พลังงานชีวมวล | 14,008 | 3,630 | ||
| 5.ก๊าซชีวภาพ | 1,050 | 600 | ||
| 6.พลังงานจากขยะ | 518 | 160 | ||
| 7.พลังงานรูปแบบใหม่ | 10 | 3
|
3. ผลประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับ
| แผนฯเดิม REDP 15 ปี | แผนฯใหม่ AEDP-25% ใน 10 ปี | |
ด้านพลังงาน
|
12% (20% เมื่อรวม NGV) 5,604 MW 7,433 13.5 14% |
|
ด้านเศรษฐกิจ
|
460,000 ล้านบาท/ปี |
574,000 ล้านบาท |
ด้านสิ่งแวดล้อม
|
42 ล้านตัน/ปี ในปี 65 |
76 ล้านตัน/ปี ในปี 2564 |
ด้านการพัฒนางานนวัตกรรมและเทคโนโลยี
|
ไม่มี |
มีแผนปฏิบัติการที่ชัดเจน (55-59) |
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2010 - 2021 ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของ ประเทศเป็นร้อยละ 25
เรื่องที่ 3 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1.ตามนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานของรัฐบาลกำหนดให้ส่งเสริมและผลักดัน การอนุรักษ์พลังงานอย่างเต็มรูปแบบ โดยลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ประกอบกับ ผู้นำประเทศในกลุ่มความร่วมมือเศรษฐกิจเอเชียแปซิฟิค (APEC) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2554 ได้กำหนดเป้าหมายตกลงจะร่วมกันส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานโดยลดสัดส่วนของ การใช้พลังงานต่อผลิตภัณฑ์มวลรวมประชาชาติ (Energy Intensity : EI) ลงโดยรวม ให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 45 ภายในปี 2578 เมื่อ เทียบกับปี 2548 โดยในส่วนของไทย จะต้องลดค่า EI ให้ได้อย่างน้อยร้อยละ 26.5 เมื่อเทียบกับปี 2548 กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล และเป้าหมายของผู้นำเอเปคข้างต้น รวมทั้งบรรลุเป้าหมายที่จะลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตให้ได้ ร้อยละ 25 ภายในปี 2573
2.สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2574)
2.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.3ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จาก ปี 2533 - ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน
2.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย
2.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลง 25% ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2553 หรือต้องลดการใช้พลังงานลงให้ได้อย่างน้อย 38,200 ktoe ทั้งนี้ หากคำนวณค่า EI โดยใช้ปี พ.ศ. 2548 เป็นปีฐาน ไทยสามารถลด EI ได้ถึงร้อยละ 55 ซึ่งเกินกว่าค่าเป้าหมายของเอเปค
3.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ที่ได้ปรับปรุงใหม่ได้กำหนดกรอบการพัฒนาตามภาคเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย โดยในปี 2573 จะสามารถลดการใช้พลังงานได้ทั้งสิ้น 38,200 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณ การใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมดของประเทศ ดังนี้
| ภาคเศรษฐกิจ | ศักยภาพเชิงเทคนิค (ktoe) | เป้าหมายเดิม (ktoe) | เป้าหมายใหม่ (ktoe) | ร้อยละของเป้าหมายรวม |
| ขนส่ง | 16,293 | 13,300 | 15,100 | 40 |
| อุตสาหกรรม | 17,350 | 11,300 | 16,100 | 42 |
| อาคารธุรกิจขนาดใหญ่ | 3,878 | 2,200 | 3,600 | 9 |
| อาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย | 3,670 | 3,200 | 3,400 | 9 |
| รวม | 41,191 | 30,000 | 38,200 | 100 |
ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมสนับสนุนจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมและทิศทางตลาด (3) การให้เอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการ พลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง
กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน ได้แก่ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน อาทิ การบังคับให้ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน (mandatory labeling) (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน เช่น การสนับสนุนการดำเนินการของบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน
6.ประโยชน์ที่จะได้รับจากการลงทุนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะก่อให้เกิดการประหยัดพลังงาน ขั้นสุดท้ายในปี 2573 รวมเท่ากับ 38,200 ktoe และลดการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 130 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายด้านพลังงาน ได้ 707,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573) ที่กระทรวงพลังงานปรับปรุงตามนโยบายของรัฐบาล เมื่อวันที่ 23 สิงหาคม 2554 ซึ่งมีเป้าหมายลดระดับการใช้พลังงานต่อผลผลิตลงร้อยละ 25 ภายใน 20 ปี เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553
เรื่องที่ 4 โครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1.พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 4(1) กำหนดให้คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจหน้าที่ในการเสนอนโยบาย เป้าหมาย หรือมาตรการเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานต่อคณะรัฐมนตรี กระทรวงพลังงานจึงได้เสนอโครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ประสบอุทกภัยหลัง น้ำลดของกระทรวงพลังงานต่อ กพช.
2.แนวทางการดำเนินการเยียวยาและฟื้นฟูผู้ประสบอุทกภัย การดำเนินงานเป็นการช่วยเหลือการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ เครื่องจักร ที่ได้รับความเสียหายจากอุทกภัยให้เป็นเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพสูงขึ้น ใน ภาคอาคาร และภาคอุตสาหกรรม โดยดำเนินงานตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ในมาตรา 7 สำหรับการช่วยเหลือฟื้นฟูภาคอุตสาหกรรม ได้แก่ การปรับปรุงประสิทธิภาพการเผาไหม้ของเชื้อเพลิง การป้องกันการสูญเสียพลังงาน และการนำพลังงานที่เหลือจากการใช้แล้วกลับมาใช้ใหม่ เป็นต้น และมาตรา 17 ในการช่วยเหลือฟื้นฟูในภาคอาคารและที่อยู่อาศัย ได้แก่ การลดความร้อนจากแสงอาทิตย์ที่เข้ามาในอาคาร และการใช้วัสดุก่อสร้างอาคารที่จะช่วยอนุรักษ์พลังงาน เป็นต้น
3.มาตรการในการดำเนินงาน มี 3 ส่วนได้แก่ 1) มาตรการช่วยเหลือทางด้านการเงิน เช่น การสนับสนุนด้านเงินทุนหมุนเวียน (ESCO FUND) และการสนับสนุนด้านการลดอัตราดอกเบี้ย 2) มาตรการด้านการเยียวยาและฟื้นฟู เช่น การสนับสนุนการซ่อมแซมและปรับปรุงอุปกรณ์เครื่องจักรของโรงงานที่ได้รับผล กระทบจากอุทกภัย การฟื้นฟู ปรับปรุง และส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนสำหรับโครงการในพื้นที่ประสบอุทกภัย และการปรับแต่งเครื่องยนต์ (Tune Up) ที่ได้รับผลกระทบจากอุทกภัยให้มีประสิทธิภาพ และ 3) มาตรการด้านการให้คำปรึกษาและประชาสัมพันธ์ ได้แก่ การให้คำปรึกษาเพื่อฟื้นฟูปรับปรุงสภาพอุปกรณ์ เครื่องจักรของอาคารและโรงงานให้มีประสิทธิภาพ เป็นต้น
4.สำหรับตัวอย่างการให้ความช่วยเหลือ ได้แก่ (1) ภาคอาคารและที่อยู่อาศัย อาทิ การจัดมหกรรมสินค้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้าประสิทธิภาพสูงใน พื้นที่จังหวัดที่ประสบอุทกภัย เพื่อให้ประชาชนได้ซื้อสินค้าเพื่อการประหยัดพลังงาน ไปใช้ทดแทนอุปกรณ์ที่ได้รับความเสียหาย โดยนำเงินงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปช่วยอุดหนุนลด ราคาอุปกรณ์ร้อยละ 20 ซึ่งคาดว่าจะมีประชาชนประมาณ 1,000,000 ครัวเรือน ที่จะได้รับความช่วยเหลือภายใต้งบประมาณโครงการ 2,000 ล้านบาท และ (2) ภาคอุตสาหกรรม อาทิ การช่วยเหลือโดยให้เงินอุดหนุนให้กับโรงงานอุตสาหกรรม และ SMEs ในการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ เครื่องจักร ที่ได้รับความเสียหายจากอุทกภัยให้เป็นอุปกรณ์เครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพ สูงขึ้น เช่นมอเตอร์ไฟฟ้า และปั้มสูบน้ำประสิทธิภาพสูง โดยนำเงินงบประมาณกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานไปช่วยอุดหนุนลด ราคาอุปกรณ์ เครื่องจักรอัตราร้อยละ 20 ซึ่งคาดว่าจะมีผู้ประกอบการ SMEs ประมาณ 200,000 โรงงานที่จะได้รับความช่วยเหลือ ภายใต้งบประมาณโครงการ 2,000 ล้านบาท
5.หลักเกณฑ์และเงื่อนไขการใช้จ่ายเงินในการดำเนินโครงการ โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนฯ ในวงเงิน 10,000 ล้านบาท โดยเงื่อนไขของการใช้จ่ายเงินให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ตามมาตรา 25 ของ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับปรับปรุง พ.ศ. 2550 และดำเนินโครงการด้านการอนุรักษ์พลังงานและการส่งเสริมพลังงานทดแทนใน พื้นที่ที่ประสบอุทกภัยให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2555
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางและหลักเกณฑ์ในการดำเนินโครงการแผนการฟื้นฟูเยียวยาผู้ ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ภายในวงเงินรวม 10,000 ล้านบาท
2.มอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อดำเนินโครงการแผนการฟื้นฟูผู้ประสบอุทกภัยหลังน้ำลดของกระทรวงพลังงาน โดยให้เป็นไปตามมาตรา 28 (1) และ (2) ในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2555
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี
สรุปสาระสำคัญ
2.คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2552 และวันที่ 14 กรกฎาคม 2552 เห็นชอบมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและประเภทหอพักและอพาร์ทเมนต์ ที่มีอัตราค่าเช่าไม่เกิน 3,000 บาท/เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 จนถึงเดือนธันวาคม 2552 ซึ่งต่อมา คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการมาตรการลดภาระค่าครอง ชีพอย่างต่อเนื่องจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2554
คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 มีมติรับทราบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่องการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดย กพช. เห็นชอบกำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ได้รับการอุดหนุนให้ใช้ไฟฟ้าฟรี 90 หน่วย โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ทั้งนี้จากการคำนวณภาระการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นวงเงินประมาณ 12,000 ล้านบาทต่อปี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตรา 0.12 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร ซึ่งจากการดำเนินมาตรการดังกล่าวได้ส่งผลให้ภาคอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาด ใหญ่ของประเทศต้องแบกรับภาระจากการอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรี โดยค่าไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 4 ซึ่งภาระต้นทุนดังกล่าวส่งผลกระทบต่อขีดความสามารถในการแข่งขันและมีข้อร้อง เรียนว่าไม่เป็นธรรมกับภาคอุตสาหกรรมที่จะต้องรับภาระการอุดหนุนแทนภาครัฐ และขอให้มีการทบทวนมาตรการดังกล่าว
3.สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้ร่วมกันพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้น และได้วิเคราะห์เพิ่มเติมการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือน สรุปได้ว่า เพื่อให้การดำเนินนโยบายดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยประสบ ความสำเร็จโดยไม่ผลักภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นมากเกินไป จึงควรปรับมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือน ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ทั้งนี้ได้คำนวณเปรียบเทียบภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่าย ไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90, 65 และ 50 หน่วยต่อเดือน ดังนี้
| เครื่องใช้ไฟฟ้า | 50 หน่วย | 65 หน่วย | 90 หน่วย | |||
| จำนวน | ชั่วโมงที่ใช้ | จำนวน | ชั่วโมงที่ใช้ | จำนวน | ชั่วโมงที่ใช้ | |
| หลอดไฟ (40 W) | 3 | 6 | 4 | 6 | 6 | 6 |
| โทรทัศน์สี (100 W) | 1 | 3 | 1 | 4 | 1 | 4 |
| พัดลมตั้งโต๊ะ (45 W) | 1 | 6 | 1 | 6 | 1 | 8 |
| หม้อหุงข้าว (600 W) | 1 | 0.5 | 1 | 0.5 | 1 | 0.5 |
| เตารีด (750 W) | 1 | 0.25 | 1 | 0.25 | ||
| วิทยุ (15 W) | 1 | 2 | 1 | 1 | ||
| เครื่องเล่น DVD (30W) | 1 | 0.25 | ||||
| ตู้เย็น 2.4 Q (65 W) | ||||||
| รวมการใช้ไฟฟ้า/วัน | 1.59 | หน่วย | 2.1475 | หน่วย | 2.71 | หน่วย |
| รวมการใช้ไฟฟ้า/เดือน | 47.7 | หน่วย | 64.425 | หน่วย | 81.3 | หน่วย |
ซึ่งผลการคำนวณเปรียบเทียบภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าของครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าทั้ง 3 ประเภท เป็นดังนี้
| กรณี 90 หน่วย (1) |
กรณี 65 หน่วย (2) |
กรณี 50 หน่วย (3) |
เปรียบเทียบ (1) - (2) |
เปรียบเทียบ (1) - (3) |
|
| จำนวนผู้ใช้ไฟฟ้า (ล้านราย/เดือน) | 8.288 | 6.14 | 4.37 | 2.15 | 3.92 |
| หน่วยจำหน่าย (ล้านหน่วย/ปี) | 4,283.90 | 2,273.88 | 1,170.60 | 2,010.02 | 3,113.30 |
| ค่าไฟฟ้า (ล้านบาท/ปี) | 13,306.10 | 6,916.96 | 3,517.08 | 6,389.14 | 9,789.02 |
| ผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ(บาท/หน่วย) | 0.1279 | 0.0665 | 0.0338 | 0.06 | 0.09 |
| ร้อยละของผู้ใช้ไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท | 43.97 | 32.58 | 23.18 | 11.39 | 20.79 |
| ร้อยละของผู้ใช้ไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 | 78.56 | 58.21 | 41.41 | 20.35 | 37.15 |
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี โดยปรับลดจำนวนหน่วยการใช้ไฟฟ้าของครัวเรือนจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน และกระจายภาระค่าใช้จ่ายไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง และองค์กรที่ไม่แสวงหากำไร
2.มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป โดยพิจารณาถึงวันเริ่มต้นการใช้มาตรการค่าไฟฟ้าฟรีที่ปรับปรุงใหม่ให้มีความ เหมาะสม
เรื่องที่ 6 การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2554 กพช. เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกการใช้น้ำมันเบนซิน 91 โดยมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแนวทางและแผนปฏิบัติการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
การผลิตและการใช้เอทานอลในปี 2554 มีโรงงานผลิตเอทานอล จำนวน 19 แห่ง มีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตรต่อวัน และมีปริมาณความต้องการใช้เอทานอล 1.3 ล้านลิตรต่อวัน ทำให้มีกำลังการผลิตส่วนเกิน 1.63 ล้านลิตรต่อวัน ดังนั้น การยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะช่วยเพิ่มความต้องการใช้เอทานอล โดยไม่มีปัญหาเรื่องปริมาณการผลิตไม่เพียงพอ เนื่องจากโรงงานเอทานอลมีศักยภาพการผลิตเหลือเพียงพอรองรับความต้องการที่ เพิ่มขึ้นได้
กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ภายใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) โดยกำหนดให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ภายในปี 2555 ซึ่งจะมีผลกระทบและข้อจำกัด คือ เนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันมีขีดความสามารถสูงสุดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน เพียง 495 ล้านลิตรต่อเดือน ดังนั้น จึงไม่เพียงพอรองรับปริมาณความต้องการใช้ที่ระดับ 525-507 ล้านลิตรต่อเดือนได้ จึงต้องนำเข้าจากต่างประเทศ ประมาณ 30-12 ล้านลิตรต่อเดือน
ผลกระทบจากการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 พบว่า มีข้อดี คือ ช่วยเพิ่มปริมาณการใช้เอทานอล 19 - 21 ล้านลิตรต่อเดือน หรือ 0.6 - 0.7 ล้านลิตรต่อวัน สามารถสร้างมูลค่าให้กับอุตสาหกรรมเอทานอลได้ 404 - 477 ล้านบาทต่อเดือน ลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศทำให้ราคาผลผลิตทางการเกษตรมีเสถียรภาพ เป็นการช่วยเหลือเกษตรกรในประเทศ และลดปริมาณการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และข้อเสีย คือ โรงกลั่นน้ำมันอาจจะไม่สามารถผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) หรือน้ำมันองค์ประกอบ (Components) บางตัวได้เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงต้องนำเข้าประมาณ 12 - 30 ล้านลิตรต่อเดือน ในขณะที่ต้องส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือจากการยกเลิกการผลิตน้ำมัน เบนซิน 91 ประมาณ 96 - 113 ล้านลิตรต่อเดือน ส่งผลให้ มีต้นทุนการผลิตแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้น หากบริหารจัดการไม่ดี
5.ปัญหาและข้อจำกัด ได้แก่ (1) ข้อจำกัดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยการปรับปรุงหน่วยกลั่น เพื่อให้สามารถผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานเพิ่มขึ้นอาจทำได้ไม่มากนัก เนื่องจากโรงกลั่นบางแห่งได้ดำเนินการปรับปรุงการผลิตของหน่วยกลั่นเพื่อ ผลิตน้ำมันยูโร 4 ไปในระดับหนึ่งแล้ว และโรงกลั่นน้ำมันไม่สามารถปรับเปลี่ยนการผลิตน้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันเบนซิน 95 ให้กลายเป็นน้ำมันเบนซินพื้นฐานในสัดส่วน 1:1 ได้เนื่องจากมีข้อจำกัดเรื่องค่าความดันไอ (RVP) และค่าอุณหภูมิการกลั่นที่ 50% (T-50) ดังนั้น หากต้องการ ให้ผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานได้เพิ่มขึ้น อาจต้องพิจารณาผ่อนผันค่า RVP และ T-50 ซึ่งกรณีดังกล่าวยังไม่เป็นที่ยอมรับของอุตสาหกรรมยานยนต์ในปัจจุบัน จะส่งผลให้เกิดปัญหา Vapor Lock และทำให้เกิดมลพิษเพิ่มขึ้นด้วย (Evaporative Emissions) (2) ข้อจำกัดเรื่องขีดความสามารถของ Facilities โดยโรงกลั่นน้ำมันอาจจะไม่สามารถนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือในปริมาณที่เพิ่มสูงขึ้นในระยะเวลาต่อ เนื่องยาวนานได้ เนื่องจากถังเก็บน้ำมันในกลุ่มเบนซิน (เบนซินและแก๊สโซฮอล์) มีจำนวนน้อย และเป็นถังขนาดเล็ก ทำให้มีข้อจำกัดในเรื่องการหมุนเวียนถังในการรับ-จ่ายน้ำมัน และท่อน้ำมัน และท่าเรือที่ใช้ในการนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันองค์ประกอบเพื่อผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และส่งออกน้ำมันองค์ประกอบที่เหลือ ซึ่งเป็นช่องทางเดียวกับที่ใช้จ่ายน้ำมันสำเร็จรูปให้กับลูกค้าภายในประเทศ และ (3) การนำเข้าน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันองค์ประกอบเพื่อผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยการนำเข้าในกรณีเร่งด่วนหรือฉุกเฉินจะมีราคาสูง เนื่องจากเป็นข้อกำหนดคุณภาพ (specification) ที่ต้องสั่งผลิตโดยเฉพาะไม่มีจำหน่ายในตลาดโดยทั่วไป โดยต้องปรับให้มีค่า RVP และ T-50 สูง อีกทั้งไทยได้บังคับใช้มาตรฐานยูโร 4 แล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2555 เป็นต้นไป
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปแก้ไขปัญหาการผลิตและการนำเข้า น้ำมันเบนซินพื้นฐาน (G-Base) และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 138 - วันศุกร์ที่ 30 กันยายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2554 (ครั้งที่ 138)
วันศุกร์ที่ 30 กันยายน 2554 เวลา 15.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สรุปสาระสำคัญนโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
2.แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3.ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)
4.การขอความร่วมมือหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่มีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
5.นโยบายการการส่งเสริมพลังงานทดแทน
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สรุปสาระสำคัญนโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซ LPG และก๊าซ NGV ซึ่งมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และก๊าซ NGV ไปจนถึง มิถุนายน 2554 (2) ให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึง มิถุนายน 2554 (3) ยกเลิกการกำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.34 บาท/กก. และ (4) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำมาตรการและแนวทางช่วยเหลือกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิคและกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ ในกรณีที่รัฐมีนโยบายให้ทยอยปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม และให้นำกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
ครม. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง นโยบายการชดเชยราคาก๊าซ LPG ซึ่งมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) ให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่งไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 (2) ให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. (3) ให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และ (4) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
กบง. เมื่อวันที่ 11 กรกฎาคม 2554 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมและได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม โดยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายให้ภาคอุตสาหกรรม ตามระยะเวลาและอัตรา ดังต่อไปนี้
ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2554 - 30 กันยายน 2554 ในอัตรากิโลกรัมละ 2.8037 บาท
ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2554 - 31 ธันวาคม 2554 ในอัตรากิโลกรัมละ 5.6075 บาท
ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 - 31 มีนาคม 2555 ในอัตรากิโลกรัมละ 8.4112 บาท
ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2555 เป็นต้นไป ในอัตรากิโลกรัมละ 11.2150 บาท
โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตาม ตรวจสอบ และเฝ้าระวังการลักลอบการใช้ก๊าซ LPG ผิดประเภท แล้วให้รายงานผลการดำเนินการเสนอ กบง. เพื่อทราบต่อไป
ในปี 2554 (มกราคม - กรกฎาคม) การจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศมาจากการผลิตในประเทศ 414 พันตัน/เดือน และจากการนำเข้า 118 พันตัน/เดือน สำหรับส่วนที่ผลิตในประเทศมาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 280 พันตัน/เดือน และจากโรงกลั่นน้ำมัน 134 พันตัน/เดือน ส่วนความต้องการใช้หลักจะอยู่ ในภาคครัวเรือน 216 พันตัน/เดือน ที่เหลืออยู่ในภาคขนส่ง 73 พันตัน/เดือน ภาคอุตสาหกรรม 65 พันตัน/เดือนและภาคปิโตรเคมี 186 พันตัน/เดือน
ปี 2553 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 583 - 921 เหรียญสหรัฐ/ตัน เฉลี่ยอยู่ที่ 711 เหรียญสหรัฐ/ตัน และภาระการชดเชยก๊าซ LPG จากการนำเข้า จากต่างประเทศโดยตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 17 กันยายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,880 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 57,339 ล้านบาท รวมทั้งภาระการชดเชยก๊าซ LPG จากการโรงกลั่น ตั้งแต่ 14 มกราคม - สิงหาคม 2554 ประมาณ 7,354 ล้านบาท
ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2554 มีปริมาณการจำหน่ายก๊าซฯ 6,895 ตันต่อวัน และมีสถานีบริการ NGV จำนวน 453 สถานี แบ่งเป็นสถานีแม่ 19 สถานี สถานีลูก 434 สถานี ครอบคลุม 52 จังหวัด นอกจากนี้ มีจำนวนรถ NGV สะสม 283,431 คัน แบ่งเป็น รถเบนซิน 193,051 คัน รถดีเซล 38,699 คัน และรถ OEM 51,681 คัน นอกจากนั้นกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมตั้งแต่ มีนาคม 2553-สิงหาคม 2554 ประมาณ 6,202 ล้านบาท
ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 26 กันยายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 16,867 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 18,168 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 18,024 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 144 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯสุทธิติดลบ 1,302 ล้านบาท
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคา ดังนี้
(1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ภาคครัวเรือน : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555
ภาคขนส่ง : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงาน และปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่ 16 มกราคม 2555เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาท/กก. (0.41 บาท/ลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาท/กก. จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
(2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV
ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตรา เงินชดเชยในอัตรา 2 บาท/กก. ต่อไปตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2554 จนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV
ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาท/กก. ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 จนถึงเดือนธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป
ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาท/กก. จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 - เมษายน 2555
เพื่อบรรเทาผลกระทบจากแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จึงมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาหาแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มดังกล่าวต่อไป
(3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
(4) ผลกระทบต่อรายรับ-รายจ่าย ของกองทุนน้ำมัน
ทั้งนี้หากดำเนินการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จะมีผลทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ ณ สิ้นปี 2555 อยู่ที่ 3,877 ล้านบาท
ประเด็นเพื่อพิจารณา (1) ขอความเห็นชอบข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ภาคอุตสาหกรรม ปิโตรเคมีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคา ดังนี้
1) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG
ภาคครัวเรือน : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนต่อไปจนถึงสิ้นปี 2555
ภาคขนส่ง : ขอขยายระยะเวลาการตรึงราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งต่อไปจนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมจัดทำบัตรเครดิตพลังงาน และปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV โดยตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เริ่มปรับขึ้นราคาขายปลีกเดือนละ 0.75 บาท/กก. (0.41 บาท/ลิตร) โดยปรับพร้อมกับการขึ้นราคา NGV 0.50 บาท/กก. จนไปสู่ต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน
ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมี : กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี กิโลกรัมละ 1 บาท ตั้งแต่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
2) แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV
(1) ขยายระยะเวลาตรึงราคาขายปลีก NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยในอัตรา 2 บาท/กก. ต่อไปตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2554 จนถึง 15 มกราคม 2555 เพื่อเตรียมความพร้อมเรื่องบัตรเครดิตพลังงานและการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV
(2) ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV เดือนละ 0.50 บาท/กก. ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 จนถึงธันวาคม 2555 เพื่อไม่ให้กระทบต่อผู้ใช้ NGV มากเกินไป
(3) ทยอยปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเดือนละ 0.50 บาท/กก. จำนวน 4 ครั้ง ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 - เมษายน 2555
(4) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากแนวทางการปรับขึ้นราคาก๊าซ NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จึงมอบให้ กบง. รับไปพิจารณาหาแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มดังกล่าวต่อไป
3) แนวทางการปรับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาท/ลิตร ตั้งแต่ 16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
(2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของดีเซลหมุนเร็ว อัตรา 0.60 บาท/ลิตร ตั้งแต่16 มกราคม 2555 เป็นต้นไป โดยมอบให้ กบง. พิจารณาระยะเวลาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามความเหมาะสม
มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
มอบหมายให้ กบง. พิจารณาการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ก๊าซ NGV และการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว โดยการปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อป้องกันปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะเกิดจากผู้ค้าน้ำมันลดหรืองดการจำหน่ายเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดทุน และ กพช. ได้เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมันของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะต้องมีรายจ่ายจากการจ่ายเงินชดเชยตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันประมาณ 3,800 ล้านบาท และต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2554 กบง.มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ลงเหลือ 0 บาทต่อลิตรตั้งแต่วันที่ 27 สิงหาคม 2554
การปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2554 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอลไม่จูงใจให้ผู้บริโภคใช้ และเพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลมากขึ้น กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 จากอัตรา 2.40 บาทต่อลิตรเป็น 1.40 บาทต่อลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และ แก๊สโซฮอล 95 (E20) ชนิดละ 1.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตราชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ นับตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2554 เป็นต้นไป
เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2554 คณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เสนอเรื่องแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ วงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท ระยะเวลา 1 ปี โดยให้คณะอนุกรรมการด้านจริยธรรม ธรรมาภิบาล บริหารความเสี่ยง และการจัดหาเงินสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน พิจารณารวบรวมข้อมูลและเงื่อนไขเกี่ยวกับการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ ก่อนเสนอ กพช. ทั้งนี้ ให้เจรจากับสถาบันการเงินมากกว่าหนึ่งแห่งเพื่อเป็นทางเลือก และวงเงินสินเชื่อควรเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line)
แนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
4.1 ฐานะกองทุนฯ ณ วันที่ 26 กันยายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 16,867 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 18,168 ล้านบาท มีฐานะกองทุนสุทธิติดลบ 1,302 ล้านบาท (รวมเงินฝากโครงการส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันจำนวน 500 ล้านบาท)
4.2 สบพน. จัดทำประมาณการงบกระแสเงินสด ตามแนวทางที่ สนพ. จะนำเสนอรัฐบาล ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล เดือนละ 1 บาทต่อลิตร ตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 จนไปสู่อัตราเดิมก่อนดำเนินมาตรการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ (2) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลอัตรา 0.60 บาท/ลิตรตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 (3) ยกเลิกเบนซิน 91 ในปี 2556 และ (4) เริ่มปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคขนส่ง และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในเดือนธันวาคม 2554
สบพน. ได้จัดทำประมาณการทางการเงิน ดังนี้ (1) กรณีศึกษาที่ 1 ดำเนินการตามแนวทางที่ สนพ. เสนอ (2) กรณีศึกษาที่ 2 ปรับระยะเวลาเริ่มดำเนินการตามกรณีศึกษาที่ 1 เฉพาะนโยบายด้านน้ำมัน ตามข้อ 4.2(1) และ ข้อ 4.2(2) ออกไปอีก 2 เดือน และ (3) กรณีศึกษาที่ 3 ปรับระยะเวลาเริ่มดำเนินการตามกรณีศึกษาที่ 1 ทุกประเภทเชื้อเพลิง ตามข้อ 4.2(1), ข้อ 4.2(2) และ ข้อ 4.2(4) ออกไปอีก 2 เดือน ซึ่งสรุปได้ดังนี้
จาก 3 กรณีศึกษา กองทุนน้ำมันฯ จะเริ่มขาดสภาพคล่องทางการเงิน มีเงินสดคงเหลือติดลบประมาณเดือนธันวาคม 2554 และหากเริ่มปรับราคา LPG ภาคขนส่ง และ NGV ในเดือนธันวาคม 2554 และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2555 เป็นต้นไป กองทุนฯ มีกระแสเงินสดสุทธิติดลบเพียง 8 เดือน และมีความต้องการวงเงินสินเชื่อประมาณ 6,000 ล้านบาท และหากการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ (ตามข้อ 4.2(1) และ 4.2(2)) ล่าช้าไป 2 เดือนจากเดิม เริ่มดำเนินการในเดือนมกราคม 2555 เป็นเริ่มในเดือนมีนาคม 2555 โดยที่ยังคงเริ่มปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม และ NGV (ตามข้อ 4.2(4)) ในเดือนธันวาคม 2554 ตามเดิม หรือในกรณีที่เริ่มดำเนินการตามแนวทางทั้งหมดจากที่กำหนดไว้ใน ข้อ 4.2(1), ข้อ 4.2(2) และ ข้อ 4.2(4) โดยล่าช้าไปอีก 2 เดือน กองทุนน้ำมันฯ จะมีกระแสเงินสดสุทธิติดลบ 10 เดือน และมีความต้องการวงเงินสินเชื่อประมาณ 11,000-12,000 ล้านบาท ตามลำดับ และมีระยะเวลากู้เงินประมาณ 1 ปี 5 เดือน (ธันวาคม 2554 - เมษายน 2556)
เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2554 คณะอนุกรรมการด้านจริยธรรม ธรรมาภิบาลฯ ได้มีมติเห็นควรให้เสนอแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันฯ โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงินวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้ สบพน. ขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line) ทั้งนี้ ในกรณีที่รัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของ สบพน. ควรขอให้ กพช. มีการประสานงานกับรัฐบาลเพื่อให้มีมาตรการ ในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของ สบพน. ให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา และให้ สบพน. เสนอแนวทางการจัดหาเงินนี้เสนอประธานคณะกรรมการสถาบันฯเพื่อขอความเห็นชอบ ก่อนเสนอ กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการจัดหาเงินให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยการกู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน วงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท (หนึ่งหมื่นล้านบาท) ระยะเวลาประมาณ 1 ปี โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานขอขยายระยะเวลาการชำระหนี้คืนได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม หากกรณีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องคงเหลือไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ และวงเงินสินเชื่อเป็นวงเงินที่สถาบันการเงินรับรองการเบิกเงินได้อย่างแน่นอน (Committed Line)
หากรัฐบาลมีการกำหนดหรือเปลี่ยนแปลงนโยบายใดๆ ที่อาจส่งผลกระทบถึงฐานะทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ/หรือ ความสามารถในการชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมีมาตรการในการให้ความคุ้มครองสิทธิของเจ้าหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงานให้ได้รับชำระหนี้อย่างครบถ้วนตามกำหนดเวลา
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) มีหน้าที่ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งได้มีแก้ไขเพิ่มเติม โดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จากมาตรา 6 วรรคสอง กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจออกกฎกระทรวง หรือประกาศกระทรวง และมาตรา 23 วรรคหนึ่ง (2) และ (3) และวรรคสาม ให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจออกกฎกระทรวง กำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร หรืออุปกรณ์ หรือวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานที่มีประสิทธิภาพสูง มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือ เพื่อส่งเสริมและเพื่อประโยชน์ ในการอนุรักษ์พลังงานในการผลิตและใช้เครื่องจักร และวัสดุอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง รวมทั้งการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ
เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ผลิตภัณฑ์ และได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2552 ประกอบด้วย (1) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (2) กฎกระทรวงกำหนดตู้เย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (3) กฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้า ชนิดตั้งโต๊ะ ชนิดติดผนัง และชนิดตั้งพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (4) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (5) กฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 (6) กฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 (7) กฎกระทรวงกำหนดหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552 และ (8) กฎกระทรวงกำหนดกระติกน้ำร้อนไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. 2552
พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแล้วเสร็จเพิ่มเติม จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ (1) บัลลาสต์ขดลวดประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ (2) พัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดานและชนิดส่ายรอบตัวที่มีประสิทธิภาพสูง (3) หลอดคอมเเพกต์ฟลูออเรสเซนต์ แบ่งเป็น หลอดมีบัลลาสต์ในตัวที่มีประสิทธิภาพสูง และหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยวที่มีประสิทธิภาพสูง (4) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่มีประสิทธิภาพสูง และ (5) เตาหุงต้มในครัวเรือน ใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวประสิทธิภาพสูง โดยจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวง 6 ฉบับ ซึ่ง พพ. ได้นำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน และได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการพัฒนากฎหมาย ของ พพ. และคณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมายกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
ร่างกฎกระทรวงฯ มีสาระสำคัญ ประกอบด้วย (1) บันทึกหลักการและเหตุผล... ชื่อผลิตภัณฑ์... (2) ร่างกฎกระทรวงฯ... ชื่อผลิตภัณฑ์... 1) กำหนดชนิดอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง ปีที่บังคับใช้ 2) อ้างอิงกฎหมายที่ให้ออกกฎกระทรวงฯ 3) รายละเอียดในกฎกระทรวงฯ ข้อ 1 กำหนดนิยามต่างๆ ในร่างกฎกระทรวงฯ เช่น ประเภทของผลิตภัณฑ์ในกฎกระทรวง คำจำกัดความของค่าประสิทธิภาพพลังงาน และเรื่องอื่นที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ข้อ 2 กำหนดพิสัยค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ ข้อ 3 วิธีการคำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ข้อ 4 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานของห้องทดสอบที่สามารถทดสอบตามวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ ข้อ 5 กำหนดขอบเขตประกาศกระทรวงฯ เกี่ยวกับมาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของผลิตภัณฑ์ให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) วันบังคับใช้
การกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงที่กำหนดไว้ในร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดบัลลาสต์ขดลวดที่มีประสิทธิภาพสูงสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหลอดฟลูออเรสเซนต์ที่ผู้ผลิตระบุ
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้าชนิดแขวนเพดาน และชนิดส่ายรอบตัวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดของพัดลมไฟฟ้าและขนาด
5.3 หลอดคอมแพกต์ฟลูออเรสเซนต์ ประกอบด้วย (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดมีบัลลาสต์ในตัวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่กำหนด และอุณหภูมิสีของหลอดมีบัลลาสต์ในตัว (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่กำหนด รูปร่าง (หลอดแฝดและหลอดแฝดสอง) และอุณหภูมิสีของหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วเดี่ยว ที่ผู้ผลิตระบุ
5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟสที่ผู้ผลิตระบุ
5.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีประสิทธิภาพสูง กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานสำหรับเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่มีประสิทธิภาพสูง ทุกขนาดโดยมีค่าประสิทธิภาพพลังงานระหว่างร้อยละ 53 ถึงร้อยละ 70
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) ในข้อ 5 ตามที่กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเสนอ
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 6 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์) เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
ความเป็นมา
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ออกกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือ ขนาดอาคาร หลักเกณฑ์และวิธีการมาตรฐานในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยกำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงที่มีขนาดรวมกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป จะต้องออกแบบให้ระบบต่างๆ ของอาคารเป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวง ซึ่งออกตามมาตรา 19 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม 2550) และถ้าคณะกรรมการควบคุมอาคาร ตามพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 พิจารณาให้ความเห็นชอบที่จะนำมาใช้บังคับกับการควบคุมอาคารด้วยแล้ว ให้ถือว่ากฎกระทรวงดังกล่าวมีผลเสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 แห่ง พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
ข้อกำหนดตามกฎกระทรวง
กฎกระทรวงฯ ได้กำหนดประเภทอาคาร 9 ประเภท ประกอบด้วย สถานพยาบาล สถานศึกษา สำนักงาน อาคารชุมนุมคน อาคารโรงมหรสพ อาคารโรงแรม อาคารสถานบริการ และอาคารห้างสรรพสินค้าหรือศูนย์การค้า ที่ออกแบบก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง หากมีพื้นที่รวมกันทุกชั้นในหลังเดียวกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ต้องมีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงานให้เป็นไปตามข้อกำหนด ในระบบต่างๆ ดังต่อไปนี้ (1) ระบบกรอบอาคาร (ผนัง, หลังคา) (2) ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง (3) ระบบปรับอากาศ (ขนาดเล็ก, ขนาดใหญ่, แบบดูดกลืน) (4) อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน (หม้อไอน้ำ, หม้อต้มน้ำร้อน, ฮีตปั้ม) (5) การใช้พลังงานรวมของอาคาร และ (6) การใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่าง ๆ ของอาคาร
สถานภาพของกฎกระทรวงและประกาศกระทรวง
3.1 กฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการ ในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 มีผลบังคับใช้เมื่อพ้น 120 วัน นับจากประกาศในราชกิจจานุเบกษา ทำให้มีผลทางกฎหมายในวันที่ 20 มิถุนายน 2552
3.2 ประกาศกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ประกอบด้วย (1) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องการกำหนดค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะขั้นต่ำ และค่าประสิทธิภาพการให้ความเย็น และค่าพลังไฟฟ้าต่อตัน ความเย็นของระบบปรับอากาศที่ติดตั้งใช้งานในอาคาร และ (2) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารแต่ละระบบการใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร
ทั้งนี้ ประกาศกระทรวงทั้งสองฉบับได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2552 โดยมีผลบังคับใช้ทันที
สถานภาพการบังคับใช้กฎกระทรวงฯ
พพ. ได้มีหนังสือถึงกรมโยธาธิการและผังเมือง (ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการควบคุมอาคาร) เพื่อนำเสนอคณะกรรมการควบคุมอาคาร พิจารณาความเห็นชอบในการนำเอากฎกระทรวงฯ มาใช้บังคับเสมือนเป็นกฎกระทรวงตามความในมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2552 และกรมโยธาธิการฯ ได้มีหนังสือถึง พพ. เมื่อ 22 เมษายน 2554 แจ้งให้ทราบว่า คณะกรรมการควบคุมอาคารยังไม่เห็นสมควรที่จะให้ความเห็นชอบในเรื่องดังกล่าว โดยมีเหตุผลและข้อคิดเห็นสรุปได้ดังนี้ "เจตนารมณ์ของกฎหมายควบคุมอาคาร มุ่งเน้นควบคุมการก่อสร้างให้มีความแข็งแรงปลอดภัยเพื่อป้องกัน ภยันอันตรายต่อชีวิตและทรัพย์สินของประชาชน ส่วนเจตนารมณ์ของกฎหมายด้านการอนุรักษ์พลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมการใช้พลังงานให้มีประสิทธิภาพ โดยบทพิจารณาโทษของกฎหมายทั้ง 2 ฉบับดังกล่าว มีความแตกต่างกัน หากกฎกระทรวงตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีผลเหมือนมาตรา 8 ของ พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร จะต้องมีโทษเป็นไปตาม พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร ซึ่งมีความรุนแรงมากกว่า"ดังนั้น ในปัจจุบันควรเป็นมาตรการในลักษณะการส่งเสริมและสนับสนุน และเมื่อใดที่สังคมหรือประชาชนมีความพร้อมในด้านการอนุรักษ์พลังงาน และเหมาะสมต่อสภาพการบังคับใช้ควบคุมตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารแล้ว คณะกรรมการควบคุมอาคารจะพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของกฎกระทรวงฯ ดังกล่าวอีกครั้งหนึ่ง
การส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายที่ผ่านมา
เพื่อเป็นการส่งเสริมและสนับสนุนให้ผู้ที่จะขออนุญาตก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร มีการออกแบบอาคารให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กฎหมายกำหนด โดยไม่รอให้กฎหมายมีผลบังคับใช้ พพ. จึงได้ดำเนินการ "โครงการส่งเสริมและกำกับการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลง" ระหว่างปี 2553 - 2554 โดยใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สรุปการดำเนินงานได้ดังนี้
5.1 จัดตั้ง "ศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน" ขึ้นที่ พพ. เพื่อเป็นศูนย์รวมข้อมูลด้านวิชาการและด้านเทคนิคการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน รวมถึงการให้บริการตรวจประเมินแบบอาคาร และให้ข้อเสนอแนะในการปรับปรุงแบบอาคารให้มีการอนุรักษ์พลังงานตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด
5.2 ประชาสัมพันธ์การจัดตั้งและการให้บริการของศูนย์ประสานงานการออกแบบอาคาร เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยผ่านทางสื่อต่างๆ เช่น หนังสือพิมพ์ วารสาร เว็บไซต์ และอื่นๆ
5.3 พัฒนาและอบรมการใช้โปรแกรมสำเร็จรูปการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (Building Energy Code, BEC) ให้แก่วิศวกร สถาปนิก และผู้สนใจทั่วไป ประมาณ 900 คน
5.4 จัดฝึกอบรมการตรวจสอบเอกสารประกอบการยื่นขออนุญาตก่อสร้างอาคาร ให้กับเจ้าหน้าที่ส่วนกลางและส่วนภูมิภาคที่เกี่ยวข้องกับการขออนุญาตก่อสร้างอาคาร ประมาณ 2,000 คน
5.5 บริการตรวจประเมินแบบอาคารให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด โดยไม่เสียค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น รวมประมาณ 100 แบบ
5.6 สร้างเครือข่ายความร่วมมือในการส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมาย โดยได้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือฯ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น จำนวน 7 แห่ง ประกอบด้วย เทศบาลนครเชียงใหม่ เมืองพัทยา กรุงเทพมหานคร เทศบาลนครนครราชสีมา เทศบาลนครหาดใหญ่ เทศบาลนครภูเก็ต และเทศบาลเมืองเกาะสมุย
5.7 ลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือฯ กับสมาคมวิศวกรรมสถานแห่งประเทศไทย ในพระบรมราชูปถัมภ์ (วสท.) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายให้เป็นที่แพร่หลาย โดย วสท. จะให้ความร่วมมือในการจัดฝึกอบรมการใช้โปรแกรม BEC ซึ่งพัฒนาโดย พพ. ให้แก่สมาชิก และผู้สนใจทั่วไป
แนวทางการขอความร่วมมือจากหน่วยงานภาครัฐ
เพื่อเป็นการส่งเสริมและสนับสนุนให้ผู้ประกอบการมีการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรฐานและหลักเกณฑ์ที่กฎหมายกำหนดโดยสมัครใจและแพร่หลายมากยิ่งขึ้น จึงสมควรเริ่มต้นจากหน่วยงานภาครัฐก่อน เพื่อเป็นตัวอย่างอันดีให้แก่ภาคเอกชนโดยขอความร่วมมือจากหน่วยงานภาครัฐที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคาร มีการออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด ภายใต้การสนับสนุนงบประมาณจากรัฐบาลในส่วนของค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างหรือดัดแปลงอาคารที่สูงขึ้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้หัวหน้าหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจทุกแห่งให้ความร่วมมือในการตรวจประเมินแบบอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ ตามที่กฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการออกแบบอาคารเพื่ออนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 กำหนด
เห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาคำขอตั้งงบประมาณในการก่อสร้างอาคารใหม่ของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ที่ได้ตรวจประเมินแบบแล้ว โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2556
เรื่องที่ 5 นโยบายการการส่งเสริมพลังงานทดแทน
สรุปสาระสำคัญ
รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการใช้การวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก โดยกำหนดเป้าหมายให้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างน้อยร้อยละ 25 ภายใน 10 ปี และให้มีการพัฒนาอุตสาหกรรมอย่างครบวงจร กระทรวงพลังงานได้มีแผนการส่งเสริมเอทานอล ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี เพื่อเป็นการลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศ เพิ่มมูลค่าและสร้างเสถียรภาพให้กับผลผลิตทางการเกษตร โดยการสร้างตลาดเอทานอลอย่างยั่งยืน ส่งเสริมอุตสาหกรรมเอทานอลแบบครบวงจรและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม และการส่งเสริมให้ผู้บริโภคใช้เชื้อเพลิงเอทานอล โดยกำหนดเป้าหมายให้มีการใช้เอทานอล ไม่น้อยกว่า 9 ล้านลิตรต่อวัน ภายในปี พ.ศ. 2565 โดยมีแผนการส่งเสริมเอทานอลแผนที่มาผ่าน เช่น การกำหนดราคาขายปลีกแก๊สโซฮอลให้จูงใจต่อประชาชน เสริมให้มีการใช้รถยนต์ E85 การส่งเสริมการใช้ E10 และ E20 ในรถจักรยานยนต์ การส่งเสริมการใช้เอทานอลในภาคอุตสาหกรรม และส่งเสริมการส่งออกเอทานอล (HUB)
การผลิตเอทานอลในปี 2554 มีกำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตรต่อวัน โดยใช้วัตถุดิบในการผลิตจากกากน้ำตาล 9 แห่ง กำลังการผลิต 1.30 ล้านลิตรต่อวัน จากมันสำปะหลัง 4 แห่ง กำลังการผลิต 0.63 ล้านลิตรต่อวัน และจากกากน้ำตาลและมันสำปะหลัง 6 แห่ง กำลังการผลิต 1.00 ล้านลิตรต่อวัน
เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลมากขึ้น คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2554 จึงได้มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันแก๊สโซฮอล เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซินกับน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้
ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลง 1.00 บาทต่อลิตร จาก 2.40 บาทต่อลิตร เป็น 1.40 บาทต่อลิตร
ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ขึ้น 1.50 บาทต่อลิตร จากส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร
ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ขึ้น 1.50 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 2.80 บาทต่อลิตร
ปัจจุบันมีการใช้น้ำมันเบนซิน 91 ประมาณ 8.5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งหากมีการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 จะส่งผลให้การใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นประมาณ 7 ล้านลิตรต่อวัน จากประมาณ 12 ล้านลิตร เป็น 19 ล้านลิตรต่อวัน ทำให้การใช้เอทานอลเพิ่มขึ้นประมาณ 0.7 ล้านลิตรต่อวัน จากประมาณ 1.3 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 2 ล้านลิตรต่อวัน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอที่ประชุมเพื่อพิจารณายกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2555
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 โดยมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแนวทางและแผนปฏิบัติการยกเลิกน้ำมันเบนซิน 91 ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 137 - วันศุกร์ที่ 26 สิงหาคม 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2554 (ครั้งที่ 137)
วันศุกร์ที่ 26 สิงหาคม 2554 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
นายกรัฐมนตรี (นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายสุเทพ เหลี่ยมศิริเจริญ) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดตั้งขึ้นตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 ธันวาคม 2547) ซึ่งเป็นคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ออกโดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและ ป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาขายปลีกน้ำมัน เชื้อเพลิง และใช้เป็นเครื่องมือของรัฐเพื่อเป็นมาตรการในการป้องกันภาวะการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ
2. เพื่อแก้ไขปัญหาค่าครองชีพของประชาชนและต้นทุนของผู้ประกอบการ เนื่องจากภาวะเงินเฟ้อและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น รัฐบาลจึงมีนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกโดยการชะลอการเก็บเงิน เข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบางประเภทชั่วคราวเพื่อให้ราคาน้ำมันลดลงทันที ซึ่งจะช่วยเพิ่มกำลังการซื้อสุทธิให้กับประชาชน ส่งผลดีต่อการเติบโตทางเศรษฐกิจ และหลังจากนั้นจึงจะมีการปรับโครงสร้างราคาพลังงานทั้งระบบให้มุ่งสู่การ สะท้อนราคาต้นทุนพลังงานมากขึ้นและต้องคำนึงถึงการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล ตามนโยบายของรัฐบาล
3. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 22 สิงหาคม 2554 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และดีเซล อยู่ที่ 47.34, 41.94 และ 29.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 7.50 , 6.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. หากมีการชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว จะมีผลดังนี้
(1) การงดการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 95 ลง 7.50 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 ลง 6.70 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล ลง 2.80 บาทต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันเบนซิน 95 ลดลง 8.02 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 ลดลง 7.17 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล ลดลง 3.00 บาทต่อลิตร
(2) รายรับของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงสุทธิ 6,160 ล้านบาทต่อเดือน โดยรายรับจากน้ำมันเบนซินลดลง 1,530 ล้านบาทต่อเดือน และน้ำมันดีเซล ลดลง 4,629 ล้านบาทต่อเดือน
(3) การงดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยที่ผู้ค้าน้ำมันได้ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 , 91 และดีเซล ที่ 7.50 , 6.70 และ 2.80 บาทต่อลิตร ไปแล้ว หากรัฐบาลไม่ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงในสต๊อกคงเหลือจะส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันไม่ สั่งน้ำมันมาจำหน่าย ทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันในตลาด และในส่วนของโรงกลั่นน้ำมันจะเกิดการชะลอการกลั่นน้ำมันจากการที่น้ำมัน สำเร็จรูปล้นถังเนื่องจากไม่มีการสั่งซื้อ
5. แนวทางการดำเนินการบรรเทาผลกระทบจากการชะลอการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล โดย
(1) ต้องมีการชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงค้างสต๊อกคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมันจากการปรับ ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทันที ของน้ำมันเบนซิน 95 ลิตรละ 7.50 บาท น้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 6.70 บาท และน้ำมันดีเซลลิตรละ 2.80 บาท ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน ในวงเงินประมาณ 3,000 ล้านบาท
(2) จัดทำคำสั่งนายกรัฐมนตรี เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่จะมีประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ และให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ
(3) กำหนดแนวทางปฏิบัติสำหรับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเมื่อมีการประกาศราคาขายปลีก ใหม่ ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการดังนี้
1) กระทรวงพลังงาน สั่งให้กรมธุรกิจพลังงาน และสำนักงานพลังงานจังหวัด ส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันทุกแห่งในกรุงเทพมหานคร และในจังหวัดที่รับผิดชอบ และให้สำนักงานพลังงานจังหวัดส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันคงเหลือให้ กรมธุรกิจพลังงาน อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
2) กระทรวงมหาดไทย สั่งให้ผู้ว่าราชการจังหวัดสั่งการให้นายอำเภอท้องที่ส่งเจ้าหน้าที่ของ หน่วยงานในท้องที่ และผู้บริหารท้องถิ่น ส่งพนักงานองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับมอบหมาย ไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมันในพื้นที่จังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
3) กระทรวงพาณิชย์ สั่งให้กรมการค้าภายในจังหวัด ส่งเจ้าหน้าที่ไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมันในจังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
4) สำนักงานตำรวจแห่งชาติ สั่งให้เจ้าหน้าที่ตำรวจไปตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมัน ร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน ในเขตกรุงเทพมหานคร และสั่งให้ตำรวจภูธรจังหวัดส่งเจ้าหน้าที่ตำรวจไปร่วมตรวจสอบปริมาณน้ำมัน เชื้อเพลิงคงเหลือ ณ สถานีบริการน้ำมัน ในจังหวัดที่รับผิดชอบ และส่งผลการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้สำนักงานพลังงานจังหวัด อย่างช้าไม่เกินเจ็ดวันทำการนับแต่วันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ใช้บังคับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชะลอการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจาก น้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล เป็นการชั่วคราว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไป ตามนโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรกของรัฐบาล และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานติดตามความคืบหน้าและผลกระทบจากการ ดำเนินนโยบายดังกล่าว หลังจากนั้นให้รายงานเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป โดยให้นำนโยบายของรัฐบาลในการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลไปประกอบการพิจารณา ด้วย
2. เห็นชอบในหลักเกณฑ์ให้ชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ค้าน้ำมัน ของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และน้ำมันดีเซล ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือที่คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดอัตราเงินชด เชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. เห็นชอบคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ .../2554 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่จะมีประกาศราคาขายปลีกใหม่บังคับใช้ และให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือให้ผู้ ค้าน้ำมัน
กพช. ครั้งที่ 136 - วันพุธที่ 27 เมษายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2554 (ครั้งที่ 136)
วันพุธที่ 27 เมษายน 2554 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
1.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย
2.การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010
3.การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
5.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
6.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
7.แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
8.การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
9.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
10.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
11.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
13.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้ตรวจราชการกระทรวง รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายบุญส่ง เกิดกลาง) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 เห็นชอบแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทย โดยมีนโยบายการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน โดยให้ปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้า เพื่อให้การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้มีรายได้น้อยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 รับทราบมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554-2558 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่าและมีการให้บริการอย่างมี ประสิทธิภาพ
2.2 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ออกให้เห็นอย่างชัดเจนและโปร่งใส สามารถตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ
2.4 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้าจะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบ ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเห็นควรให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างต่อ เนื่อง
2.5 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถขยายการดำเนินงานได้อย่างเพียงพอในอนาคตซึ่งอัตราผล ตอบแทนทางการเงินจะอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าโดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและจำ เป็นต่อการดำเนินการของสินทรัพย์ของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลง ทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา
2.6 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เห็นควรให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อรักษามาตรฐาน คุณภาพบริการและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทยโดยกำหนดให้มีบทปรับการ ลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มี ประสิทธิภาพ (Claw Back)
3. กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้สอดคล้องกับนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญดังนี้
3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใช้หลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในแต่ละช่วงเวลา โดยแบ่งต้นทุนของกิจการไฟฟ้าตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งแบ่งออกเป็น 5 ประเภท ได้แก่ ประเภทผลิตไฟฟ้า (Generation: G) ประเภทระบบส่งไฟฟ้า (Transmission: T) ประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution: D) ประเภทจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) และประเภทควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) รวมถึงภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
3.2 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า
3.2.1 ต้นทุนของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation: G) มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ครอบคลุมต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด ซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในของโรงไฟฟ้า กฟผ. (EGAT's Internal PPAs) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าเอกชน และต้นทุนการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งต้นทุนดังกล่าวประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Availability Payment) เป็นต้นคุนคงที่และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) เป็นต้นทุนผันแปร และค่าบริการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (Ancillary Service)
3.2.2 ต้นทุนของกิจการระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Transmission Charge and Distribution Charge) ครอบคลุมค่าใช้จ่ายหลักประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้าของการใช้ระบบส่งและระบบจำหน่าย (Transmission Use of System: TUOS) และ (Distribution Use of System: DUOS) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบส่งและระบบจำหน่าย และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อไฟฟ้า
3.2.3 ต้นทุนของกิจการผู้ดูแลระบบและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (System Operator and Single Buyer: SO&SB) ครอบคลุมต้นทุนการดำเนินงาน ต้นทุนในการให้บริการลูกค้าและบริหารงาน ค่าเสื่อมราคาสินทรัพย์และผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม
3.2.4 ต้นทุนของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) ประกอบด้วยต้นทุนการติดตั้งมิเตอร์ การจดหน่วย การออกใบแจ้งหนี้และการเรียกเก็บ (Meter, Reading, Billingand Collection: MRBC)
3.3 ภาระเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า แบ่งเป็น
1) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ในการให้บริการดังนี้
เพื่อให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรีซึ่งหมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป ธุรกิจขนาดเล็ก และการใช้เครื่องสูบน้ำเพื่อการเกษตรเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง เป็นการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการไฟฟ้าที่ ห่างไกล หรือในพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ซึ่งมีต้นทุนสูง โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาคเป็นการชดเชยและ อุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการเพื่อส่งเสริมนโยบายใน การกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า
2) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(2) เพื่อชดเชยให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งต้องจ่ายค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบ อนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า สั่งให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าอย่างไม่เป็นธรรมและเลือกปฏิบัติอย่างไม่เป็นธรรม โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า
3) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(3) เพื่อพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
4) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) Feed in Tariffการศึกษาวิจัยเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทน โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
5) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย
3.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ที่มีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้
3.5 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
1) ครอบคลุมต้นทุนค่าบริการของกิจการผลิต ต้นทุนค่าบริการระบบส่ง ต้นทุนค่าบริการของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว ต้นทุนค่าบริการระบบจำหน่าย และต้นทุนในการดำเนินงานของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า
2) สะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลาและลักษณะการใช้ไฟฟ้าเพื่อส่งสัญญาณให้มีการใช้ ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีการกำหนดเป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) และมีการกำหนดอัตราค่าบริการรายเดือน
3) อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับปี 2554-2555 จะไม่สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน
4) แบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า
5) กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และมีความแตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ยกเว้นการจำหน่ายไฟฟ้าตามเกาะต่างๆ กำหนดให้เป็นอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจ โดยคิดจากต้นทุนส่วนเพิ่มจากเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง เฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้นจากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ
6) ยกเลิกการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร
7) กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าขึ้นมาใหม่ เรียกว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการ ที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้อง การสูงสุดได้ ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate)ที่มีวัตถุประสงค์ในการหยุดใช้ไฟฟ้าในช่วงวิกฤตคล้ายคลึงกันนั้น จะยังคงประกาศใช้ต่อไปจนกว่าอัตรา Demand Response Rate จะศึกษาแล้วเสร็จและประกาศใช้ต่อไป
3.6 การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุม โดยให้ปรับปรุงค่า Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนผันแปร
3.7 การดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ตามประเภทของกิจการ ดังนี้
1) กิจการผลิตไฟฟ้า: กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return On Invested Capital: ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ภายใต้การใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพตามประเภทของเทคโนโลยี
2) กิจการระบบส่งไฟฟ้า ระบบจำหน่ายไฟฟ้า และประเภทจำหน่ายไฟฟ้า:
กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ในแต่ละกิจการ โดยคำนึงถึงการให้บริการตามมาตรฐานทั้งทางด้านวิชาการและวิศวกรรม และมาตรฐานคุณภาพการให้บริการตามที่ กกพ. กำหนดกำกับให้ผู้ได้รับใบอนุญาตลงทุนตามแผนการลงทุนที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าและให้มีการนำส่งคืนเงินที่ไม่ได้ดำเนินงานเป็นไปตาม แผนที่กำหนดไว้ (Claw Back) พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินที่คำนวณจากอัตราดอกเบี้ยในระดับอย่าง น้อยเท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย มาปรับลดให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยจะพิจารณาให้ความเป็นธรรมกับผู้รับใบอนุญาต ทั้งนี้ ให้รวมการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนการลงทุนตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป
3) กิจการควบคุมระบบไฟฟ้าต้องสั่งจ่ายไฟฟ้าอย่างเป็นธรรม โดยจะต้องสั่งการเดินโรงไฟฟ้าที่มีความพร้อมอยู่ในระบบขณะนั้น โดยเริ่มจากโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุดไปเป็นลำดับ (Merit Order)
ทั้งนี้ ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อมูลทางบัญชีเพื่อกำกับดูแลโครงสร้างค่าไฟฟ้า และการเปิดเผยข้อมูล (Regulatory Accounting and Information Disclosure: RAID) ส่งให้ กกพ. ใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาต ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
3.8 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้ประกาศใช้เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558)โดยบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ตามข้อ 3 ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 (ครั้งที่ 135) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554
2. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558) โดยให้มีการประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้มีการทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
3. เห็นชอบการกำหนดประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า แบ่งเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า
4. เห็นชอบให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550ซึ่งได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร
5. เห็นชอบให้ กกพ. พิจารณาปรับลดค่าไฟฟ้าจากการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้าในปี 2551-2553พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินในอัตราที่เหมาะสมอย่างน้อย เท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย รวมทั้งนำผลตอบแทนการลงทุน (ROIC) ของการไฟฟ้าที่สูงกว่าหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ มาปรับลดค่าไฟฟ้าด้วย
ทั้งนี้ที่ประชุมขอให้ กกพ. รับความเห็นของที่ประชุมไปพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) ซึ่งได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Plant: NPP) ทั้งหมด 5 โรง ขนาดโรงละ 1,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563, 2564, 2567, 2568 และ 2571 ตามลำดับ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณีไม่มีการดำเนินการจัดหา ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์เพื่อเป็นแนวทางในกรณีที่ PDP 2010 (แผนหลัก) ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย
2. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 มีมติรับทราบ PDP 2010 กรณีแผนสำรอง โดยจัดทำเป็น 2 กรณี คือ (1) แผนสำรองที่ 1 : กรณีเลื่อนแผนการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 2 ปี (2) แผนสำรองที่ 2 : กรณีไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน (ปี 2554 - 2562) โดยเร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ และเร่งดำเนินการ (1) โครงการโรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 800 เมกะวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและ ความร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) ประเภทสัญญา Firm เพิ่มขึ้น 1,500 เมกะวัตต์ (รวม 3,500 เมกะวัตต์) เพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น เพิ่มความคุ้มค่าในการลงทุนให้กับโครงข่ายท่อส่งก๊าซในปัจจุบันและโครงการ ขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration
4. สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) ได้จัดทำรายงานผลการประเมินตนเอง (Self-Evaluation Report: SER) ตามข้อกำหนดทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (International Atomic Energy Agency: IAEA) รวม 19 ประเด็น เมื่อสิ้นสุดการดำเนินงานในระยะที่ 1 (2551 - 2553) เพื่อประกอบการตัดสินใจในการดำเนินการระยะที่ 2 และได้จัดส่ง SER ต่อ IAEA เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2553 และได้รับการประเมินจากผู้เชี่ยวชาญ IAEA จำนวน 2 ครั้ง ในวันที่ 12 - 16 กรกฎาคม 2553 และวันที่ 13 - 18 ธันวาคม 2553 จากการประเมินทั้ง 2 ครั้ง ผู้เชี่ยวชาญ IAEA ได้ให้ข้อเสนอแนะว่าประเทศไทยควรปรับปรุงอย่างจริงจัง 3 ประเด็น ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 1 นโยบายประเทศ ( National Position) (2) ประเด็นที่ 2 ความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และ (3) ประเด็นที่ 10 การพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) สำหรับเรื่องกฎหมายและข้อผูกพันระหว่างประเทศ ประเทศไทยต้องลงนามเพื่อเข้าร่วมเป็นภาคีในอนุสัญญาที่สำคัญสำหรับการดำเนิน โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จำนวน 5 ฉบับ
5. วันที่ 11 มีนาคม 2554 เกิดเหตุการณ์แผ่นดินไหวขนาด 9.0 ริกเตอร์ และเกิดคลื่นสึนามิตามมาทางชายฝั่งตะวันออกของประเทศญี่ปุ่น ส่งผลให้อาคารคลุมเตาปฏิกรณ์ส่วนบนเกิดการระเบิดและไฟไหม้โรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ ฟูกุชิมา ไดอิชิ (Fukushima Daiichi) หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ เนื่องด้วยเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฉุกเฉินและระบบระบายความร้อนไม่ทำงานสาเหตุจาก ได้รับความเสียหายจากคลื่นสึนามิ ซึ่งภายหลังการระเบิดได้เกิดการฟุ้งกระจายของสารกัมตภาพรังสีสู่ภายนอก รัฐบาลญี่ปุ่นประกาศเหตุฉุกเฉินทางนิวเคลียร์ และให้ผู้คนที่อยู่โดยรอบโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi ในระยะ 20 กิโลเมตร อพยพ ออกนอกพื้นที่
6. วันที่ 12 เมษายน 2554 Nuclear and Industrial Safety Agency (NISA) ของประเทศญี่ปุ่นได้ยื่นขอยกระดับมาตราการระหว่างประเทศว่าด้วยเหตุการณ์ทาง นิวเคลียร์ (International Nuclear and Radiological Event Scale; INES) ที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi เป็นระดับ 7 ต่อ IAEA โดยรวมอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi หน่วยที่ 1, 2 และ 3 เป็นเหตุการณ์เดียว และสำหรับโรงไฟฟ้าหน่วยที่ 4 ยังถูกจัดไว้ในระดับ 3 ตั้งแต่วันที่ 18 มีนาคม 2554 เป็นต้นมา ปัจจุบันบริษัท Tokyo Electric Power (TEPCO) อยู่ระหว่างดำเนินการระบายความร้อน และการเชื่อมต่อไฟฟ้าจากสายส่งไฟฟ้าภายนอกเข้าสู่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และได้ออกประกาศว่ามีแผนการจะหล่อเย็นเตาปฏิกรณ์ทั้งหมด และควบคุมการแพร่กระจายของสารกัมมันตภาพรังสีทั้งหมดให้สำเร็จภายใน 6 - 9 เดือน
7 จากเหตุการณ์อุบัติเหตุของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima Daiichi หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ ประเทศญี่ปุ่น ส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นและการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศ ไทย รวมทั้งท่าทีของรัฐบาลในหลายประเทศต้องการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใน แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) เพื่อให้มีการทบทวนในมาตรการความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และการเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ เช่น ด้านกฎหมาย (Legislative Framework) ด้านการกำกับดูแล (Regulatory Framework) และด้านการมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Involvement) รวมทั้งการมีแผนรองรับเพิ่มเติมดังบทเรียนที่เกิดขึ้นในประเทศญี่ปุ่น ดังนี้
(1) ควรให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป อีก 3 ปี จากแผนเดิมโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงแรก (NPP#1) จะเข้าระบบในปี 2563 เป็นปี 2566 รวมทั้งโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงอื่นๆ ที่ตามมา ซึ่งการเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปนั้นจะมีการเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเข้ามาทดแทน ตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 รายละเอียด ดังนี้
เปรียบเทียบกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์กรณีปรับเลื่อนออกไป 3 ปีกับแผน PDP 2010 (แผนหลัก)
| ปี | 2563 | 2564 | 2565 | 2566 | 2567 | 2568 | 2569 | 2570 | 2571 | 2572 | 2573 |
| PDP2010 (2553-2573) | NPP#1 | NPP#2 | NPP#3 | NPP#4 | NPP#5 | ||||||
| CC#1 | CC#2-6 | CC#7 | CC#8-9 | CC#10 | CC#11-12 | CC#13 | |||||
| แผนปรับเลื่อน NPP 3ปี | <-- เลื่อนออกไป 3 ปี --> | NPP#1 | NPP#2 | NPP#3 | NPP#4 | ||||||
| CC#1 | CC#2-3 | CC#4-7 | CC#8-9 | CC#10-11 | CC#12-13 | CC#14 | CC#15 | ||||
หมายเหตุ : NPP#1 = โรงไฟฟ้านิวเคลียร์หน่วยที่ 1
CC#1 = โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมหน่วยที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติ
ทั้งนี้ การปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปีนั้น จะทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวมทั้งสิ้น 4 โรง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงที่ 5 (NPP#5) จะอยู่นอกกรอบแผน PDP 2010 ซึ่งมีระยะ 20 ปี (2553 - 2573)
(2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงาน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ควรพิจารณาปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้น ฐานเพื่อรองรับให้เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี
2. มอบหมายให้สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) รับไปดำเนินการศึกษาวิเคราะห์เพื่อปรับปรุงการเตรียมความพร้อม และสร้างความรู้ความเข้าใจให้ประชาชนอย่างต่อเนื่องในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อ ไป
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการพิจารณาต่อไป และต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับราคาขาย ปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร ไปจนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ หากฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิเหลือวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถัน ไม่เกินร้อยละ 0.035 โดยน้ำหนักจากอัตราภาษี 5.310 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิล
เอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 5.040 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จากการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตส่งผลให้ภาษีเทศบาลลดลง 0.5305 บาท/ลิตร จาก 0.5310 เป็น 0.0005 บาท/ลิตร (คิดร้อยละ 10 ของภาษีสรรพสามิต) ทำให้ภาษีลดลงทั้งสิ้น 5.8355 บาท/ลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 ถึง 30 กันยายน 2554
3. เพื่อเป็นการลดภาระกองทุนน้ำมันฯ กบง. จึงได้ปรับลดเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ลง 5.8355 บาท/ลิตร เท่ากับภาษีที่ลดลง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ 29.99 บาท/ลิตร มีผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องดีขึ้นจากติดลบ 381 ล้านบาท/วัน เป็นติดลบ 56 ล้านบาท/วัน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีฐานะสุทธิ 3,841 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ หากต้องตรึงราคาน้ำมันดีเซลไว้ไม่เกิน 30 บาท/ลิตร ถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จะส่งผลกระทบต่อกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 บาท/เหรียญสหรัฐฯ)
กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 125 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 20,000 ล้านบาท
กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 120 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 11,000 ล้านบาท
กรณีที่ 3 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 115 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 2,000 ล้านบาท
กรณีที่ 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 110 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเป็นบวก ประมาณ 6,700 ล้านบาท
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาเพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องทางการเงินมากขึ้น 2 แนวทาง คือ ขออนุมัติงบกลาง ประจำปีงบประมาณ 2554 ให้กับกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน ประมาณ 20,000 ล้านบาท หรือ ขออนุมัติให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีสภาพ คล่องที่จะไปชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง อนุมัติในหลักการให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท เพื่อใช้เสริมสภาพคล่องทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบ เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และราคาก๊าซ NGV ต่อไปจนถึงมิถุนายน 2554 และให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงมิถุนายน 2554
2. สถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 510 พันตัน/เดือน แยกเป็นภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 41 ภาคขนส่งร้อยละ 13 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 12 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 34 โดยมีการนำเข้าประมาณ 114 พันตัน/เดือน โดยราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2554 อยู่ที่ 881 เหรียญสหรัฐ/ตัน และคาดว่าในช่วงเดือนพฤษภาคม-ธันวาคม 2554 ราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยอยู่ที่ 794 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทั้งนี้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 18 เมษายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,105 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 43,042 ล้านบาท
3. สถานการณ์การใช้ก๊าซ NGV ณ สิ้นเดือนมีนาคม 2554 มีปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 6,395 ตัน/วัน โดยมีสถานีบริการ NGV จำนวน 438 แห่ง กระจายทั่วประเทศในภูมิภาคต่างๆ ครอบคลุม 52 จังหวัด มีจำนวนรถที่ใช้ NGV 246,066 คัน โดยปัจจุบัน กบง. ได้มีการชดเชยภาระขาดทุน 2 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมประมาณ 4,184 ล้านบาท (มีนาคม 2553-มีนาคม 2554) ทั้งนี้ หากราคาขายปลีก NGV ยังเป็นเช่นปัจจุบัน คาดว่าตั้งแต่เดือนเมษายนถึงธันวาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 3,817 ล้านบาท
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 3,841 ล้านบาท
5. เพื่อให้การดำเนินงานมีความต่อเนื่องตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน เริ่มตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. รวมทั้งให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
2. เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก.
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
4. มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 ( 920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 ( 615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ
2. การเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว จะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ได้ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) และที่ กฟผ. ได้ลงนามสัญญาไปแล้วเป็นต้นแบบ ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ดังกล่าวแล้ว
3. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ ได้แก่ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้นดังนี้ GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) Ratch (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการฯ นี้ ตั้งอยู่ตอนกลางของลำน้ำงึม ในแขวงไชสมบูน ลักษณะเขื่อน เป็นเขื่อนหินทิ้งดาดคอนกรีต โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 2,128 ล้านหน่วย โดยแบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy 151 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 48 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่ง ฝั่ง สปป. ลาว 500 kV ความยาว 99 กิโลเมตร จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้านาบง (สฟ.นาบง) และระบบส่ง 500 kV ความยาว 27 กิโลเมตร จาก สฟ.นาบง มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV ความยาว 80 กิโลเมตร จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 ไปยังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งฝั่งลาว
4. สรุปสาระสำคัญในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โครงการน้ำงึม 3 ได้ดังนี้
4.1 คู่สัญญา คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC : ในร่างสัญญาฯ เรียกว่า Generator)
4.2 อายุสัญญา 27 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา
4.3 Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง วันที่ 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือนนับจากวันลงนามสัญญาฯ (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
4.4 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม นอกเหนือจากส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง และส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
4.5 อัตราค่าไฟฟ้า (ณ ชายแดน) และการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhระหว่าง Unit Operation Period = 1.827 บาท/kWh
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy = 3.582 US¢ + 1.218 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.436 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34บาท/ดอลล่าสหรัฐ)Secondary Energy = 1.462 บาท/kWhExcess Energy = 1.340 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
4.6 Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
4.7 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่อนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ
4.8 สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 กับผู้พัฒนาโครงการต่อไปเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือเงื่อนไขสำคัญก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 6 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ โดยยังสามารถรับซื้อไฟฟ้าตามกรอบ MOU ได้อีก 1,087 เมกะวัตต์
2. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (Tariff MOU) เคยผ่านความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 และ 29 พฤษภาคม 2550 ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 ต่อมาในการประชุม กพช. วันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 และการประชุม ครม. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ได้ให้ความเห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ โครงการหงสาลิกไนต์ และโครงการน้ำอูด้วย รวมทั้งหมด 3 โครงการ ด้วยเหตุผลต้นทุนการก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้นจนผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถ พัฒนาโครงการต่อไปได้ภายใต้ข้อตกลงเดิม
3. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี้ยบ 1 จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด และคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับประเทศ เพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2554 ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้ว
4. ผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Kanasai Electric Power จำกัด (45%) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเงี้ยบ เมืองปากซัน ในแขวงบอลิคำไช สปป. ลาว ลักษณะเขื่อน เป็นชนิด Roller Compacted Concrete (RCC) โครงการมีกำลังการผลิตติดตั้ง 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทยที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี แยกเป็น Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 41 ล้านหน่วยต่อปี โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งฝั่ง สปป. ลาว 230 kV จากโครงการถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 130 กม. และระบบส่ง 500 kV จาก สฟ. นาบง ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 27 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV จากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 โดยมีข้อเสนอกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date :SCOD) 31 มกราคม 2561
5. สรุปสาระสำคัญของร่าง Tariff MOU
ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้จัดทำขึ้นโดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ที่คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศ เพื่อนบ้าน ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Storage ซึ่งมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่เคยลงนามแล้ว สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้ดังนี้
5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Kansai Electric Power และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (รวมเรียกว่า Sponsors)
5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป. ลาว
5.3 Sponsors และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
5.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้
กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช.Sponsors จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาลสปป. ลาวทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดยMOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
5.6 โครงการมีกำลังผลิต 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และวันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ในส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
5.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็นดังนี้
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhUnit Operation Period = 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง CODตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy (PE) = 3.9484 US¢/kWh + 1.2240 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.4480 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท/ดอลลาร์สหรัฐ)Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาท/kWhExcess Energy (EE) = 1.3464 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
5.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
5.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อ (1) มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
5.11 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 26.9 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
5.12 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
5.13 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้
Scheduled Financial Close Date (SFCD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือ[วันที่ 31 มกราคม 2556 ]Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับ และส่งพลังงานไฟฟ้า) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง[วันที่ 31 ตุลาคม 2560] หรือ[57] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCDScheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 31 มกราคม 2561 หรือ[60] เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCDหากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
5.14 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
วันลงนามสัญญาฯ : 5.72 Million USDวัน Financial Close Date : 14.36 Million USDวัน Commercial Operation Date (COD) : 12.84 Million USDวันครบรอบ COD 14 ปี : 4.32 Million USD
5.15 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำ เงี้ยบ 1 ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 7 แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เห็นชอบเรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำโครงสร้างภาษีรถยนต์และแนวทางการ จัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติดตั้งเครื่องยนต์ใช้ก๊าซหุงต้มเป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง โดยประสานกับกระทรวงคมนาคมและกระทรวงพลังงาน
2. กระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ได้ประชุมหารือในประเด็นแนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติด ตั้งเครื่องยนต์ LPG เป็นเชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) หากภาครัฐมีนโยบายขึ้นภาษีป้ายทะเบียนของรถยนต์ LPG เพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง ภาษีป้ายทะเบียนประจำปีของรถยนต์ LPG ควรสูงกว่าภาษีของรถยนต์น้ำมันเชื้อเพลิงทั่วไป ประมาณ 37,133 บาท/ปี และจำเป็นต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ คือ พระราชบัญญัติรถยนต์ และพระราชบัญญัติการขนส่งทางบก
3. ข้อเสนอของกระทรวงอุตสาหกรรม การกำหนดราคา LPG ที่แตกต่างกัน จะทำให้เกิดปัญหาการลักลอบและภาครัฐจะต้องแบกรับภาระในเรื่องต้นทุนการ บริหารจัดการและการตรวจสอบ ดังนั้น ภาครัฐควรมีการเตรียมความพร้อมที่จะใช้นโยบายการลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบในระยะยาว โดยไม่ให้มีความแตกต่างระหว่าง LPG ที่ใช้ในภาคครัวเรือน และภาคขนส่งกับภาคอุตสาหกรรม นอกจากนั้นหากภาครัฐใช้นโยบายลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบแล้ว ราคา LPG ที่สูงขึ้นย่อมส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพรวมของภาคครัวเรือน ดังนั้น ภาครัฐจึงควรออกมาตรการเพื่อลดค่าใช้จ่ายของภาคครัวเรือนให้สามารถชดเชยกับ ราคาก๊าซหุงต้มที่สูงขึ้น
4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ (1) ตามสถิติรถจดทะเบียนของกรมขนส่งทางบก พบว่าขณะนี้มีรถยนต์ที่ติดตั้ง LPG ประมาณ 702,703 คัน แยกเป็นรถยนต์นั่งส่วนบุคคลร้อยละ 80 รถบรรทุกส่วนบุคคลร้อยละ 10 แท็กซี่ ร้อยละ 6 รถยนต์รับจ้างสี่ล้อเล็ก รถรับจ้างสามล้อ รถยนต์บริการธุรกิจ/ทัศนาจร ร้อยละ 3 และรถโดยสารและรถบรรทุก ร้อยละ 1 (2) การจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนประจำปี ในอัตรา 37,133 บาทต่อปี จะส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ค่าครองชีพของผู้มีรายได้น้อยอย่างมาก ดังนั้น การกำหนดอัตราภาษีป้ายฯ ควรจะต้องมีการศึกษารายละเอียดแยกตามประเภทรถยนต์ที่จดทะเบียน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้มีรายได้ต่ำ โดยการกำหนดอัตราภาษีที่สูงควรมุ่งเน้นเฉพาะกลุ่มรถยนต์นั่งส่วนบุคคลเท่า นั้น และ (3) หากมีการปรับอัตราภาษีป้ายประจำปีของรถยนต์กลุ่มที่ใช้เชื้อเพลิง LPG ในอัตราที่สูงควรมีการส่งสัญญาณให้เจ้าของรถยนต์ทราบล่วงหน้าเพื่อให้มีเวลา ตัดสินใจได้ทัน อย่างไรก็ตามจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ซึ่งใช้เวลาประมาณ 2 - 3 ปี อาจไม่ทันการณ์ จะส่งผลทำให้มีปริมาณรถที่ติดตั้ง LPG เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ควรมีมาตรการระยะสั้นรองรับ
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงคมนาคมและกระทรวงการคลังเร่งพิจารณาดำเนินการในการปรับ อัตราภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่ติดตั้งอุปกรณ์การใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิง ให้มีการแยกตามประเภทรถยนต์โดยมุ่งเน้นรถยนต์นั่งส่วนบุคคล และคำนึงถึงผลกระทบต่อรถยนต์โดยสารสาธารณะ และนำเสนอผลการดำเนินการต่อ กพช. เพื่อพิจารณาโดยเร็วต่อไป
เรื่องที่ 8 การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 และเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG โดยเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับ LPG ของคลังนำเข้า และขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจาย LPG ของคลังภูมิภาค โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และ ปตท. รับไปดำเนินการศึกษาและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้าก๊าซ LPG ในอนาคต เช่น ท่าเรือ คลัง และระบบขนส่ง เป็นต้น
2. หากรัฐบาลมีนโยบายควบคุมราคา LPG ในประเทศต่อไป คาดว่าในปี 2554-2560 การใช้ LPG ภาคครัวเรือน ขนส่ง และอุตสาหกรรม จะมีอัตราขยายตัวร้อยละ 8, 9 และ 6 ตามลำดับ แต่หากมีการลอยตัวราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป อัตราการขยายตัวของการใช้ในแต่ละสาขาจะลดลงเหลือเพียงร้อยละ 5, 3 และ 4 ตามลำดับ
3. ปัญหาคลังนำเข้าและศูนย์รวมการจ่าย LPG โดยคลังนำเข้าปตท. (เขาบ่อยา) สามารถรองรับก๊าซได้ 132,000 ตัน/เดือน และคลังลอยน้ำ (FSU) รองรับก๊าซได้ 40,000 ตัน/เดือนรวม 172,000 ตัน/เดือน แต่จากความต้องการใช้ก๊าซ LPG ขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นไป ปริมาณนำเข้าจะเกินกว่าขีดความสามารถของระบบคลังและท่าเรือนำเข้าของ ปตท. อีกทั้ง คลังบ้านโรงโป๊ะมีกำลังการจ่าย 146,000 ตัน/เดือน โดยความต้องการ LPG ในประเทศจะสูงกว่ากำลังการจ่ายของคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะตั้งแต่ปลายปี 2554
4. ปัจจุบัน ปตท. มีคลังภูมิภาคกระจายอยู่ทั่วประเทศ จำนวน 6 แห่ง ซึ่งมีกำลังการจ่ายสูงสุดของแต่ละคลังแยกเป็นคลังก๊าซบางจาก 69,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซขอนแก่น 36,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซนครสวรรค์ 19,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซลำปาง 26,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซสงขลา 24,000 ตัน/เดือน และคลังก๊าซสุราษฎร์ธานี 26,000 ตัน/เดือน ซึ่งขีดความสามารถในการรับจ่ายของคลังภูมิภาคเหล่านี้ไม่สามารถรองรับปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภูมิภาคที่ขยายตัวสูงขึ้นมากในปัจจุบัน โดยต้องมีการขนส่งจากคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะกระจายไปยังภูมิภาคโดยตรง
5. เนื่องจากคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ข้อ 10 กำหนดว่าในกรณีที่คณะกรรมการ (กบง.) กำหนดให้มีการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราช อาณาจักร ให้ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานทำหน้าที่สั่งจ่ายเงินจากกองทุนชด เชยให้แก่ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักรในอัตรา ที่คณะกรรมการประกาศกำหนด จึงทำให้ปัจจุบันผู้มีสิทธิขอรับการชดเชยการนำเข้า และชดเชยค่าขนส่งจากคลังชลบุรีไปจำหน่ายยังคลังภูมิภาค มีเพียง ปตท. รายเดียวเท่านั้น ส่วนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้าไม่สามารถขอรับการชดเชยได้เนื่องจากมิได้ เป็นผู้ผลิต
6. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะสั้น ดังนี้
(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน
(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค ให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่ายใน ภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. ซึ่งจะเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน แบ่งเป็นการขนส่ง ไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน
7. สำหรับแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาว ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทาง ดังนี้
(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน
(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน
(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค
(4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา โดยมี 2 ทางเลือก ดังนี้ ทางเลือกที่ 1 เปลี่ยนการใช้ท่อขนส่งก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) จากโรงแยกก๊าซฯ มายังคลังก๊าซเขาบ่อยา เป็นขนส่ง LPG แทน และให้การขนส่ง NGL ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซฯ ผ่านท่อไปยังท่าเรือของ PTT TANK ที่ระยอง โดยต้องก่อสร้างถังเก็บ NGL เพิ่มเติม ซึ่งจะทำให้กำลังการขนส่ง LPG เพิ่มขึ้น 32,000 ตัน/เดือน และทางเลือกที่ 2 ขนส่งก๊าซ LPG โดยใช้ท่าเรือที่มีอยู่ในมาบตาพุด ซึ่งต้องมีการลงทุนสร้างถังบรรจุก๊าซ LPG และวางท่อส่ง LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปยังท่าเรือ เพื่อให้มีกำลังการขนส่งก๊าซ LPG เพิ่ม 32,000 ตัน/เดือน ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอทางเลือกที่ 1 เนื่องจากใช้เวลาในการดำเนินการน้อยกว่า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าและการจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้
ระยะสั้น
(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน
(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่าย ในภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน โดยแบ่งเป็นการขนส่งไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ร่วมกันดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG ต่อไป
ระยะยาว
มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้
(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน
(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน
(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค โดยมีรายละเอียดการขยายระบบคลังภูมิภาคต่างๆ ดังนี้
| คลังภูมิภาค | แผนการขยาย (ปี 2554-2560) |
| คลังก๊าซบางจาก | สร้างคลังใหม่รองรับความต้องการในอนาคต คาดว่าใช้เวลาประมาณ 4-5 ปี |
| คลังก๊าซขอนแก่น | เพิ่มถังบรรจุก๊าซ LPG ขนาด 1,000 ตัน จำนวน 1 ถัง และช่องจ่ายทางรถยนต์อีก 4 ช่อง |
| คลังก๊าซนครสวรรค์ | เพิ่มช่องจ่ายทางรถยนต์อีก 2 ช่อง |
| คลังก๊าซลำปาง | - |
| คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี | เพิ่มถังบรรจุก๊าซ LPG ขนาด 1,000 ตัน จำนวน 1 ถัง |
| คลังก๊าซสงขลา | เพิ่ม Loading Arm ที่ท่าเรืออีก 1 ท่า เพื่อเพิ่มความสามารถในการรับก๊าซ LPG ทางเรือ |
(4 ) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา
เรื่องที่ 9 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ.2554 - 2573)
1.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.2 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2533 จนถึง ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน
1.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย
1.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 หรือลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 หรือประมาณ 30,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) จากภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และภาคอาคารธุรกิจและบ้านอยู่อาศัยเป็นจำนวน 13,300 ktoe 11,300 ktoe และ 5,400 ktoe ตามลำดับ
2. ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 6 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมของผู้ใช้และผู้ประกอบการและทิศทางตลาด (3) การให้ภาคเอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง
3. กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน และ 16 มาตรการ ดังนี้ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน จำนวน 4 มาตรการ (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 มาตรการ (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม จำนวน 3 มาตรการ (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม จำนวน 2 มาตรการ และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน จำนวน 2 มาตรการ
4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ก่อให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายสะสมจนถึงปี 2573 รวมประมาณ 289,300 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 14,500 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 968 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 48 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสม ประมาณ 5.4 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 271,700 ล้านบาทต่อปี
5. กรอบงบประมาณตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ในช่วง 5 ปีแรก (พ.ศ. 2554-2558) คาดว่าจะต้องใช้เงินสนับสนุนจากภาครัฐประมาณ 29,500 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 5,900 ล้านบาทต่อปี โดยแยกเป็นประเภทค่าใช้จ่ายตามภาคเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม จำนวน 11,000 ล้านบาท (2) ภาคขนส่ง จำนวน 9,500 ล้านบาท (3) ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย จำนวน 5,000 ล้านบาท และ (4) ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ จำนวน 4,000 ล้านบาท
ทั้งนี้ ในการนำแผนไปสู่การปฏิบัติการที่เป็นรูปธรรม ควรจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงานขึ้นเพื่อกำหนดแผนปฏิบัติการต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการ จัดทำแผนปฏิบัติการของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) และผลักดันไปสู่การปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 10 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยออกคำสั่งที่ 4/2549 ลงวันที่ 28 ธันวาคม 2549 แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (คณะกรรมการฯ) โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน
2. คณะกรรมการฯได้เข้าร่วมกิจกรรมขององค์การพลังงานโลก ได้แก่ (1) การเข้าร่วมการประชุม WEC Executive Assembly การประชุม WEC Energy Congress และการประชุม Youth Symposium (2) การเข้าร่วมเป็นคณะกรรมการด้านแผนงาน (Programme Committee) และคณะทำงานในเครือข่ายของผู้เชี่ยวชาญ (Knowledge Network) สาขา Energy Efficiency-Policies, Innovative Financing Mechanisms และ Village Inventory นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 24-26 มีนาคม 2554 คณะกรรมการฯ ได้เป็นเจ้าภาพจัดการประชุม WEC Asia Regional Conference and Meeting ณ ไบเทค กรุงเทพฯ ในหัวข้อ Green Energy: Global Challenges, Regional Opportunities
3. ในการประชุมคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทย เพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับการดำเนินงานของกระทรวงพลังงาน โดยให้เพิ่มสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ และให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ และผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และให้นำเสนอในที่ประชุม กพช. พิจารณา
4. พพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ และเพิ่มผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก เพื่อให้การประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการ จัดหาและการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพและการลดผลกระทบต่อสิ่ง แวดล้อม พร้อมทั้งให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ โดยมีคณะกรรมการรวม 25 คน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยตามราย ละเอียดร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ ../2554 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
เรื่องที่ 11 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
กุมภาพันธ์ 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.24 และ 89.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.72 และ 0.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากผู้นำการประท้วงในลิเบียข่มขู่ที่จะหยุดส่งออกน้ำมันดิบหากรัฐบาลไม่หยุด ปราบปรามการชุมนุม ล่าสุดบริษัทน้ำมันต่างชาติ อาทิ เยอรมัน อิตาลี และฝรั่งเศสหยุดดำเนินการผลิตน้ำมันดิบรวม 300,000 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่เส้นทางการเดินเรือขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโก ของสหรัฐฯ ปิดเนื่องจากมีหมอกปกคลุมหนาแน่นทำให้เรือไม่สามารถสัญจรได้ ส่วนเดือนมีนาคม 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 108.71 และ 102.99 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 8.47 และ 13.42 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่อปัญหาเหตุการณ์ความไม่สงบที่ลุกลามในกลุ่มประเทศอาหรับ อีกทั้งความกังวลต่อสถานการณ์ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในญี่ปุ่นที่เกิดการ ระเบิดขึ้นและมีกัมมันตภาพรังสีรั่วไหล และในช่วงวันที่1 - 21 เมษายน 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 115.29 และ 108.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.59 และ 5.98 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสถานการณ์ความไม่สงบทางการเมืองที่ยืดเยื้อและรุนแรงในลิเบีย รวมถึงการต่อสู้ระหว่างอิสราเอลและปาเลสไตน์ยังเป็นแรงขับเคลื่อน อีกทั้งความไม่แน่นอนของเสถียรภาพทางการเงินของยุโรปที่เผชิญความเสี่ยงจาก ปัญหาหนี้สาธารณะของกรีซและปัญหาหนี้เสียของสเปนที่จำเป็นต้องใช้เงินจำนวน มากในการแก้ไข
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูป
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปได้ปรับตัวขึ้นลงตามราคาน้ำมันดิบ โดยราคาเบนซิน 95, 92 และดีเซล กุมภาพันธ์ 2554 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.84 , 109.63 และ 117.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.46 , 5.28 และ 9.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากโรงกลั่นในภูมิภาคต่างๆ มีแผนปิดซ่อมบำรุง ขณะที่กรมศุลกากรของจีนรายงานปริมาณการส่งออกดีเซล เดือนมกราคม 2554 อยู่ที่ระดับ 700,000 บาร์เรล สำหรับเดือนมีนาคม 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 120.97, 118.87 และ 130.41 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.13, 9.25 และ 12.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเรือขนส่งน้ำมันเบนซินให้บริษัท Libyan National Oil Company ถูกโจรสลัดจี้ส่งผลให้อุปทานน้ำมันเบนซินในลิเบียขาดแคลน ประกอบกับอุปสงค์น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจากความต้องการของญี่ปุ่นเพื่อใช้ใน การผลิตไฟฟ้าจากการได้รับผลกระทบภัยพิบัติสึนามิ และในช่วงวันที่ 1 - 21 เมษายน 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 128.47, 126.39 และ 137.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.50 , 7.52 และ 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จาก Arbitrage น้ำมันเบนซินจากเอเชียไปภูมิภาคตะวันตกเปิด นอกจากนี้ญี่ปุ่นมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซล 0.001%S ปริมาณประมาณ 630,000 บาร์เรล ในเดือนเมษายน 2554 เพื่อทดแทนโรงกลั่นที่หยุดดำเนินการจากแผ่นดินไหว
3. ราคาขายปลีก
ราคาเฉลี่ยขายปลีกเดือนกุมภาพันธ์ 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 4.00 บาท/ลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 มาอยู่ที่ระดับ 4.05 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 45.74, 41.24, 36.84, 33.44, 21.72, 34.34, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ เดือนมีนาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 5.10 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ระดับ 47.64, 42.34, 37.44, 34.04, 22.12, 34.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ และวันที่ 1 - 22 เมษายน 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 0.1645 บาท/ลิตร จากการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 48.44, 43.44, 38.44, 35.04, 22.72, 35.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคา LPG ตลาดโลก เดือนกุมภาพันธ์ 2554 ปรับตัวลดลง 113 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 816 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับเดือนมีนาคม 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 20เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 836 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ส่วนในเดือนเมษายน 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 45 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 881 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน จากรัฐบาลญี่ปุ่นตัดสินใจใช้ก๊าซ LPG ที่สำรองตามกฎหมายออกมาใช้เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG จากเหตุภัยสึนามิ และญี่ปุ่นมีความต้องการใช้ก๊าซ LPG อีกเป็นจำนวนมากเพื่อใช้ทำความอบอุ่น นอกจากนั้นแอลจีเรียได้กำหนดราคา โพรเพนส่งมอบเดือนเมษายนที่ 925 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และบิวเทนที่ 935 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับราคาก๊าซ LPG ในประเทศรัฐได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ที่ระดับ 10.1523 บาท/กิโลกรัม และกำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - เมษายน 2554 ได้มีการนำเข้ารวมทั้งสิ้น 3,105,357 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 43,042 ล้านบาท
5. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการ จำนวน 19 ราย กำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 15 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.46 ล้านลิตร/วัน ราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และเมษายน 2554 อยู่ที่ 26.73 , 26.87 และ 23.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 14 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.29 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.54 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศ เฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และ 1 - 24 เมษายน 2554 อยู่ที่ 61.24 , 43.11 และ 35.82 บาท/ลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชยค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเบื้องต้นสุทธิ 3,841 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
1. สรุปสาระสำคัญ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และ เทคโนโลยีได้ร่วมกัน ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือเพื่อส่งเสริมการวิจัย พัฒนา และนำเทคโนโลยีมาใช้เพื่อการพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นไปตามแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) ต่อมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วม มือการพัฒนาพลังงานทดแทนด้วยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (คณะกรรมการฯ) มาทำหน้าที่กำหนดสาขาพลังงานเป้าหมายที่จะใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และนวัตกรรม (วทน.) พัฒนา จัดทำแผนปฏิบัติการ และติดตามประเมินผล ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้จัดประชุมพิจารณาการใช้ วทน. สนับสนุนการพัฒนาในสาขาการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซล ปี 2555 - 2559 เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2554 และมีมติ (1) เห็นชอบแนวทาง แผนงาน/โครงการ และงบประมาณภายใต้แผนปฏิบัติการการใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและนวัตกรรม (วทน.) สนับสนุนการพัฒนาในสาขาไบโอดีเซลและเอทานอลปี 2555-2559 (2) มอบหมายกระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีนำเสนอแผนปฏิบัติ การฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบก่อนประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามแผนปฏิบัติการทำความตกลงในราย ละเอียดกับสำนักงบประมาณและดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติ ต่อไป
2. สาระสำคัญแผนปฏิบัติการ
2.1 ทิศทางการพัฒนา การกำหนดทิศทางการพัฒนาจะสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (REDP) 15 ปี (พ.ศ. 2551-2565) ของกระทรวงพลังงาน โดยกำหนดใช้ วทน. สนับสนุนการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซลตลอด value chain เพื่อให้การผลิตเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดในแผน REDP 15 ปี คือ เอทานอล 9 ล้านลิตร/วัน และไบโอดีเซล 4.5 ล้านลิตร/วัน ในปี 2565 และเพื่อให้การผลิตไม่กระทบกับพืชอาหารจะส่งเสริมการวิจัยพัฒนาพืชที่ไม่ใช่ พืชอาหารเพื่อผลิตเป็นพลังงาน (non food for fuel) ไปพร้อมกัน
2.2 แผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการ รวม 42 โครงการ ดำเนินการโดย 9 หน่วยงาน 3 กระทรวง ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี
| สาขาการผลิต | จำนวนโครงการ | วงเงิน (ล้านบาท) | หน่วยงาน | |||||
| 2555 | 2556 | 2557 | 2558 | 2559 | รวม | |||
| เอทานอล* | 27 | 385 | 454 | 328 | 300 | 97 | 1,564 | วท.(พว./สนช./มว./วว.)กษ.(กวก.)พน. (พพ./ธพ. |
| ไบโอดีเซล | 15 | 117 | 166 | 186 | 128 | 47 | 644 | วท.(พว./สซ./สทน.)กษ.(กวก.)พน. (พพ./ธพ.) |
| รวม | 42 | 502 | 619 | 514 | 428 | 144 | 2,208 | |
หมายเหตุ : โครงการในส่วนกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ระหว่างพิจารณาจัดส่งเพิ่มเติม
| แหล่งเงิน | จำนวนโครงการ | เงินลงทุน(ล้านบาท) | |||||
| 2555 | 2556 | 2557 | 2558 | 2559 | รวม | ||
| 1. งบประมาณแผ่นดิน | |||||||
| 1.1 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ | 7 | 95 | 96 | 87 | 84 | 0 | 362 |
| 1.2 กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี | 23 | 368 | 406 | 303 | 294 | 144 | 1,516 |
| 1.3 กระทรวงพลังงาน | 11 | 29 | 107 | 124 | 50 | 0 | 310 |
| 2. กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน | 1 | 10 | 10 | 0 | 0 | 0 | 20 |
| 3. ผู้ประกอบการ | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A |
| รวม | 42 | 502 | 619 | 514 | 428 | 144 | 2,208 |
2.3 ผลดำเนินการในปี 2555 และการกำหนดดำเนินการในอนาคต
| ผลดำเนินการในปี 2555 | กำหนดดำเนินการในอนาคต | |
| 1.เอทานอล | พัฒนาพันธุ์และเพิ่มผลผลิตให้เหมาะสมกับแต่ละพื้นที่ ศึกษาเซลลูโลสผลิตเอทานอลพัฒนาเทคโนโลยีการแปรรูปขั้นต้น เน้นแป้งมัน และพัฒนาระบบโลจิสติกส์พัฒนาไบโอพลาสติกและเอทานอลครบ วงจร โดย (1) พัฒนาโรงงานต้นแบบเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและลดต้นทุนการผลิต (2) วิจัยสายพันธุ์ยีสต์และเอนไซม์ที่จะใช้ในกระบวนการหมักและย่อยแป้งเป็น น้ำตาล พัฒนาอุตสาหกรรมต่อเนื่อง (3) ผลกระทบ GSH และพัฒนา model ประเมินผลกระทบ | พัฒนาพื้นที่ปลูกและพัฒนาพันธุ์ เน้นทนโรค/ศัตรูพืช และเพิ่มผลผลิตต่อเนื่องเพื่อให้ได้ผลผลิตตามกรอบ REDP 15 ปี ซึ่งจะส่งผลให้การใช้ผลผลิตในภาคพลังงานไม่กระทบบริโภควิจัยพัฒนาส่วนปลายน้ำเพิ่มเติม ได้แก่ การวิจัยเพื่อสร้างความเชื่อมั่นกลุ่มยานยนต์ ศึกษาดีโซฮอล์แก้ Balancing โรงกลั่นครบวงจรตั้งแต่ผลิต-ทดสอบเครื่องยนต์ |
| 2.ไบโอดีเซล | ปรับปรุงพันธุ์ปาล์มเพื่อเพิ่มผลผลิต และพัฒนาพันธุ์ทนแล้งสำหรับอีสานการพัฒนาปลายน้ำ มีการพัฒนาเพิ่มประสิทธิภาพกระบวนการผลิตไบโอดีเซล (B100) โดยศึกษาเทคโนโลยีการผลิตไบโอดีเซลเพื่อมุ่งลดต้นทุนการผลิตในโรงงาน ผลิตไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์ พัฒนาไบโอแก๊สจากน้ำเสียและวัสดุเหลือทิ้ง และส่งเสริมวิจัยพัฒนาเพื่อสร้างความเชื่อมั่นกลุ่มยานยนต์ ได้แก่ วิจัยการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อรองรับ B10 | พัฒนาแบบจำลองวิเคราะห์พื้นที่และเพื่อปรับพื้นที่ที่มีศักยภาพการผลิตต่ำมาเป็นผลิตปาล์มน้ำมันพัฒนากระบวนการผลิตต้นน้ำเพิ่มจำนวนมาก พัฒนาพันธุ์ เพาะปลูกเก็บเกี่ยว พยากรณ์ผลผลิตและเฝ้าระวังการระบาดของโรค เทคโนโลยีการผลิต การใช้ประโยชน์จากวัสดุเหลือทิ้งและพัฒนาระบบบริหารจัดการน้ำ/ระบบชลประทานพัฒนาการสกัด CPO และการบริหารจัดการขนส่ง เพื่อเพิ่ม % น้ำมันต่อทะลาย และเทคโนโลยีการ แปรรูปผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวข้อง |
2.4 ผลประโยชน์ที่จะได้รับ
(1) เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้นและเกิดรายได้เพิ่มขึ้นทั้งหมดในระบบเศรษฐกิจ 134,331 ล้านบาท
(2) สร้างความมั่นคงด้านการจัดหาพลังงานของประเทศ และสามารถลดการใช้หรือการนำเข้าน้ำมันคิดเป็นเงินสะสมปี 2555-2559 เป็นเงิน 198,073 ล้านบาท ในปี 2559
(3) ราคาผลผลิตมีเสถียรภาพ มีตลาดพลังงานเชื้อเพลิงรองรับ ส่งผลให้เกษตรกรมีชีวิตความเป็นอยู่ดีขึ้น
(4) ลดปัญหาการปลดปล่อยมลพิษออกสู่สิ่งแวดล้อม และหากการใช้น้ำมันแก็สโซฮอลเป็นไป ตามเป้าหมายที่กำหนดจะช่วยลดโลกร้อนโดยลด CO2 emission ได้ถึง 16.97 ล้านตัน ในปี 2559
3. การดำเนินการของคณะกรรมการฯ ในอนาคต คณะกรรมการฯ จะประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำความตกลงในรายละเอียดกับสำนักงบประมาณและ ดำเนินการตามแผนปฏิบัติการฯ ให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด และสรุปผลรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553
สรุปสาระสำคัญ
ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับ แต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งสาระสำคัญผลการดำเนินงานของกองทุนฯ สรุปได้ดังนี้
1. แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2553 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 110 ล้านบาท โดยคงงบประมาณในปีงบประมาณ 2553 เป็นจำนวนเงิน 30 ล้านบาท และเพิ่มวงเงินในปีงบประมาณ 2554-2555 เป็นจำนวนเงินปีละ 40 ล้านบาท โดยให้คงเงินสำรองไว้ ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติตามแผน
2. การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 ในปีงบประมาณ 2553 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 23,575,105.00 บาท ดังนี้
(หน่วย : บาท)
| หมวดรายจ่าย | จำนวนเงิน (บาท) |
| 1. การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 0.00 |
| 2. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ | 0.00 |
| 3. เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 18,512,405.00 |
| 4. การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา | 4,395,700.00 |
| 5. การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 127,000.00 |
| 6. ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 540,000.00 |
| รวม | 23,575,105.00 |
ทั้งนี้ การอนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2553 ในหมวดต่างๆ 4 หมวด รวมเป็นเงิน 23,575,105.00 บาท มีการเบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,572,045.94 บาท ผูกพันไปปี 2554 เป็นจำนวนเงิน 8,702,034.80 บาท
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 ประกอบด้วย (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ 437,980,828.37 บาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ -3,337,211.64 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 3/2553 (ครั้งที่ 132) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 เรื่องการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ดังนี้ (1) เห็นชอบ ให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมตามหลักการและตาม ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการ ในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และกลุ่มบริษัทเชฟรอน
2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการกำหนดระยะเวลาในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ฯ ในการประชุมคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ครั้งที่ 1/2554 (ครั้งที่ 6) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 และที่ประชุมได้มีมติกำหนดระยะเวลาในร่างแก้ไขสัญญาฯ ให้บริษัท สตาร์ฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนภาย ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 รวมทั้งได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ได้มอบหมายให้ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยประสานกับบริษัท สตาร์ฯ และ บมจ. ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการดำเนินงานและกรอบระยะเวลาที่สามารถดำเนินการเสนอขายหุ้นที่ออก ใหม่ต่อประชาชนในครั้งแรก (Initial Public Offering : IPO) ได้ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 เพื่อเป็นแนวทางในเบื้องต้น และกำหนดให้มีการประชุมคณะกรรมการฯ ทุกไตรมาสเพื่อติดตามการดำเนินงานของ บริษัท สตาร์ฯ ให้เป็นไปตามแผน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ