มติกพช. (139)
กพช. ครั้งที่ 131 - วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน 2553
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2553 (ครั้งที่ 131)
เมื่อวันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2553 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
3.มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน
4.แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าของบริษัท สยามเอ็นเนอยี่ จำกัด
5.มาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
6.แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
7.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
8.สถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในปัจจุบันและผลกระทบต่อแผน PDP 2010
9.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) กรณีแผนสำรอง
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายไตรรงค์ สุวรรณคีรี) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวและแผนแม่บทระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) เพื่อเป็นกรอบการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จำนวน 14 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 165,077 ล้านบาท
2. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) และเห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) และนำเสนอต่อ กพช. ต่อไป
3. ความต้องการก๊าซธรรมชาติของไทยในปี 2552 อยู่ที่ระดับ 3,649 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน โดยประมาณการระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2553 - 2557) ความต้องการก๊าซฯ จะยังขยายตัวในอัตราร้อยละ 6 ต่อปี ซึ่งเป็นผลจากเศรษฐกิจที่ฟื้นตัว และความต้องการก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 ที่กำหนดให้โรงไฟฟ้าใหม่ต้องใช้ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงในปี 2553 - 2557 จำนวน 7,074 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ในช่วงปี 2558 - 2564 ความต้องการก๊าซฯ จาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ จะเกิดขึ้น และ 3,420 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2565-2573 ซึ่งคาดว่าความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นถึงระดับ 5,542 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2573 หรือคิดเป็นอัตราการขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 1 ต่อปี (ในช่วงปี 2558-2573)
4. สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2553-2557 เพื่อรองรับความต้องการก๊าซฯ ที่จะเพิ่มขึ้น ปตท. ได้ปรับปรุงแผนการจัดหาก๊าซฯ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ที่ความต้องการก๊าซฯ ได้ปรับตัวลดลงไปอยู่ที่ระดับประมาณ 4,821 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวันในปี 2557 โดย ปตท. ได้ดำเนินการจัดหาก๊าซฯ เพิ่มเติมจากอ่าวไทย รวมทั้ง การนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านทั้งจากสัญญาที่มีอยู่เดิมและจากสัญญาใหม่ ได้แก่ แหล่งเชฟรอน (ส่วนเพิ่ม) (330 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) แหล่งบงกชใต้ (ส่วนเพิ่ม) 320 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) แหล่งเจดีเอ แปลง B17 (ส่วนเพิ่ม) 65 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน และแหล่ง M9 จากสหภาพพม่า (240 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) รวมทั้งการนำเข้า LNG ในปริมาณ 0.5 - 1 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ปตท. ได้มีแผนการจัดหาก๊าซฯ เพิ่มเติมทั้งจากแหล่งก๊าซฯ ปัจจุบัน และแหล่งใหม่ๆ จากอ่าวไทย รวมทั้งจากประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งได้แก่ แหล่งไพลิน แหล่งในสหภาพพม่า แหล่งในเขตพื้นที่ร่วมไทย - กัมพูชา และแหล่งนาทูน่า อินโดนีเซีย รวมทั้ง ปตท. มีแผนการนำเข้า LNG เพิ่มเติม ประมาณ 10 ล้านตันต่อปี และในปี 2570 คาดว่าศักยภาพ ในการจัดหาก๊าซฯ โดยรวม จะอยู่ที่ระดับประมาณ 6,501 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน
5. เพื่อให้สอดคล้องกับแผนการจัดหาก๊าซฯ และแผนการขยายโรงไฟฟ้าใหม่ตาม PDP 2010 รวมทั้งให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดในการลงทุนขยายระบบท่อส่งก๊าซฯ ปตท. จำเป็นต้องมีการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามที่ ครม. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ในบางโครงการ ซึ่งประกอบด้วย (1) ขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ จำนวน 4 โครงการ ได้แก่ โครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกนครราชสีมา เงินลงทุน 16,000 ล้านบาท โครงการท่อส่งก๊าซฯ บนบกนครสวรรค์ เงินลงทุน 23,000 ล้านบาท โครงการท่อส่งก๊าซฯ บนบกชายแดนไทยสหภาพพม่า - BVW#1 เงินลงทุน 680 ล้านบาท และโครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกโรงไฟฟ้าร่วมจะนะ เงินลงทุน 993 ล้านบาท (2) ปรับเพิ่มเงินลงทุน เครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ในทะเล เงินลงทุน 2,432 ล้านบาท และ (3) ยกเลิกการลงทุนในโครงการเครื่องเพิ่มความดันก๊าซบนบกกลางทาง (4,917 ล้านบาท) และโครงการท่อส่งก๊าซฯ เชื่อมในทะเลแหล่งไพลิน (3,592 ล้านบาท) จำนวน 2 โครงการ เงินลงทุน 8,509 ล้านบาท
ทั้งนี้ การทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ดังกล่าว จะทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 34,595 ล้านบาทจากวงเงินลงทุนเดิมที่เคยได้รับอนุมัติไปแล้ว 165,077 ล้านบาท เป็น 199,672 ล้านบาท และทำให้โครงข่ายระบบท่อใหม่สามารถมีกำลังส่งก๊าซฯ เพิ่มเป็น 7,520 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวันในปี 2569
6. สำหรับการวิเคราะห์ผลกระทบผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเบื้องต้น โดย ปตท. จะขยายระบบโครงข่ายก๊าซฯ ไปตามแนวที่ส่งผลกระทบต่อสังคม ชุมชน และสิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด ซึ่งโครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบก นครราชสีมา และนครสวรรค์ ปตท. จะดำเนินการก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามแนวถนนทางหลวง หรือเขตระบบโครงข่ายพลังงานเดิม ซึ่งคิดเป็นสัดส่วนระยะทางกว่าร้อยละ 80 ของระยะทางทั้งหมด และการดำเนินการโครงการ ได้แก่ การใช้อสังหาริมทรัพย์ การก่อสร้าง และการคิดอัตราค่าบริการ ปตท. จะดำเนินการตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดโดย กพช. และอยู่ในการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ภายใต้ พ.ร.บ. ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 นอกจากนี้ การดำเนินโครงการจะสอดคล้องตาม มาตรา 56 - 59 ว่าด้วยสิทธิให้ข้อมูลข่าวสารและการร้องเรียนตามกฎหมายรัฐธรรมนูญ โดยที่ ปตท. ต้องดำเนินการรับฟังความคิดเห็น ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน พ.ศ. 2548 และ ดำเนินการศึกษาและจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม ตาม พ.ร.บ. ส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ด้วย ซึ่งทำให้ผลกระทบจากแผนขยายระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทฯ อยู่ในระดับต่ำ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว
2.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติมที่ได้มีการลงนามในสัญญาฯ ไปแล้ว และอยู่ระหว่างการลงนาม ทั้งนี้ เมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากทั้ง ในประเทศและต่างประเทศที่อยู่ระหว่างการเจรจามีข้อยุติแล้ว ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากในประเทศ ต่อ กพช. เพื่อทราบ และนำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
3.เห็นชอบการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ครั้งที่ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ให้ ปตท. จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งบนบกและในอ่าวไทย รวมทั้งนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้านในช่วงปี 2550 -2554 และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ (New IPP) ปตท. คาดว่าจะนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas หรือ LNG) ในปริมาณรวม 10 ล้านตันต่อปี โดยการนำเข้าในระยะแรก 5 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าก๊าซฯ 700 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) จากแหล่งต่างๆ ในประเทศอิหร่าน ออสเตรเลีย อินโดนีเซีย มาเลเซีย รัสเซีย และกาตาร์ เป็นต้น
2. เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2552 - 2558 ของ ปตท. ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ที่ดำเนินการตามแผนเฉพาะปี 2552 - 2558 และรับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป) ทั้งนี้ ภายใต้แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2552 - 2558 ดังกล่าว ปตท. ได้ปรับลดปริมาณนำเข้า LNG ลงเหลือ 1 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าก๊าซฯ ประมาณ 140 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน) ตั้งแต่ปี 2554 และกระทรวงพลังงานได้มอบหมายให้ ปตท. เจรจาเงื่อนไขที่เป็นประโยชน์เพิ่มเติมกับบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited 3 เพื่อปรับลดปริมาณซื้อ LNG เป็น 1 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตามบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited 3 ไม่ยอมปรับลดสูตรราคา LNG จึงทำให้ยังไม่มีการลงนาม Sales and Purchase Agreement (SPA) สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว
3. ปตท. อยู่ระหว่างก่อสร้าง PTTLNG Receiving Terminal ในบริเวณท่าเรืออุตสาหกรรม มาบตาพุด โดยมีกำหนดทดสอบการเดินเครื่อง (Commissioning) ในเดือนเมษายน 2554 และคาดว่าจะสามารถเริ่มดำเนินการในเชิงพาณิชย์ได้ในเดือนกรกฎาคม 2554
4. การเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากต่างประเทศจะต้องมีการนำเสนอ ต่อ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ แต่เนื่องจาก ปตท. ยังไม่สามารถลงนาม SPA กับ Qatargas ได้ ดังนั้นเพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการนำเข้า LNG ในระยะแรก ปตท. จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น
5. การซื้อขาย LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ผู้ซื้อและผู้ขายจะมีการจัดทำสัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) ล่วงหน้าเพื่อกำหนดเงื่อนไขหลักๆ (ยกเว้นเงื่อนไขปริมาณซื้อขาย กำหนดเวลาส่งมอบ และราคา) รองรับการซื้อขายที่อาจมีขึ้นในอนาคต โดยคู่สัญญาไม่จำเป็นจะต้องเจรจาเงื่อนไขซื้อขายที่ตกลงไว้แล้ว แต่จะเจรจาเพื่อตกลงปริมาณซื้อขาย กำหนด เวลาส่งมอบ และราคาตามความต้องการของแต่ละฝ่ายเป็นครั้งๆ โดยคู่สัญญายังไม่มีภาระผูกพันที่จะต้องซื้อขายจนกว่าจะสามารถตกลงและแจ้ง ยืนยันปริมาณซื้อขาย กำหนดเวลาส่งมอบ และราคา (Confirmation Notice)
6. กรอบสัญญา MSPA ประกอบด้วย อายุสัญญา ข้อผูกพันในการซื้อขาย รูปแบบการซื้อขาย ภาระผูกพันของผู้ซื้อในกรณีที่ไม่สามารถรับสินค้าได้ ภาระผูกพันของผู้ขายในกรณีผิดสัญญาหรือขาดส่ง คุณภาพสินค้า เหตุสุดวิสัย การระงับกรณีพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ กฎหมายที่ใช้บังคับเป็นกฎหมายอังกฤษ และหลักประกันทางการเงิน ซึ่งมีเงื่อนไขที่สอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญา SPA ของบริษัท Qatar Liquefied Gas Company Limited 3 ซึ่งเป็นไปตามความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด
7. หากความต้องการใช้ก๊าซฯ ยังคงมากกว่าความสามารถในการจัดหาก๊าซฯ กลุ่มผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม/ขนส่งซึ่งมีทางเลือกในการใช้พลังงานชนิดอื่น อาจเป็นกลุ่มแรกๆ ที่ได้รับผลกระทบและต้องใช้เชื้อเพลิงทางเลือกทดแทนความต้องการใช้ก๊าซฯ รวมทั้งอาจสามารถใช้ราคาเชื้อเพลิงทางเลือกต่างๆ เช่น น้ำมันเตา 2%S ซึ่งมีราคาต่ำที่สุดเป็นราคาอ้างอิงในการจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ ในการเลือกราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคาอ้างอิง ต้องเป็นราคาที่มีการประกาศอย่างสม่ำเสมอจากหน่วยงานที่เชื่อถือได้ หรือมีสูตรราคาที่ชัดเจน รวมทั้งควรสอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหากไม่สามารถจัดหา LNG ได้ ดังนั้นน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น) เป็นราคาอ้างอิงที่มีความเหมาะสมในการจัดหา LNG ในลักษณะ Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น เนื่องจากสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและมีราคาต่ำที่สุดในการจัดหาเชื้อเพลิงทาง เลือกทดแทนการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้าและอุตสาหกรรม ประกอบกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีการประกาศราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น) อย่างสม่ำเสมอ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบสัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) โดยให้ ปตท. ลงนามใน MSPA หรือสัญญาระยะสั้น ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG โดย
2.1 ในช่วงปี 2554 - 2557 ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ได้เอง ด้วยสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น ในปริมาณไม่เกินแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และจัดหา LNG Commissioning Cargo ตามจำเป็น ในปริมาณที่ต้องใช้ในการทดสอบการเดินเครื่อง LNG Receiving Terminal
2.2 ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้
(1) ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น รายเดือน) ที่ประกาศโดย สนพ.
(2) ในกรณีอื่นๆ มอบหมายให้ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น
ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
3.เห็นชอบให้สัญญา Master Sale and Purchase Agreement (MSPA) ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2552 ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายรัฐบาล เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) ดังนี้ 1) ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยกองทุนน้ำมันฯ รับภาระในการจ่ายเงินชดเชยการนำเข้า LPG ตั้งแต่สิงหาคม 2552 - มิถุนายน 2553 จำนวนเงินชดเชยสะสม 16,666 ล้านบาท (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553 ชดเชยประมาณ 20,759 ล้านบาท) 2) ตรึงราคา NGV ไว้ที่ 8.50 บาท/กก. โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยในอัตรา 2.00 บาท/กก. ตั้งแต่เดือนมีนาคม - พฤษภาคม 2553 จำนวนเงินชดเชยสะสม 833 ล้านบาท (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553 ชดเชยประมาณ 1,733 ล้านบาท) และ 3) ตรึงค่า Ft ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553 ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย กฟผ. รับภาระประมาณ 9,698 ล้านบาท
2. สถานการณ์ LPG ในกรณีโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 ไม่สามารถดำเนินการได้ ประมาณการความต้องการใช้ การผลิต และการนำเข้าของ LPG ปี 2553 อยู่ที่ 5,495 3,820 และ 1,663 พันตัน ตามลำดับ ประมาณการภาระการชดเชยการนำเข้า LPGในช่วงเดือนมกราคม - มิถุนายน 2553 กองทุนน้ำมันฯ มีภาระการชดเชยการนำเข้า LPG ประมาณ 11,001 ล้านบาท และคาดว่าในช่วงครึ่งปีหลัง ราคาน้ำมันจะปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับ 80 เหรียญสหรัฐ/ตัน ราคา LPG ในตลาดโลกจะอยู่ที่ระดับ 725 เหรียญสหรัฐ/ตัน การนำเข้า LPG คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 132 -154 พันตัน/เดือน ทำให้ภาระการชดเชย จะอยู่ที่ 1,606 - 2,486 ล้านบาท/เดือน แต่หากโรงแยกก๊าซฯ ที่ 6 สามารถเริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2553 เป็นต้นไป จะส่งผลให้ปริมาณการผลิต LPG เพิ่มขึ้นประมาณ 100 พันตัน/เดือน โดยปริมาณการนำเข้า LPG จะลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 32 - 54 พันตัน/เดือน และประมาณการภาระการชดเชยการนำเข้า LPGจากปริมาณการนำเข้าลดลงมาอยู่ที่ 32 - 54 ตัน/เดือน ส่งผลให้การชดเชย LPG ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2553 ลดลงมาอยู่ที่ประมาณ 458 - 773 ล้านบาท/เดือน คาดว่าในปี 2553 กองทุนน้ำมันฯ จะต้องชดเชยการนำเข้า LPG ประมาณ 15,009 ล้านบาท
3. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 มิถุนายน 2553 มีเงินสดสุทธิ 33,402 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 9,041 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 8,795 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 247 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 24,361 ล้านบาท
4. เพื่อให้สนองตอบต่อนโยบายของรัฐบาลที่จะกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศและแก้ไข ปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนที่ได้รับผลกระทบด้านพลังงาน ประกอบกับประมาณการรายรับ/รายจ่ายกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงกันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554 มีรายรับสุทธิประมาณ 109 ล้านบาท (โรงแยกก๊าซฯ ที่ 6 ไม่สามารถดำเนินการได้) ซึ่งยังสามารถรับภาระการชดเชยการนำเข้า LPG และชดเชยราคา NGV ต่อไปได้ รวมทั้งภาระค่า Ft ของ กฟผ. ได้ลดลงจากที่ได้ประมาณการไว้ จึงเห็นควรให้ขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อไปอีก 6 เดือน (กันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554) ดังนี้ 1) ตรึงราคาขายปลีก LPG ในระดับราคา 18.13 บาท/กก. คาดว่ากองทุนน้ำมันจะต้องชดเชยในการนำเข้าประมาณ 2,204 ล้านบาท/เดือน หรือประมาณ 13,224 ล้านบาท 2) ตรึงราคาขายปลีก NGV โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ จ่ายชดเชย NGV ในอัตรา 2 บาท/กก. คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ประมาณ 300 - 400 ล้านบาท/เดือน หรือประมาณ 1,800 - 2,400 ล้านบาท 3) กระทรวงพลังงานประสานให้ กกพ. กับ กฟผ. รับไปพิจารณาดำเนินมาตรการตรึงค่า Ft ต่อไป ทั้งนี้ คาดว่าเมื่อสิ้นปี 2553 กฟผ. รับภาระแทนประชาชนประมาณ 5,996 ล้านบาท
5. จากการที่รัฐกำหนดให้ราคา LPG ณ โรงกลั่น (ราคาโรงแยกก๊าซฯ และราคาโรงกลั่นน้ำมัน) ราคาขายส่งและราคาขายปลีกให้อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง และต่ำกว่าน้ำมันเบนซินและน้ำมันเตาเป็นระยะเวลานาน ทำให้การใช้ LPG สูงขึ้นมาก ก่อให้เกิดปัญหาภาคขนส่ง อุตสาหกรรมและปิโตรเคมีเปลี่ยนมาใช้ LPG เพิ่มขึ้นมาก รวมทั้งเกิดการลักลอบส่งออก LPG ทำให้สูญเสียเงินกองทุนน้ำมันฯ และกองทุนน้ำมันฯ รับภาระจ่ายชดเชยการนำเข้า LPG ซึ่งอยู่ในระดับสูง ซึ่งไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้น้ำมัน เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ เก็บเงินจากน้ำมันเชื้อเพลิง ขณะที่โรงกลั่นได้ปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตโดยใช้ LPG เป็นเชื้อเพลิงแทนน้ำมันเตา รวมทั้งยังส่งผลกระทบต่อแผนการส่งเสริมการใช้ NGV เนื่องจากราคา NGV ไม่สามารถแข่งขันกับราคา LPG ได้
6. แนวโน้มสถานการณ์ LPG ในปี 2554 พบว่าปริมาณการผลิต LPG ในประเทศ (รวมโรงแยกก๊าซฯ 6 ) เพิ่มขึ้นร้อยละ 38 อยู่ที่ระดับ 5,064 พันตัน/เดือน และการใช้ LPG มีอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 5 อยู่ที่ระดับ 5,781 พันตัน/เดือน ขณะที่การนำเข้า LPG ลดลงร้อยละ 69 อยู่ที่ระดับ 60 พันตัน/เดือน ทำให้ภาระการจ่ายชดเชยจะอยู่ที่ 855 ล้านบาท/เดือน ดังนั้น จึงคาดได้ว่าในปี 2554 กองทุนน้ำมันฯ จะต้องชดเชยการนำเข้า LPG ประมาณ 10,260 ล้านบาท
7. สำหรับแนวทางการปรับราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้น เพื่อชดเชยการนำเข้า ดังนี้ กรณี 1 ปรับขึ้นราคา LPG ทุกภาค กรณี 2 คงราคาภาคครัวเรือน/ปรับขึ้นราคาภาคขนส่งและอุตสาหกรรม กรณี 3 คงราคาภาคครัวเรือนและขนส่ง/ปรับขึ้นราคาอุตสาหกรรม กรณี 4 ปรับขึ้นราคา LPG ทุกภาค โดย ขึ้นราคาภาคครัวเรือนเพียงครึ่งหนึ่งของภาคขนส่งและอุตสาหกรรม และกรณี 5 ปรับขึ้นราคา LPG ทุกภาค โดยกองทุนน้ำมันฯ รับภาระไว้ครึ่งหนึ่ง คิดเป็น 427 ล้านบาท/เดือน และให้ปรับขึ้นราคาตามกรณี 4 เพื่อลดภาระในส่วนที่เหลืออีก 427 ล้านบาท/เดือน ทั้งนี้ ตามแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG โดยปรับขึ้นราคาขายปลีกข้างต้น จะดำเนินการโดยทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้นไม่มากนัก ทั้งนี้อาจให้มีการปรับเพิ่มขึ้นครั้งละไม่เกิน 2 บาท/กก.
8. ปัจจุบันการจัดหา LPG ในประเทศได้จากโรงแยกก๊าซฯ ประมาณร้อยละ 69 จากโรงกลั่นน้ำมันประมาณร้อยละ 22 และจากการนำเข้าประมาณร้อยละ 9 เพื่อจูงใจให้ผู้ผลิตขยายการผลิตให้เพียงพอเพื่อลดการนำเข้าจากต่างประเทศ จำเป็นต้องกำหนดราคา ณ โรงกลั่นให้สะท้อนกับต้นทุนในการผลิต LPG โดยมีแนวทาง ดังนี้ 1) การกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นของโรงแยกก๊าซฯ ควรสะท้อนต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ ที่แท้จริง ซึ่ง สนพ. กำลังศึกษาอยู่ ทั้งนี้เบื้องต้นคาดว่าราคาต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ อยู่ที่ระดับ 400 - 440 เหรียญสหรัฐ/ตัน (เฉลี่ย 420 เหรียญสหรัฐ/ตัน) 2) การกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นของโรงกลั่นน้ำมัน ตามราคา LPG ตลาดโลก 3) กำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่น ตามต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 75 บวกต้นทุนการผลิตจากโรงกลั่นร้อยละ 25 โดยถ้าต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ที่ระดับ 420 เหรียญสหรัฐ/ตัน และราคาจากโรงกลั่นเท่ากับ 725 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทำให้ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 496 เหรียญสหรัฐ/ตัน ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกปรับสูงขึ้นจาก 18.13 บาท/กก. เป็น 23.82 บาท/กก. ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบที่จะเกิดขึ้น ควรพิจารณาปรับเป็นขั้นเป็นตอน โดยอาจปรับเพิ่มขึ้นทุก 3 เดือน ในแต่ละครั้งไม่เกิน 2 บาท/กก.
9. แนวทางบรรเทาผลกระทบจากการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนใช้ LPG อย่างประหยัดโดยคำนึงถึงคุณค่าของ LPG รวมทั้งให้ความรู้และความเข้าใจในประเด็นราคาขายปลีกที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน เป็นราคาที่ต่ำกว่าราคาต้นทุนที่แท้จริง เพื่อให้เกิดการยอมรับเกี่ยวกับราคา LPG ที่ต้องมีการปรับขึ้นในอนาคตและเข้าใจถึงระบบการกำหนดราคา LPG ที่ต้องมีการเปลี่ยนแปลงราคาเป็นระยะๆ ซึ่งเป็นเหตุการณ์ปกติเหมือนน้ำมันฯ 2) เร่งรัดโครงการเปลี่ยนรถแท็กซี่ไปใช้ NGV จำนวน 20,000 คัน ให้แล้วเสร็จภายในกุมภาพันธ์ 2554 ซึ่งสามารถลดปริมาณความต้องการใช้ LPG ได้ประมาณ 20,000 ตัน/เดือน และ 3) เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบต่ออุตสาหกรรมเซรามิก ให้ สนพ. รับไปดำเนินการเร่งรัดโครงการปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงานและการใช้หัว เผาไหม้ประสิทธิภาพสูงในเตาเผาเซรามิคซึ่งได้ดำเนินการอยู่ในปัจจุบัน รวมทั้งในระยะยาวพิจารณาหาทางเลือกเชื้อเพลิงอื่นทดแทน LPG เช่น การใช้ LNG เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานโดยตรึงราคาต่อไปอีก 6 เดือน (กันยายน 2553 - กุมภาพันธ์ 2554) ดังนี้
1.1 ตรึงราคาขายปลีก LPG ในระดับราคา 18.13 บาท/กิโลกรัม และจากการที่รัฐกำหนดราคา LPG ณ โรงกลั่นไว้ที่ 333 เหรียญสหรัฐ/ตัน ในขณะที่ราคานำเข้าอยู่ในระดับ 725เหรียญสหรัฐ/ตัน คาดว่ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จะต้องชดเชยในการนำเข้าประมาณ 2,204 ล้านบาท/เดือน หรือรวมทั้งสิ้นประมาณ 13,224 ล้านบาท
1.2 ตรึงราคาขายปลีก NGV โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายชดเชย NGV ในอัตรา 2 บาท/กิโลกรัม คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประมาณ 300 - 400 ล้านบาท/เดือน หรือรวมทั้งสิ้นประมาณ 1,800 - 2,400 ล้านบาท
1.3 กระทรวงพลังงานประสานให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กับ กฟผ. รับไปพิจารณาดำเนินการมาตรการตรึงค่า Ft จนถึงสิ้นปี 2553 ต่อไปทั้งนี้ คาดว่าเมื่อสิ้นปี 2553 กฟผ. รับภาระแทนประชาชนประมาณ 5,996 ล้านบาท
2.กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะรับภาระรวม 15,624 ล้านบาท ดังนี้
- ตรึงราคา LPG 13,224 ล้านบาท
- ตรึงราคา NGV 2,400 ล้านบาท
2.1ทั้งนี้ ในการดำเนินการมาตรการในข้อ 1.1 - 1.3 มอบหมายให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน, กกพ., กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
2.2รับทราบแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG หลังสิ้นสุดมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานตามข้อ 9 (3) โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปพิจารณาในรายละเอียดเพิ่มเติมและนำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ให้รับความเห็นจากที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาด้วย
เรื่องที่ 4 แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าของบริษัท สยามเอ็นเนอยี่ จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2552 ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการดำเนินการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า แล้วมีมติรับทราบประเด็น ปัญหาและผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงาน เพื่อแก้ไขปัญหาการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า ได้เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานเพื่อพิจารณาดำเนินการต่อไป โดยให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมประกอบการพิจารณาด้วย ดังนี้ (1) การก่อสร้างโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ต้องมีการเตรียมการหลายปี เพื่อความมั่นคงจึงต้องวางแผนรองรับในระยะยาว โครงการที่ได้รับการคัดเลือกทั้ง 4 โครงการ จึงได้บรรจุไว้ในแผน PDP ดังนั้น ในการพิจารณาแก้ไขปัญหากรณีโรงไฟฟ้าบางคล้าควรพิจารณาถึงระดับกำลังการผลิต สำรองของระบบตามแผน PDP ด้วย (2) ปัญหาของโครงการโรงไฟฟ้า บางคล้า มาจากข้อเรียกร้องจากประชาชนในพื้นที่ อย่างไรก็ตาม โครงการ IPP ที่ได้รับการคัดเลือกทั้ง 4 โครงการ ผ่านการคัดเลือกด้วยวิธีประมูลแข่งขันภายใต้หลักเกณฑ์และเงื่อนไขเดียวกัน และเป็นหลักเกณฑ์ที่มีการประกาศให้ผู้สนใจทราบโดยทั่วกัน ดังนั้น การแก้ไขปัญหาโครงการโรงไฟฟ้าบางคล้าควรพิจารณาอย่างรอบด้าน และพิจารณาในหลายแนวทาง รวมทั้งจะต้องพิจารณาประเด็นทางด้านกฎหมายอย่างถี่ถ้วนด้วย
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการดำเนินการแก้ไขปัญหาการ ก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า (คณะอนุกรรมการฯ) โดยมีอำนาจหน้าที่ในการพิจารณาระเบียบ ขั้นตอน วิธีการ และอำนาจหน้าที่ของหน่วยงาน/องค์กร ตลอดจนประเด็นกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาแนวทางการดำเนินการก่อสร้าง โรงไฟฟ้าตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ศึกษา วิเคราะห์ เสนอแนะแนวทางการดำเนินการแก้ไขปัญหาการก่อสร้างโรงไฟฟ้า พร้อมความเห็นและข้อเสนอแนะในแต่ละแนวทางเสนอ กบง. เป็นระยะ ก่อนเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบต่อไป โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน อนุกรรมการประกอบด้วยผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักบริหารหนี้สาธารณะ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงานอัยการสูงสุด และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยมีผู้แทน สนพ. และผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) เป็นฝ่ายเลขานุการ
3. คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมทั้งสิ้น 4 ครั้ง เพื่อพิจารณาในประเด็นด้านกฎหมาย และ ได้แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาความเป็นไปได้ข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า บางคล้า เพื่อศึกษาความเป็นไปได้เรื่องข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า โดยคณะทำงานฯ ได้จัดประชุม 3 ครั้ง และสำรวจพื้นที่ที่บริษัทฯ เสนอ จนได้ข้อยุติสำคัญ 2 ประเด็น ที่เห็นควรรายงานที่ประชุม กพช. ดังนี้
3.1 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นควรให้หารือสำนักงานอัยการสูงสุด เกี่ยวกับการดำเนินงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ.และบริษัท สยาม เอ็นเนอยี่ จำกัด โดยประธานอนุกรรมการฯ ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด เมื่อวันที่ 15 มกราคม 2553 และอัยการสูงสุดได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาข้อหารือเมื่อวัน 6 พฤษภาคม 2553 มีสาระสำคัญดังนี้
(1) ประเด็นขอหารือ ประกอบด้วย (1) ภาครัฐสามารถให้บริษัทย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าหรือสามารถยกเลิกโครงการดัง กล่าวได้หรือไม่อย่างไร หากสามารถกระทำได้ รัฐจะต้องชดใช้ค่าเสียหายให้บริษัทหรือไม่ประการใด และ (2) หากคู่สัญญาไม่สามารถดำเนินโครงการได้อันเนื่องมาจากเงื่อนไขตามข้อตกลงจะมี ผลอย่างไรต่อรัฐและคู่สัญญา
(2) ผลการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด สรุปว่าหากเป็นที่แน่ชัดว่าการทำ การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment : EIA) ไม่สามารถที่จะได้รับความเห็นชอบภายในระยะเวลาสิ้นสุดข้างต้น เนื่องจากการคัดค้านของประชาชนยังคงดำรงอยู่ต่อไป จนไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้และรัฐไม่สามารถสนับสนุนและอำนวยความสะดวกแก่คู่ สัญญาให้การเข้าไปดำเนินการ EIA กระทำได้โดยปกติ จึงอาจถือได้ว่าเป็นเหตุสุดวิสัยตามนัยของ THE AGREEMENT ข้อ 1 ประกอบกับสัญญา PPA ข้อ 14.1.1 กระทรวงพลังงานควรร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณาแนวทางการเจรจากับบริษัทฯ บนพื้นฐานของความสุจริต (Bona Fide) เพื่อแก้ไขปัญหาให้เป็นที่พอใจและยอมรับกันทั้งสองฝ่ายตามที่กำหนดไว้ใน THE AGREEMENT ข้อ 1 อย่างเป็นธรรมเพื่อให้โครงการดำเนินการต่อไปได้ รวมทั้งการเจรจาเปลี่ยนระยะเวลาจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ การย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การเจรจาค่าไฟฟ้าที่สอดคล้องกับสถานการณ์และต้นทุนที่เปลี่ยนไป ทั้งนี้ ควรคำนึงถึงนโยบายเปิดเสรีด้านพลังงานของรัฐบาลและการกระตุ้นเศรษฐกิจและการ ลงทุนของภาคเอกชนประกอบด้วย
(3) คณะอนุกรรมการฯ พิจารณาผลการพิจารณาข้อหารือของอัยการสูงสุดแล้วเห็นว่าการคัดค้านจากผู้ ชุมนุมจนไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้ และหากรัฐไม่สามารถสนับสนุนและอำนวยความสะดวกแก่คู่สัญญาให้การเข้าไปดำเนิน การ EIA กระทำได้โดยปกติ อาจถือได้ว่าเป็นเหตุสุดวิสัย (Force Majeure) จึงมีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณา 2 เรื่องสำคัญ คือ ศึกษาความเป็นไปได้ของข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าในรายละเอียด พร้อมทั้งพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าด้วย และจัดทำผลการศึกษาความเป็นไปได้การย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเสนอต่อคณะ อนุกรรมการฯ ทั้งนี้ ในส่วนของการพิจารณาราคารับซื้อไฟฟ้าให้เสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ให้ความเห็นประกอบการพิจารณาของ กพช. โดยในการดำเนินงานให้คณะทำงานที่แต่งตั้งขึ้น และรับข้อสังเกตจากที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาจัดทำรายละเอียดเสนอ กพช. ต่อไป โดยเฉพาะในประเด็นผลการพิจารณาของอัยการสูงสุด ซึ่งให้ความเห็นไว้ว่าอาจเป็นเหตุสุดวิสัย ดังนั้นจึงไม่ใช่เหตุสุดวิสัยอันเนื่องมาจากรัฐ รัฐจึงไม่จำเป็นต้องชดเชยค่าเสียหาย
3.2 คณะทำงานศึกษาความเป็นไปได้ข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ซึ่งมีอธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วยรองอธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน ผู้แทน กฟผ. และผู้แทน สกพ. โดยมีผู้แทน สนพ. สป.พน. และ กฟผ. เป็นฝ่ายเลขานุการ ศึกษาความเป็นไปได้ข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ได้จัดประชุม 3 ครั้ง และสำรวจพื้นที่ที่บริษัทฯ เสนอ และจัดทำผลการศึกษา โดยมีข้อสรุปสำคัญ 5 ประการ ดังนี้
3.2.1 พื้นที่ตั้งใหม่ที่เสนอโดยบริษัทฯ
(1) การพิจารณาพื้นที่ทางเลือก บริษัทฯ ได้สำรวจและศึกษาพื้นที่ทางเลือกใหม่ 6 แห่ง โดยเปรียบเทียบความเหมาะสมจากปัจจัยที่สำคัญ 3 ด้าน คือ 1) ด้านเทคนิค : ระยะห่างแนวท่อก๊าซ แหล่งน้ำ และสายส่ง 2) ด้านกฎหมาย : ความสอดคล้องกับการใช้ประโยชน์ที่ดินตามกฎหมายผังเมือง และ 3) ด้านการยอมรับชุมชน : การยอมรับของชุมชน และผลกระทบต่อการประกอบอาชีพ โดยบริษัทฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าพื้นที่ทั้ง 6 ทางเลือก มีความเป็นไปได้ทางเทคนิค แต่ในด้านกฎหมายและมวลชนมีความแตกต่างกันในแต่ละพื้นที่ สรุปพื้นที่ 6 ทางเลือก คือ (1) พรหมบุรี อินดัสเตรียล คอมเพล็กซ์ อ. พรหมบุรี จ.สิงห์บุรี (2) นิคมอุตสาหกรรมแก่งคอย อ.แก่งคอย จ.สระบุรี (3) พื้นที่ใกล้โรงไฟฟ้าแก่งคอย 2 (โครงการแก่งคอย 3) อ.แก่งคอย จ.สระบุรี (4) นิคมอุตสาหกรรม เหมราช อีสเทิร์น ซีบอร์ด อ.ปลวกแดง จ.ระยอง (5) นิคมอุตสาหกรรมเกตเวย์ ซิตี้ อ.แปลงยาว จ.ฉะเชิงเทรา และ (6) สวนอุตสาหกรรมโรจนะ อ.อุทัย จ.อยุธยา
(2) ข้อเสนอบริษัทฯ เลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ณ สวนอุตสาหกรรมโรจนะ อ. อุทัย จ.อยุธยา ซึ่งมีความเหมาะสมทั้งด้านเทคนิค มีต้นทุนที่รับได้ และตั้งอยู่ในสวนอุตสาหกรรมคาดว่าจะไม่มีปัญหาด้านชุมชน และกำหนดกรอบการดำเนินการว่าหากลงนาม PPA ฉบับแก้ไขได้ภายในช่วงเดือนมิถุนายน - กรกฎาคม 2553 จะสามารถก่อสร้างโรงไฟฟ้า และโรงแรกจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในกลางปี 2558
3.2.2 อัตราค่าไฟฟ้าที่ขอปรับเพิ่ม การพิจารณาข้อเสนอค่าไฟฟ้าของบริษัทฯ มีหลักการที่สำคัญ คือ เป็นราคาที่เป็นธรรมกับประชาชน โดยจะไม่มีการชดเชยค่าเสียหายจากการดำเนินการในที่ตั้งเดิมผลตอบแทนโครงการ ของที่ตั้งใหม่ไม่สูงกว่าที่ตั้งเดิม และค่าไฟฟ้ารวมไม่สูงกว่าโรงไฟฟ้าประเภทเดียวกันของผู้ประมูลในลำดับถัดไปใน การประมูลรอบเดียวกัน
สรุปอัตราค่าไฟฟ้าที่บริษัทฯ ขอปรับเพิ่มหลังจากเจรจาต่อรองโดย กฟผ. 0.0949 บาท/หน่วย โดยมีสาเหตุจากต้นทุนที่เพิ่มขึ้น แบ่งเป็นสองส่วน (1) การพิจารณาต้นทุนเพิ่มจากการเลื่อน COD 0.0538 บาทต่อหน่วย (2) การพิจารณาต้นทุนเพิ่มจากการย้ายสถานที่ตั้งโครงการ 0.0411 บาทต่อหน่วย (3) ต้นทุนบำรุงรักษาคงที่และแปรผัน 0.0034 บาท/หน่วย รายละเอียดอัตราค่าไฟฟ้าที่บริษัทฯ เสนอขอปรับเพิ่ม สรุปดังนี้
| อัตราค่าไฟฟ้า (บาท/หน่วย) | |
| 1. Availability Payment 1 (AP1) | 0.3240 |
| 2. Availability Payment 2 (AP2) | 0.0426 |
| 3. Variable Operation & Maintenance Cost (VOM) | 0.0202 |
| 4. AP1+AP2+VOM | 0.3868 |
| 5. ค่าเชื้อเพลิง | 2.2280 |
| 6. Total (4+5) | 2.6148 |
| 7. ระบบส่งเชื่อมโยง | 0.0138 |
| 8. ค่าไฟฟ้าปัจจุบัน (= 6+7) | 2.6286 |
| 9. บริษัทฯ ขอเพิ่ม | 0.0949 |
| 10. AP2+VOM เพิ่มตาม CPI เมื่อ COD เลื่อนตามสูตรในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า |
0.0034 |
| 11. ค่าไฟฟ้ารวมใหม่ (= 8+9+10) | 2.7269 |
หมายเหตุ : ค่าระบบส่งเชื่อมโยงในตารางข้อ 7 จะมีการเปลี่ยนแปลงตามสถานที่ตั้งใหม่ด้วย ซึ่งมีค่า
ไม่สูงกว่าเดิม (กฟผ. อยู่ระหว่างการประเมิน)
ค่าไฟฟ้าใหม่เปลี่ยนแปลงจากเดิม (เมื่อรวมผลของการเพิ่มของ AP2 และ VOM) รวมเป็น 0.0983 บาท/หน่วย
3.2.3 การแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เห็นควรให้การแก้ไขเปลี่ยนแปลงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในประเด็นสำคัญ คือ (1) ปรับวันสำคัญต่างๆ (Critical Dates) และกำหนดวันดำเนินการต่างๆ ของโครงการ (Milestones) ให้สอดคล้องกับกำหนด SCOD ใหม่ (2) ข้อมูลด้านเทคนิคต่างๆ (3) ปรับปรุงตารางอัตราค่าไฟฟ้าตามผลการพิจารณา และ (4) เลื่อนกำหนดวันก่อสร้างระบบส่งแล้วเสร็จ (Scheduled Energizing Date: SED)
3.2.4 การก่อสร้างระบบส่งเชื่อมโยงระหว่าง สฟ. ของโรงไฟฟ้าใหม่และ สฟ. ภาชี 2 กฟผ. จะต้องปรับเปลี่ยนแผนงานก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าในสถานที่ โดยจะใช้งบประมาณเดิมที่ ครม.อนุมัติไว้เดิม (ครม.ได้อนุมัติค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า บางคล้าที่สถานที่เดิมจำนวน 1,702 ล้านบาท) ซึ่งเพียงพอสำหรับการก่อสร้างระบบส่งเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าในสถานที่ ใหม่ โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี โรงไฟฟ้าใหม่ (สวนอุตสาหกรรรม โรจนะ) - ภาชี 2 วงจรคู่ ขนาดสาย 4x795 MCM ACSR ต่อเฟส ระยะทาง 15 กม. พร้อมติดตั้ง Fiber Optic บนสาย Overhead Ground Wire (2) ขยายสถานีไฟฟ้าแรงสูง 500 เควี ภาชี 2 สำหรับสายส่ง 500 เควี จากโรงไฟฟ้าใหม่จำนวน 2 วงจร (3) เพิ่มเติมระบบสื่อสารที่เกี่ยวข้อง
3.2.5 คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นเพิ่มเติม 3 ประเด็นสำคัญ คือ
(1) ด้านสิ่งแวดล้อม : มีความเห็นว่าให้บริษัทฯ พิจารณาผลกระทบเพิ่มเติม โดยประเมินคุณภาพอากาศในบรรยากาศจาก Emission Loading โรงไฟฟ้าในนิคมอุตสาหกรรมและโรงไฟฟ้าใกล้เคียงเพื่อให้มั่นใจว่าผลกระทบ สะสมในบริเวณดังกล่าวไม่ทำให้คุณภาพอากาศในบรรยากาศเกิดค่ามาตรฐานและกระทบ ต่อคุณภาพชีวิตประชาชน ตลอดจน พิจารณาดำเนินการตามมาตรา 67 วรรค 2 หากโครงการนี้เข้าข่ายโครงการที่มีผลกระทบรุนแรง
(2) การยอมรับของประชาชนในพื้นที่ ตามที่ บริษัทฯ แจ้งว่าการทำ EIA สวนอุตสาหกรรมโรจนะอยุธยาส่วนขยายระยะที่ 6 มีรับฟังความคิดเห็นกับหน่วยงานราชการส่วนภูมิภาค ส่วนท้องถิ่นและผู้นำชุมชน และสำรวจความคิดเห็นประชาชน พบว่า ความคิดเห็นต่อมาตรการป้องกันและแก้ไขโดยส่วนใหญ่มีความพึงพอใจ และประชาชนส่วนใหญ่เห็นด้วยกับการดำเนินโครงการนั้น คณะอนุกรรมการฯ เห็นว่าบริษัทฯ ควรต้องมีการวิเคราะห์ปัญหาที่เกิดขึ้นว่าในบางคล้าด้วย และกำหนดแนวทางเพื่อปรับปรุงแก้ไขให้ตรงสาเหตุเพื่อให้เกิดความเข้าใจและ เข้าถึงชุมชนในพื้นที่แห่งใหม่ได้อย่างแท้จริง
(3) กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ควรพิจารณาประเด็นเรื่องระยะเวลาในการจัดทำรายงานวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อมโครงการรุนแรงการก่อสร้างโครงข่ายท่อก๊าซฯ และ สายส่ง ตลอดจนโรงไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลให้การดำเนินการ COD ไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด ควรพิจารณาปรับปรุงกรอบการดำเนินโครงการให้เป็นไปอย่างเหมาะสมสอดคล้องข้อ เท็จจริง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าของบริษัท สยามเอ็นเนอยี่ จำกัด โดยการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ ตามกรอบแนวทางที่สำนักงานอัยการสูงสุดให้ความเห็นไว้ว่าการคัดค้านจาก ผู้ชุมนุมจนไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้และหากรัฐไม่สามารถสนับสนุนและอำนวยความ สะดวกแก่คู่สัญญาให้การเข้าไปดำเนินการ EIA กระทำได้โดยปกติ อาจถือได้ว่าเป็นเหตุสุดวิสัย (Force Majeure)
2.เห็นชอบการพิจารณาข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ตามข้อ 3.2 ทั้งนี้ ในการแก้ไขสัญญาชื้อขายไฟฟ้าให้ส่งให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจสอบก่อน พิจารณาลงนามตามขั้นตอน ต่อไป
3.เห็นควรให้ กกพ. กำกับให้ กฟผ. และบริษัทฯ ปรับปรุงและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จทันกำหนดเวลาดำเนินงาน ตามขั้นตอน รวมทั้งรับข้อสังเกตด้านสังคม สิ่งแวดล้อม และมวลชนตามข้อเสนอการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้าไปกำกับการดำเนิน งานอย่างใกล้ชิด
เรื่องที่ 5 มาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (ส่วนเพิ่มฯ) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนดส่วนเพิ่มฯ แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) พลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อหน่วย (2) พลังงานลม และขยะ 2.50 บาทต่อหน่วย (3) พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) 0.40 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็กมาก (ต่ำกว่า 50 กิโลวัตต์) 0.80 บาทต่อหน่วย (4) ชีวมวล 0.30 บาทต่อหน่วย โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 กพช. มีมติเห็นชอบให้สนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงด้วยใน อัตรา 0.30 บาทต่อหน่วย
3. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 เรื่องแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มฯ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP โดย (1) กำหนดส่วนเพิ่มฯ ในอัตราคงที่สำหรับขยะและพลังงานลม 2.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 7 ปี และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ (2) พลังงานหมุนเวียนอื่น ให้ใช้วิธีประมูลแข่งขัน กำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ สูงสุด 0.30 บาทต่อหน่วย และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 300 เมกะวัตต์
4. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มฯ พิเศษสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส อีก 1 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก พลังน้ำขนาดเล็กมาก และขยะ สำหรับพลังงานลมและแสงอาทิตย์เพิ่มอีก 1.50 บาทต่อหน่วย และต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 เห็นชอบการกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่ให้เพิ่มเติมพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ดังกล่าว ให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ใน 3 จังหวัดดังกล่าวด้วย
5. ภายหลังการออกมาตรการให้ส่วนเพิ่มฯ สำหรับโครงการ SPP และ VSPP ปรากฏว่ายังไม่มีโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์เสนอขายไฟฟ้า ซึ่งจากการศึกษาของสำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ). ได้วิเคราะห์ต้นทุน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าการส่งเสริมสำหรับพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ยังไม่คุ้มค่าการลงทุน ควรมีการปรับส่วนเพิ่มฯ ขึ้น และขยายระยะเวลาการสนับสนุน กพช.จึงมีมติเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 เห็นชอบให้ปรับปรุงส่วนเพิ่มฯ สำหรับ SPP พลังงานลม เป็น 3.50 บาทต่อหน่วย และขยายระยะเวลาสนับสนุนสำหรับพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มในอัตราพิเศษตามมติ กพช. วันที่ 4 มิถุนายน 2550)
6. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ.2551 - 2565) โดยมีการกำหนดเป้าหมายของแต่ละเชื้อเพลิงในแต่ละช่วงปี ทั้งนี้ ในส่วนของศักยภาพและเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานทดแทนเมื่อใช้ผลิตไฟฟ้ากำหนด ปริมาณไฟฟ้า ณ ปี 2565 เท่ากับ 5,608 เมกะวัตต์ และต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียน โดยยกเลิกเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP พลังงานหมุนเวียนเดิม และกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ตามระเบียบ SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ ในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี และมีการปรับปรุงมาตรการส่งเสริม ดังนี้ (1) ปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มฯ เพิ่มขึ้น สำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็ก (2) กำหนดส่วนเพิ่มฯ ที่สอดคล้องกับขนาดกำลังการผลิตมากขึ้น (3) ยังคงอัตราส่วนเพิ่มฯ และระยะสนับสนุนโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ไว้เหมือนเดิม (4) ให้มีการวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าสำหรับผู้ประกอบการที่ต้อง การรับส่วนเพิ่มฯ ที่เหมาะสมกับขนาดโครงการ ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตามประมาณการปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่จะขอรับส่วนเพิ่มฯ ใหม่ตามแผน 15 ปี จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft เฉลี่ยทุกประเภทเชื้อเพลิงประมาณ 8 สตางค์ต่อหน่วย ภายในปี 2565
7. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้เห็นชอบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 โดยในส่วนของการกำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อใหม่โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ ในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า ให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายที่กำหนดได้เท่าที่จะไม่ส่งผล กระทบต่อค่า Ft ต่อมาวันที่ 24 สิงหาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปริมาณพลังไฟฟ้าตามแผนฯ 15 ปี เป็นเป้าหมายขั้นต่ำในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน โดยให้ กกพ. กำกับดูแลการไฟฟ้าในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ตามขั้นตอนของประกาศและระเบียบที่กำหนด ทั้งนี้ หากปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อมีผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ ให้ กกพ. เสนอผลการวิเคราะห์พร้อมข้อเสนอให้ กพช. พิจารณาต่อไป
8. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้ สนพ. ศึกษาทบทวนอัตราส่วนเพิ่มฯ ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มี ความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
9. สรุปผลการวิเคราะห์ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อและภาระต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนจากการกำหนดมาตรการส่วนเพิ่มฯ
9.1 ณ เดือนพฤษภาคม 2553 มีปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งสิ้น 7,827.07 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่จ่ายเข้าระบบแล้ว 723.31 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการ 7,103.77 เมกะวัตต์ และปริมาณพลังไฟฟ้าจากโครงการพลังงานหมุนเวียนที่ขอส่วนเพิ่มฯ หากจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทั้งหมด สูงกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ ที่เกินกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี ประมาณ 5 เท่า ที่เหลือจะเป็นส่วนเกินที่มาจากพลังงานลม ขยะ และก๊าซชีวภาพ ตามลำดับ ทั้งนี้ ปริมาณพลังไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำ และชีวมวล ยังต่ำกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปีมาก
9.2 การวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่า Ft ตามมาตรการอัตรา Adder ปัจจุบัน
(1) ประเมินจำนวนเงินสนับสนุนสำหรับพลังงานหมุนเวียนโดยมาตรการให้ส่วนเพิ่มฯ และอ้างอิงปริมาณตามเป้าหมายแผนฯ 15 ปี จะต้องใช้เงินสนับสนุนในช่วงปี 2551-2565 รวมทั้งสิ้น 268,450 ล้านบาท โดยหากวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่า โดยเทียบจากหน่วยการใช้ไฟฟ้าจากการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 การส่งเสริมในปริมาณตามแผนฯ 15 ปี จะมีผลกระทบต่อค่า Ft อยู่ระหว่าง 0.0698-0.0830 บาทต่อหน่วย และหากเทียบจากหน่วยการใช้ไฟฟ้าจากการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP 2010 จะมีผลกระทบเฉลี่ยต่อค่า Ft อยู่ระหว่าง 0.075 - 0.104 บาทต่อหน่วย
(2) หากวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่า Ft ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียนที่เสนอขายในปัจจุบัน ซึ่งสูงกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี อยู่ 2,223.07 เมกะวัตต์ จะส่งผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ จะมีผลกระทบเฉลี่ยต่อค่า Ft อยู่ระหว่าง 0.059 - 0.201 บาทต่อหน่วย โดยผลกระทบต่อค่า Ft สูงสุดจะเกิดขึ้นในช่วงปี 2555-2559 ซึ่งมีกำหนดการขายไฟฟ้าเข้าระบบมากที่สุด
ทั้งนี้ จากข้อมูลสถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP พลังงานหมุนเวียน ณ เมษายน 2553 พบว่า พลังงานหมุนเวียนที่เสนอขายเข้าสู่ระบบในระหว่างปี 2553-2568 จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนผ่านกลไกอัตราส่วนเพิ่มฯ ทั้งสิ้น 400,604 ล้านบาท โดยเป็นผลจากการสนับสนุนโครงการพลังงานแสงอาทิตย์เป็นส่วนมาก ทั้งนี้ หากแจกแจงแหล่งที่มาของการสนับสนุนซึ่งส่งผลกระทบ Ft จะพบว่า ส่วนใหญ่เป็นการสนับสนุนโครงการ VSPP ที่ขายไฟฟ้าให้กับ กฟภ.
(3) เมื่อพิจารณาสัดส่วนเงินที่สนับสนุนตามอัตราส่วนเพิ่มฯ และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ได้ พบว่าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เป็นโครงการที่มีความสามารถผลิต ไฟฟ้าเข้าสู่ระบบในระหว่างปี 2553-2568 ประมาณ 48,411 ล้านหน่วย คิดเป็นร้อยละ 16 ของพลังงานหมุนเวียนทั้งหมด แต่จะต้องใช้เงินสนับสนุนผ่านกลไกอัตราส่วนเพิ่มฯ ประมาณ 289,932 ล้านบาท หรือคิดเป็น ร้อยละ 72 ของเงินสนับสนุนทั้งหมด เนื่องจากอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์สูงกว่าพลังงานหมุนเวียนอื่นค่อนข้างมาก ในการส่งเสริมจึงจำเป็นต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าจากการให้เงินสนับสนุนสำหรับ โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เมื่อเปรียบเทียบกับเงินสนับสนุนที่ ให้กับเชื้อเพลิงประเภทอื่นๆ ด้วย
10. จากการวิเคราะห์ปริมาณไฟฟ้าที่เสนอขายจากโครงการแสงอาทิตย์และพลังงานลมจำนวนมาก มีเหตุปัจจัยดังนี้
10.1 อัตรา Adder : จากการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและผลตอบแทนการลงทุน (IRR) โครงการพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมตามอัตราส่วนเพิ่มฯ ปัจจุบัน พบว่าผู้ประกอบการโครงการพลังงานแสงอาทิตย์จะได้รับ IRR สำหรับเทคโนโลยี Thermal 16.8 % และ 13.9% สำหรับเทคโนโลยี PV ขนาดใหญ่ ส่วนโครงการพลังงานลมขนาดใหญ่จะได้รับ IRR 9.5%
(1) การกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ โครงการพลังงานแสงอาทิตย์และลมที่ใช้อยู่ปัจจุบัน จัดทำบนข้อมูลต้นทุนการดำเนินโครงการในอดีต ซึ่งสูงกว่าราคาต้นทุนในปัจจุบันค่อนข้างมาก โดยเฉพาะค่าเครื่องมือและอุปกรณ์หลักที่ลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ต้นทุนในการพัฒนาโครงการในปัจจุบันลดต่ำลง ขณะที่เงินทุนสนับสนุนอยู่ในอัตราเดิม จึงทำให้ผลตอบแทนโครงการผลิตไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์อยู่ในเกณฑ์ที่สูง นอกจากนี้ โครงการดังกล่าวยังสามารถรับการส่งเสริมในรูปแบบอื่นด้วย เช่น การขาย Carbon credit ซึ่งจะทำให้ผลตอบแทนการลงทุนสูงขึ้นเป็น 17.80% สำหรับเทคโนโลยี Thermal และ 15.10% สำหรับ PV ขนาดใหญ่ และ 10.90% สำหรับพลังงานลมขนาดใหญ่
(2) การส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์โดยกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ เท่ากันทุกขนาดและเทคโนโลยี จากการวิเคราะห์ลักษณะโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นข้อเสนอในปัจจุบัน ส่วนใหญ่จึงเป็นโครงการขนาดใหญ่ เนื่องจากโครงการขนาดเล็กและขนาดกลางในลักษณะการติดตั้งบนหลังคาบ้าน หรืออาคารพาณิชย์ ยังไม่คุ้มทุน โดยมีปัจจัยจากอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่ยังไม่เหมาะสมกับขนาดการลงทุน และวิธีการคิดค่าไฟฟ้าแบบหักลบหน่วย (Net Energy) ไม่เหมาะกับการผลิตไฟฟ้าและจ่ายไฟ ณ จุดใช้งาน
(3) เพื่อเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ การส่งเสริมโครงการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้านและอาคารพาณิชย์ จะช่วยลดความสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ในระบบ เพราะมีการผลิตและใช้ ณ จุดที่ติดตั้งระบบ รวมทั้ง ไม่ต้องใช้พื้นที่จำนวนมาก ไม่เป็นการสูญเสียพื้นที่เพื่อการเกษตรและการปศุสัตว์ จึงควรให้การส่งเสริมในอัตราและรูปแบบสนับสนุนที่เหมาะสมสำหรับโครงการ พลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์
10.2 ปัจจัยอื่นที่มีผลต่อปริมาณการยื่นข้อเสนอและผลตอบแทนการลงทุน
(1) พลังงานแสงอาทิตย์ : การกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่เท่ากันทุกเทคโนโลยี ในขณะที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแตกต่างกัน และค่าไฟฟ้าฐานที่โครงการได้รับจะแตกต่างกันตามช่วงเวลา คือ ช่วง Peak 9.00-22.00 น. วันจันทร์-ศุกร์ และช่วง off-peak 22.00-9.00 น. วันจันทร์-ศุกร์ วันเสาร์-อาทิตย์ และวันหยุดนักขัตฤกษ์ทั้งวัน ซึ่งการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จะมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าช่วง Peak กับ Off-Peak 60:40 ทำให้โครงการได้ประโยชน์จากอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่สูง และค่าไฟฟ้าฐานในช่วง Peak ซึ่งสูงกว่า Off-peak
(2) พลังงานลม : ผู้ลงทุนมีการทำการศึกษาความเป็นไปได้โครงการอย่างละเอียด และสามารถหาพื้นที่ที่มีศักยภาพความเร็วลมสูงกว่าค่าเกณฑ์เฉลี่ยที่ พพ. เคยศึกษาศักยภาพไว้ ทำให้ได้ผลตอบแทนการลงทุนที่สูงขึ้น จึงทำให้มีการลงทุนมากกว่าเป้าหมายที่วางไว้ อย่างไรก็ตาม พื้นที่ที่มีศักยภาพสูงนั้น มีพื้นที่จำกัด ตลอดจนหลายพื้นที่ที่มีศักยภาพยังมีข้อจำกัดด้านสถานที่ตั้ง เนื่องจากพื้นที่ดังกล่าวเป็นพื้นที่ป่าอนุรักษ์หรือพื้นที่ลุ่มน้ำเป็นส่วน ใหญ่ ซึ่งต้องใช้เวลาในการดำเนินการ เพื่อขอใช้พื้นที่ตามระเบียบของหน่วยงานที่กำกับดูแลอยู่
10.3 มาตรการการส่งเสริมในรูปแบบอัตราส่วนเพิ่มฯ เป็นการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าต่อหน่วยที่ให้เพิ่มจากอัตราค่าไฟฟ้าฐานตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ารวมกับค่า Ft โดยฝ่ายนโยบายเป็นผู้กำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ที่เหมาะสมในแต่ละเทคโนโลยี เพื่อจูงใจการลงทุนจากภาคเอกชน ในกลุ่มประเทศ European Union เรียกว่าลักษณะการให้ส่วนเพิ่มนี้ว่า premium tariff หรือ bonus ซึ่งมีใช้ใน 5 ประเทศ ได้แก่ สเปน สหพันธ์สาธารณรัฐเชค สโลเวเนีย เนเธอร์แลนด์ และเดนมาร์ก
ทั้งนี้ ภาระจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการส่วนเพิ่มฯ จะส่งผลทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้น ในขณะเดียวกันค่าไฟฟ้าที่ผู้ประกอบการได้รับจะรวมค่า Ft ด้วย ทำให้ภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นทั้งสองทาง ทางเลือกหนึ่งของมาตรการส่งเสริมที่มีการใช้อย่างแพร่หลายในหลายประเทศ คือ รูปแบบ Feed-in tariffs ซึ่งเป็นอัตราค่าไฟฟ้ารวมต่อหน่วยที่สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนในแต่ละเทคโนโลยี มาตรการ Feed-in tariffs เป็นมาตรการที่ใช้ในกลุ่มประเทศ European Union ทั้งหมด 15 ประเทศ
เมื่อเปรียบเทียบมาตรการทั้งสองประเภท จะพบว่าราคาขายไฟฟ้าที่ผู้ลงทุนได้รับภายใต้มาตรการส่วนเพิ่มฯ สามารถเปลี่ยนแปลงตามค่าไฟฐานและค่า Ft ที่เปลี่ยนไป ในขณะที่ราคาขายไฟฟ้าที่ผู้ลงทุนได้รับภายใต้มาตรการ Feed-in tariffs จะคงที่ตลอดอายุโครงการ ซึ่งจากแนวโน้มของค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น จึงทำให้ผู้ลงทุนจำนวนมากมีความสนใจลงทุนในระบบพลังงานหมุนเวียนภายใต้ มาตรการส่วนเพิ่มฯ ด้วยเหตุนี้มาตรการ Feed-in tariffs จึงมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและค่า Ft ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต และภาระทางด้านเม็ดเงินที่จะใช้ในการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนมีความชัดเจน นอกจากนี้ การที่อัตราค่า Feed-in tariffs ไม่ผูกติดกับราคาก๊าซธรรมชาติผ่านกลไก Ft ทำให้เป็นทางเลือกทางด้านพลังงานอย่างแท้จริง ดังนั้น การส่งเสริมในรูปแบบ Feed-in tariffs ควรสะท้อนต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยกำหนดเงินสนับสนุนไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน
10.4 จากการประเมินผลการดำเนินงานการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ และประกาศการให้ส่วนเพิ่มฯ ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง พบว่า
(1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่สอดคล้องกับปริมาณที่จะรับซื้อ ตามแผนฯ 15 ปี และมติ ครม. วันที่ 24 มีนาคม 2552 ซึ่งกำหนดให้การไฟฟ้ารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ในปริมาณที่เกิน กว่าเป้าหมายได้เท่าที่จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่า Ft (8 สตางค์ต่อหน่วย ตามแผนฯ PDP 2007) ซึ่งจะเป็นภาระต่อประชาชน
(2) การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ใช้เกณฑ์ด้านขีดจำกัดของวงจรในระบบจำหน่ายแต่ละวงจรเป็นหลัก โดยยังไม่ได้พิจารณาในภาพรวมด้านผลกระทบต่อความมั่งคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ หากปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP เพิ่มมากขึ้น จะทำให้มีปัญหาด้านความมั่นคงของระบบส่งของ กฟผ. ซึ่งจะทำให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศได้ นอกจากนี้ ยังอาจมีภาระการลงทุนที่อาจเพิ่มขึ้นจากการปรับปรุงระบบส่งเพื่อรับซื้อ ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น ด้วยเหตุนี้ จึงมีความจำเป็นต้องปรับปรุงเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากแต่ละโครงการพลังงาน หมุนเวียนเพื่อให้ได้ประโยชน์ในภาพรวมมากที่สุด นอกจากนี้ ปัจจุบัน กฟผ. ไม่มีบทบาทในการร่วมพิจารณาการเชื่อมโยงระบบของ VSPP กับระบบส่งไฟฟ้า ทำให้ไม่สามารถประเมินผลกระทบต่อระบบโดยรวมของประเทศ โดยเฉพาะอย่างยิ่ง ผลกระทบเรื่องระบบการผลิตไฟฟ้าสำรอง ซึ่ง กฟผ. เป็นผู้วางแผนและลงทุนในอนาคต
(3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP มีข้อจำกัด ทำให้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่สนองต่อนโยบาย ได้แก่ (1) การไฟฟ้าทั้ง3แห่งมีหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าที่ต่างกัน (2) การพิจารณารับซื้อเป็นการตรวจสอบความครบถ้วนของเอกสารและขีดจำกัดของแต่ละ วงจรเป็นหลักมากกว่าพิจารณาความเป็นไปได้ของโครงการ (3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าใช้กับทุกประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี และกำหนดอายุสัญญาไม่สอดคล้องกับอายุโครงการกล่าวคือ ระยะเวลาสนับสนุน 7-10 ปี แต่อายุโครงการยาว 20-25 ปี (4) มีหลักเกณฑ์ง่าย สะดวก มีความเสี่ยงน้อย มีผู้ซื้อแน่นอน และยังขาดความรัดกุมและข้อกำหนดการลงโทษในกรณีที่ผู้ลงทุนไม่สามารถเริ่ม จำหน่ายไฟฟ้าได้ตามวัน SCOD
11. ข้อเสนอต่อที่ประชุม กพช.เพื่อพิจารณา ดังนี้
11.1 เพื่อให้การประสานและติดตามการดำเนินงานกำกับการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามนโยบาย เห็นควรให้มีการดำเนินงานโดยคณะอนุกรรมการฯ พิจารณาแต่งตั้งต่อไป โดยองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานอัยการสูงสุด การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนออัตราสนับสนุน ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า กรอบแนวทางการดำเนินงาน การส่งเสริมและรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ให้เป็นไปตามมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามนโยบาย และสอดคล้องกับแผนฯ 15 ปี โดยพิจารณาถึงผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน ตลอดจนผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และความพร้อมของระบบไฟฟ้าของประเทศโดยรวม
11.2 มาตรการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการส่วนเพิ่มฯ
(1) เห็นควรให้คณะอนุกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นกำหนดแนวทางและมาตรการพิจารณาคัดเลือกโครงการให้มีความเข้ม งวดมากขึ้น และคัดกรองผู้ประกอบการที่มีความพร้อมอย่างแท้จริง รวมทั้งให้มีการพิจารณาด้านเทคนิคร่วมกันระหว่าง 3 การไฟฟ้า ซึ่งจาการหารือกับผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด มีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้
1) กรณีมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว - หากมีการกำหนดเงื่อนไขวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าได้ตามที่กำหนดไว้ อาจมีผลกระทบต่อการไฟฟ้าในด้านการปฏิบัติและวางแผนจัดหาไฟฟ้า ก็สามารถบอกเลิกสัญญาได้ อย่างไรก็ตาม เพื่อเป็นการผ่อนผันระยะหนึ่ง เช่นเดียวกับกรณีการใช้สิทธิ์ตามกฎหมายแพ่ง การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญา มีสิทธิ์กำหนดระเวลาผ่อนผันที่เหมาะสม พร้อมทั้งกำหนดเงื่อนไขให้แสดงผลการดำเนินงาน หากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามข้อกำหนดการผ่อนผันก็มีสิทธิ์ยกเลิก สัญญา
2) กรณีได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว - ควรพิจารณาตามเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าซึ่งใช้เป็นหลักเกณฑ์การ พิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า แต่สามารถกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบที่การไฟฟ้าพิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าได้
3) ยื่นคำร้องแล้วรอการพิจารณา - ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ากำหนดหลักเกณฑ์ความครบถ้วนด้านเอกสารในการตอบรับ ซื้อไฟฟ้า แต่ในประกาศการให้ส่วนเพิ่มฯ ได้กำหนดหลักการพิจารณาผู้เสนอขอรับส่วนเพิ่มฯ ไว้แล้วว่าจะพิจารณาจากลำดับการยื่นข้อเสนอ และความพร้อมที่จะดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เสนอ รวมทั้งเอกสารหลักฐานที่ยื่นประกอบการพิจารณา ตลอดจนความสอดคล้องของวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี และผลกระทบต่อค่า Ft ดังนั้น การไฟฟ้าควรดำเนินการตามหลักการดังกล่าว
11.3 เห็นควรปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยังไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยกำหนดอัตราส่วนเพิ่มฯ ใหม่ เป็น 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปีเช่นเดิม จะทำให้ IRR ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ใช้เทคโนโลยี PV ขนาดใหญ่ เท่ากับ 9.6% และ 12.8 % สำหรับเทคโนโลยี Thermal
ทั้งนี้ ผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดได้เคยให้ความเห็นว่าการกำหนดมาตรการส่งเสริม ใหม่ ควรใช้บังคับกับผู้ยื่นข้อเสนอรายใหม่เท่านั้น กรณีผู้ยื่นรายเก่าควรเจรจาเป็นรายๆ ไป ซึ่งกระทรวงพลังงานพิจารณาแล้ว เห็นว่าจากข้อมูลปริมาณไฟฟ้าเสนอขายจากพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งเกินจากเป้าหมายมาก และผลกระทบต่อค่า Ft ที่จะเกิดขึ้นสูง รวมทั้ง ผลกระทบทางด้านเทคนิค หากยังคงใช้อัตราเดิมจะส่งผลต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนมาก จึงเห็นควรให้ปรับลดอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ เป็น 6.50 บาทต่อหน่วย โดยคงระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เช่นเดิม ทั้งนี้ สำหรับผู้ประกอบการที่ยื่นคำร้องซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณา ให้ กกพ. กำกับให้ 3 การไฟฟ้าพิจารณารับซื้อไฟฟ้าตามอัตราใหม่ที่ กพช. เห็นชอบ โดยจะต้องไม่มีผลกระทบต่อค่า Ft และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
12. มาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff
12.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff โดยกำหนดเงินสนับสนุนไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน
12.2 เห็นควรให้คณะอนุกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นพิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุน และปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป
12.3 มอบคณะอนุกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้ง หลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป
12.4 เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการให้คณะอนุกรรมการฯทบทวนรูปแบบและอัตราการส่ง เสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ เพื่อให้นโยบายมีความยืดหยุ่น สามารถปรับได้ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป เช่น สถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ สภาพเศรษฐกิจ ราคาอุปกรณ์ในตลาดโลก รวมถึงข้อตกลงระหว่างประเทศเรื่องพิธีสารเกียวโต
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการประสานและติดตามการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามนโยบาย โดยเห็นควรให้แต่งตั้งคณะกรรมการคณะหนึ่ง (คณะกรรมการฯ) ภายใต้ กพช. โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ ดังนี้
1.1 องค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานอัยการสูงสุด การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ
1.2 มีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนออัตราสนับสนุน ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า กรอบแนวทางการดำเนินงานการส่งเสริมและรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียน และพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ตามระเบียบและประกาศที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นไปตามนโยบาย และสอดคล้องกับแผนฯ 15 ปี โดยพิจารณาถึงผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน ตลอดจนผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศโดยรวม และความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.
2. เห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการส่วนเพิ่มราคารับชื้อไฟฟ้า ดังนี้
เห็นควรให้หยุดการรับคำร้องขอขายไฟฟ้าจากโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ และมอบให้คณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นกำหนดแนวทาง และพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ตามระเบียบและประกาศที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ รวมทั้ง ให้มีการพิจารณาด้านเทคนิคร่วมกันระหว่าง 3 การไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ ให้รับแนวทางที่ได้หารือกับผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดไปประกอบการพิจารณา ด้วย ดังนี้
2.1 กรณีมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว เห็นควรกำหนดอัตราส่วนเพิ่ม 8 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เช่นเดิม โดยในการพิจารณาดำเนินงานหากมีการกำหนดเงื่อนไขวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไว้ใน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ผู้ประกอบการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าได้ตามที่กำหนดไว้ อาจมีผลกระทบต่อการไฟฟ้าในด้านการปฏิบัติและวางแผนจัดหาไฟฟ้า ก็สามารถบอกเลิกสัญญาได้ โดยอาจพิจารณาให้การผ่อนผันที่เหมาะสมได้ระยะหนึ่ง พร้อมทั้งกำหนดเงื่อนไขให้แสดงผลการดำเนินงาน หากไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามข้อกำหนดการผ่อนผันก็มีสิทธิ์ยกเลิก สัญญา
2.2 กรณีได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว เห็นควรกำหนดอัตราส่วนเพิ่ม 8 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เช่นเดิม โดยพิจารณาการดำเนินการตามเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าซึ่งใช้เป็นหลัก เกณฑ์การพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า แต่สามารถกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบที่การไฟฟ้าพิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าได้
2.3 กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มฯ สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ รับการพิจารณารับชื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี โดยในการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มนี้ให้เป็นไป ตามหลักการพิจารณาผู้เสนอขอรับส่วนเพิ่มฯ ในประกาศของการไฟฟ้า ซึ่งกำหนดไว้แล้วว่าจะพิจารณาจากลำดับการยื่นข้อเสนอ และความพร้อมที่จะดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เสนอ รวมทั้งเอกสารหลักฐานที่ยื่นประกอบการพิจารณา ตลอดจนความสอดคล้องของวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบกับเป้าหมายในแผนฯ 15 ปี และผลกระทบต่อค่า Ft
ทั้งนี้ มอบให้คณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นรับไปดำเนินการให้เป็นไปตามนโยบายตามข้อ 2 ต่อไป
3. เห็นชอบมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนระบบ Feed-in Tariff ดังนี้
3.1 เห็นชอบในหลักการปรับรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Adder เป็นแบบ Feed-in Tariff โดยกำหนดเงินสนับสนุนไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐาน
3.2 เห็นควรให้คณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นพิจารณาอัตราสนับสนุนในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ที่มีการติดตั้งบนหลังคาที่อยู่อาศัย และอาคารพาณิชย์ พร้อมทั้งรายละเอียดการสนับสนุน และปริมาณที่จะส่งเสริม เพื่อเสนอ กพช. ต่อไป
3.3 มอบคณะกรรมการฯ ที่จะจัดตั้งขึ้นศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี รวมทั้ง หลักเกณฑ์แนวทางสนับสนุน และเสนอ กพช. ต่อไป
3.4 เห็นชอบในหลักการให้คณะกรรมการฯ ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ เพื่อให้นโยบายมีความยืดหยุ่น สามารถปรับได้ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป เช่น สถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ สภาพเศรษฐกิจ ราคาอุปกรณ์ในตลาดโลก รวมถึงข้อตกลงระหว่างประเทศเรื่องพิธีสารเกียวโต
เรื่องที่ 6 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) จัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรี และมติ กพช. เมื่อปี 2550 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 ได้เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจน แนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านไปสู่กองทุนพัฒนา ไฟฟ้า โดยสามารถสรุปแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านได้ ดังนี้
1.1 ให้ กฟผ. ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า ตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงิน (ระเบียบฯ) กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า (คณะกรรมการฯ) บริหารงานต่อไปจนครบวาระไม่เกิน 2 ปี หลังจากนั้นควรบริจาคเงินและทรัพย์สินให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อนำกลับไปใช้ ในท้องถิ่นนั้นๆ เหมือนเดิม
1.2 ให้ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าก่อนที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ จ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายจริงของผู้ รับใบอนุญาตฯ ที่ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
2. เนื่องจากมีคณะกรรมการฯ ครบวาระ 2 ปีก่อนวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ ดังนั้น กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2552 จึงเห็นชอบให้คณะกรรมการฯ ที่ครบวาระ 2 ปี ยังบริหารงานต่อไปได้จนกว่าจะมีการแต่งตั้งคณะกรรมการชุดใหม่ตามระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยให้กระทรวงพลังงานหารือสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในการโอนเงินให้กับกอง ทุนรอบโรงไฟฟ้า ที่คณะกรรมการฯ ครบวาระการดำรงตำแหน่งอีกครั้งหนึ่งก่อนดำเนินการต่อไป
3. การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในปัจจุบัน สรุปได้ดังนี้
3.1 ปัจจุบันมีโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป จำนวน 119 โรงไฟฟ้า โดยมีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จจำนวน 73 กองทุน (101 โรงไฟฟ้า) ใน 37 จังหวัด และมีโรงไฟฟ้า 18 แห่ง ที่ไม่ได้จัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า โดย กฟผ. ได้เก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550- เมษายน 2553 ประมาณ 5,083 ล้านบาท และโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่จัดตั้งแล้วเสร็จประมาณ 4,500 ล้านบาท (ไม่รวมดอกเบี้ยและภาษีหัก ณ ที่จ่ายร้อยละ 1)คงเหลือเงินที่ กฟผ. เก็บรักษาไว้ประมาณ 583 ล้านบาท ทั้งนี้ สนพ. ได้ประสานให้ กฟผ. ชะลอการโอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่คณะกรรมการฯ ครบวาระ 2 ปี ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2553 เป็นต้นมา โดยขณะนี้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้แจ้งผลการหารือแนวทางการโอนเงินกอง ทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่ กพช. มีมติขยายระยะเวลาการดำรงตำแหน่งว่าไม่มีประเด็นปัญหาข้อกฎหมาย เนื่องจากเป็นการใช้อำนาจบริหารมาตั้งแต่ต้น
3.2 ในปี 2551 และ 2552 มีการโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้าประมาณ 1,340 และ 2,318 ล้านบาท ตามลำดับ รวม 3,658 ล้านบาท โดยจากรายงานผลการดำเนินงานและรายงานการเงินที่ สนพ. ได้รับในปัจจุบัน พบว่า กองทุนรอบโรงไฟฟ้าได้มีการใช้จ่ายเงินเพื่อดำเนินโครงการต่างๆ ตามวัตถุประสงค์ในการอุดหนุนหรือเงินช่วยเหลือชุมชนในการพัฒนาอาชีพและ คุณภาพชีวิต สนับสนุนการศึกษา ศาสนา วัฒนธรรม สาธารณสุขและสิ่งแวดล้อมเป็นหลัก โดยที่ผ่านมามีการร้องเรียนเกี่ยวกับ (1) การบริหารงานและจัดสรรงบประมาณจำนวน 5 กองทุน (2) ขอให้โอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าเพื่อบริหารงานต่อ 2 กองทุน (3) ขอให้ยุติการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าและคืนเงินที่เรียกเก็บ 1 ฉบับ และ (4) ขอให้ระงับการโอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าจังหวัดลำปาง 1 ฉบับ ซึ่งได้มีการตอบข้อร้องเรียนแล้วจำนวนหนึ่งและอยู่ระหว่างการตรวจสอบอีก จำนวนหนึ่งซึ่งจะได้แจ้งให้ผู้ร้องเรียนทราบต่อไป
3.3 กกพ. ได้มีหนังสือลงวันที่ 23 มิถุนายน 2553 แจ้งว่า อยู่ระหว่างดำเนินการร่างระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้า คาดว่าจะประกาศใช้ในเดือนสิงหาคม 2553 และสรรหาคณะกรรมการชุดใหม่ภายในเดือนพฤศจิกายน 2553 ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความชัดเจนในการปฏิบัติงาน และสร้างความเป็นธรรมต่อผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า จึงขอเสนอความเห็นต่อ กพช. ในประเด็น ดังนี้
3.3.1 การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในช่วงระหว่างการผลิต ไฟฟ้า เห็นควรให้ (1) ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและแสงอาทิตย์ นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าในอัตรา 1 สตางค์ต่อหน่วย เท่ากับเชื้อเพลิงชีวมวล (2) ให้คำนวณเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อ จำหน่ายและที่ใช้เอง โดยไม่รวมส่วนที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า (Station Service) ซึ่งเป็นพลังงานไฟฟ้าที่จำเป็นต้องใช้ในโรงไฟฟ้าและมีสัดส่วนที่แตกต่างกัน ตามประเภทเชื้อเพลิง เทคโนโลยี และมาตรฐานการดูแลสิ่งแวดล้อมของโรงไฟฟ้า
3.3.2 การปรับปรุงค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าของผู้รับใบอนุญาต ผลิตไฟฟ้า เห็นควรให้ (1) ค่าใช้จ่ายสำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จากการปรับราคารับซื้อไฟฟ้าให้กับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สามารถส่งผ่านในค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และ (2) การปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้ครอบคลุมถึงผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่มี สัญญาซื้อขายไฟฟ้าและผู้ที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ก่อนวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้และได้นำไปสู่การเป็นผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้การไฟฟ้าปรับราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามจำนวนเงินที่นำส่งเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้าเฉพาะปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบของการไฟฟ้า
4. ข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า: เพื่อให้การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีการบริหารงานที่มีประสิทธิภาพและต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
4.1 แนวทางการโอนเงินให้กับกองทุนรอบโรงไฟฟ้า: เห็นควรให้มีการ โอนเงินให้กับคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าบริหารงานต่อเพื่อให้การ บริหารงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเป็นไปอย่างต่อเนื่อง โดยให้ กฟผ. ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าตั้งแต่เดือนถัดจากวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
4.2 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน: เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้
4.2.1 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พิจารณากำหนดแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในการบริจาคเงินและ ทรัพย์สิน จัดทำบัญชี และการปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล เพื่อแจ้งให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าดำเนินการต่อไป
4.2.2 ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ยุติการใช้จ่ายเงินกองทุนรอบโรงไฟฟ้าภายในปี 2553 โดยให้จัดสรรงบประมาณไว้ส่วนหนึ่งสำหรับการจัดทำรายงานผลการดำเนินงาน รายงานการเงินประจำปี และการขอปิดการดำเนินงานของคณะบุคคล หลังจากนั้น ให้ดำเนินการบริจาคเงินและทรัพย์สินที่ประสงค์จะบริจาคให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้า ให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี
4.3 นโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า:
4.3.1 เห็นควรให้ กฟผ. ในฐานะผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่เก็บรักษาเงินในส่วนของชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ที่ยังไม่มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อจัดสรรให้กับกิจการตามมาตรา 97 (3) โดยให้ กกพ. จัดสรรเงินดังกล่าวกลับไปให้ชุมชนที่อยู่รอบโรงไฟฟ้าตามวัตถุประสงค์ในการ จัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเดิมต่อไป
4.3.2 เห็นควรปรับปรุงอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาต ผลิตไฟฟ้า ในระหว่างการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ (1) ให้นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตเพื่อจำหน่ายและใช้เอง โดยไม่รวมถึงพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในกระบวนการผลิตภายในโรงไฟฟ้า (Station Service) และ (2) กำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและ แสงอาทิตย์ในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย
4.4 การปรับค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า: เห็นควรให้มีการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการกำกับดูแล ดังนี้
4.4.1 ค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้า ทั้งสามแห่ง และค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของ กฟน. และ กฟภ. จากการปรับราคารับซื้อไฟฟ้าให้กับ VSPP ให้สามารถส่งผ่านในค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
4.4.2 ผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและผู้ที่ยื่นข้อเสนอเพื่อ ขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าก่อนวันที่ระเบียบฯ กองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ ที่ยังไม่ได้คำนึงถึงภาระค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าไว้ ในราคารับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อไฟฟ้าได้ตามจำนวนเงินที่นำส่งเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้าเฉพาะปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบของการไฟฟ้า
4.4.3 มอบหมายให้ กกพ. รับไปพิจารณาแนวทางปฏิบัติในการส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้าข้างต้น โดยคำนึงความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการโอนเงินให้กับกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ตามข้อ 4.1
2.เห็นชอบแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ตามข้อ 4.2
3.เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามข้อ 4.3
4.เห็นชอบแนวทางการปรับค่าใช้จ่ายในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ตามข้อ 4.4
เรื่องที่ 7 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยมี 3 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำเทิน 2 (ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 2 (ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และ ได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2553 ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง MOU ของโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อยแล้ว
3. ผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท SK Engineering & Construction จำกัด (26%) บริษัท Korea Western Power จำกัด (25%) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ( 25%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (24%) โครงการนี้ตั้งอยู่ในแขวงจำปาสัก ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว เป็นเขื่อนชนิด Concrete Rockfill มีกำลังการผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ (3 x 130 เมกะวัตต์) และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 1,552 ล้านหน่วย Secondary Energy (SE) 23 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งไฟฟ้าkV จากโครงการถึง สฟ. ปากเซ ระยะทาง 110 กม. และระบบส่ง 500 kV จาก สฟ. ปากเซ ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 60 กม. และเชื่อมเข้ากับระบบส่งใหม่ขนาด 500 kV ของ กฟผ. ที่ สฟ. อุบลราชธานี 3 ความยาวสายส่งฝั่งไทย 75 กม.สัญญาฯ มีอายุ 27 ปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date :SCOD) ในเดือนมกราคม 2561
4. ร่าง Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ได้จัดทำขึ้นโดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการไซยะบุรีที่คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Storage ซึ่งมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่เคยลงนามแล้ว สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท SKEC บริษัท KOWEPO และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (รวมเรียกว่า Sponsors)
4.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดยMOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
4.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 390 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 1,552 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 23 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
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
- Primary Energy (PE) Tariff = 2.447 บาท/หน่วย
- Secondary Energy (SE) Tariff = 1.468 บาท/หน่วย
- Unit Operation Energy Tariff (Pre - COD) = 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง COD
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 33 บาท/ดอลลาร์สหรัฐฯ)
4.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 ฉบับที่ได้ลงนามย่อกำกับไว้เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 ผนวกกับข้อความที่ได้แก้ไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าหงสาลิกไนต์ ามความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
4.8 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 39 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
4.9 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
4.10 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขใน Tariff MOU โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 8 สถานการณ์การใช้ไฟฟ้าในปัจจุบันและผลกระทบต่อแผน PDP 2010
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP2010) เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553
2. แผน PDP2010 ประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าปี 2553 ไว้ 22,690 เมกะวัตต์ และเมื่อรวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะมีค่า 23,249 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในระบบ กฟผ. ช่วง 5 เดือนแรกของปี 2553 (มกราคม-พฤษภาคม) มีค่า 24,009.9 เมกะวัตต์ หากเปรียบเทียบกับค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในระบบ กฟผ. ปี 2552 (22,044.9 เมกะวัตต์) จะเพิ่มขึ้น 1,965 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 8.9 ขณะที่ความต้องการด้านพลังงานไฟฟ้าตลอด 5 เดือน เทียบกับปี 2552 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 15.3
3. จากสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงมากกว่าที่ได้ประมาณการไว้ใน PDP 2010 กฟผ. จึงได้ทำการศึกษาผลกระทบของสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าต่อแผน PDP2010 ดังนี้
3.1 ข้อสมมติฐาน (1) ประเมินสถานการณ์การใช้ไฟฟ้า โดยปรับค่าประมาณการการใช้ไฟฟ้าปี 2553 เท่ากับค่าสูงสุดของเดือน พฤษภาคม 2553 และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป ประมาณการให้อัตราเพิ่มเท่ากับชุดที่ได้จัดทำแผน PDP2010 จากการประเมินค่าพยากรณ์ความต้องการใหม่ในช่วงปี 2553 - 2560 มีค่าความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1,460 เมกะวัตต์ และ (2) กรณีโรงไฟฟ้าของเอกชน 2 รายคือ บริษัท สยาม เอ็นเนอร์จี จำกัด (Siam Energy) ขนาด 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ขนาด 540 เมกะวัตต์ เลื่อนกำหนดเข้าระบบช้าออกไป 2 ปี จากแผนเดิมกำหนดในปี 2556-2557 เลื่อนเป็นปี 2558 - 2559
3.2 ผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในแผน PDP2010 จากการประเมินความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับการเลื่อนกำหนดเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าของเอกชน 2 โครงการดังกล่าว ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปี 2557 ลดลงเหลือร้อยละ 9.7
3.3 แนวทางแก้ไข (1) เร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และเอกชน ให้สามารถ ผลิตไฟฟ้าเข้าระบบได้เร็วขึ้นกว่ากำหนด เช่น โรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 (800 เมกะวัตต์) และโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 (800 เมกะวัตต์) (2) เลื่อนกำหนดปลดโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกไป เช่น โรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 1 - 2 (2x550 เมกะวัตต์) และนำโรงไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบเมื่อต้นปี 2552 มาซ่อมบำรุงรักษาเท่าที่จำเป็น เพื่อเป็นกำลังผลิตสำรองกรณีฉุกเฉิน เช่น โรงไฟฟ้าพระนครใต้ เครื่องที่ 4-5 (2x300 เมกะวัตต์) (3) ปรับปรุงโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ในระบบและมีประสิทธิภาพดี ให้มีกำลังผลิตเพิ่มขึ้น (4) ประสานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ให้มีการติดตามและเร่งรัดให้ SPP-Cogeneration ที่ได้รับอนุมัติไปแล้วในช่วงปี 2553-2557 จำนวน 1,644 เมกะวัตต์ ให้เป็นไปตามแผน PDP 2010 และ (5) ส่วนในประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogeneration รอบใหม่ในช่วงปี 2558 - 2564 จำนวน 2,000 เมกะวัตต์ กฟผ. จำเป็นต้องปรับปรุงระบบส่งเพิ่มเติมเพื่อรองรับปริมาณพลังไฟฟ้าดังกล่าว จึงขอให้ กกพ. รับไปพิจารณาดำเนินการก่อนออกประกาศรับซื้อด้วย
3.4 ปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้น ปัจจุบันคณะกรรมการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 67 วรรค 2 หรือคณะกรรมการ 4 ฝ่ายอยู่ระหว่างพิจารณาโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงว่ามีความ จำเป็นต้องจัดทำ HIA หรือไม่ หากต้องจัดทำ HIA โรงไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างก่อสร้างและกำลังขออนุมัติก่อสร้าง จะต้องใช้เวลาศึกษา HIA เพิ่มขึ้น ซึ่งอาจจะทำให้การพัฒนาโรงไฟฟ้าต้องล่าช้าออกไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) กรณีแผนสำรอง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 คณะรัฐมนตรี มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 ดังนี้ 1) เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) 2) เห็นควรให้ บมจ. ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ 3) เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาทบทวนอัตราส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้า (Adder)ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณี ไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเป็นแนวทางในกรณีที่ PDP 2010 (แผนหลัก) ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย
2. กระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณีไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามที่ กพช. มอบหมายแล้ว
3. สาระสำคัญของ PDP 2010: กรณีแผนสำรอง สรุปได้ดังนี้
3.1 PDP 2010: แผนสำรอง จัดทำเป็น 2 แผน ดังนี้ (1) แผนสำรองที่ 1 : เลื่อนแผนการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 2 ปี และ (2) แผนสำรองที่ 2 : ไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
ตาม PDP2010 (แผนหลัก) มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ บรรจุในแผนฯ จำนวน 5 โรง โดยเครื่องที่ 1 จะเข้าระบบในปี 2563 เครื่องที่ 2 3 4 และ 5 เข้าระบบในปี 2564 2567 2568 และ 2571 ตามลำดับ เพื่อให้ความรู้ ความเข้าใจ การศึกษาแก่ชุมชนและเพื่อให้สังคมยอมรับในโครงการ กระทรวงพลังงานได้ศึกษาเพิ่มเติมกรณีเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ช้าออกไป 2 ปี โดยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์เครื่องที่ 1 จะเข้าระบบในปี 2565 เครื่องที่ 2 3 4 และ 5 เข้าระบบ ในปี 2566 2569 2570 และ 2573 ตามลำดับ สำหรับ กรณีแผนสำรองที่ 1 (เลื่อนโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ช้าออกไป 2 ปี) ในปี 2563 และ 2564 จะมีโรงไฟฟ้าของ กฟผ. คือ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 4 เข้าระบบแทน ซึ่งโรงไฟฟ้าทั้ง 2 จะก่อสร้างในสถานที่เดิมโดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง อย่างไรก็ตาม กรณีเลื่อนโรงไฟฟ้า นิวเคลียร์เข้าระบบช้าออกไป 2 ปี เมื่อสิ้นแผนปี 2573 กำลังผลิตรวมทั้งระบบยังคงเท่ากับแผน PDP2010 (แผนหลัก) คือ 65,547 เมกะวัตต์ ในขณะที่กรณีแผนสำรองที่ 2 (ไม่มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์) กำลังผลิตรวมทั้งระบบเมื่อสิ้นแผนปี 2573 จะเท่ากับ 65,617 เมกะวัตต์
3.2 สมมติฐานในการจัดทำแผนสำรองจะพิจารณาในช่วงปี 2563 - 2573 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมและโรงไฟฟ้าถ่านหินสะอาด โดย (1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ใช้ LNG มีราคาแพง จะพิจารณาเฉพาะที่ทดแทนโรงไฟฟ้าเก่าในสถานที่เดิม และ (2) โรงไฟฟ้าถ่านหินสะอาด กำหนดปริมาณตามกำลังผลิตส่วนที่เหลือ
ทั้งนี้ การไม่นำพลังงานทดแทนมาพิจารณาเนื่องจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่ถอดออกจากแผน เป็นโรงไฟฟ้าฐานมีความมั่นคงสูง (ราคาไม่แพง) การนำพลังงานหมุนเวียนที่ยังพอมีศักยภาพเหลือคือ แสงอาทิตย์มาทดแทนจะพึ่งได้เฉพาะช่วงกลางวันและมีราคาแพง ซึ่งอาจต้องสร้างทดแทนในปริมาณที่มากกว่า 6-7 เท่า
3.3 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 ได้ดังนี้
3.3.1 กำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2553-2573 ของ PDP 2010 (แผนหลัก) เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,006 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น ดังนี้ กำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2552 จำนวน 29,212 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ จำนวน 54,006 เมกะวัตต์ กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออก จำนวน -17,671 เมกะวัตต์ และรวมกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 จำนวน 65,547 เมกะวัตต์
ในส่วนของแผนสำรองที่ 1 (เลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 2 ปี) กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2553 - 2573 เพิ่มขึ้นจากกำลังผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,006 เมกะวัตต์ ดังนี้
กำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2552 กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออก จำนวน 29,212 54,006 และ -17,671 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และรวมกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 จำนวน 65,547 เมกะวัตต์
ในขณะที่กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี 2553-2573 ของแผนสำรองที่ 2 (ไม่มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์) เพิ่มขึ้นจากกำลังผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,076 เมกะวัตต์ ดังนี้ กำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2552 กำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ กำลังผลิตไฟฟ้าที่ปลดออก จำนวน 29,212 54,076 และ -17,671 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และรวมกำลังผลิตไฟฟ้าสิ้นปี 2573 จำนวน 65,617 เมกะวัตต์
3.3.2 สรุปกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ในปี 2553 - 2573 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า และปริมาณ CO2Emission ต่อหน่วยไฟฟ้า ดังนี้
| ประเภทโรงไฟฟ้า | PDP 2010 | แผนสำรองที่ 1 | แผนสำรองที่ 2 |
| (แผนหลัก) | (เลื่อน รฟ. นิวเคลียร์ 2 ปี) | (ไม่มี รฟ. นิวเคลียร์) | |
| · จำนวนโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ | - | ||
| - โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 1,000 MW | 5 โรง | 5 โรง | - (ลดลง 5 โรง) |
| - โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 800 MW | 13 โรง | 13 โรง | 14 โรง (เพิ่มขึ้น 1 โรง) |
| - โรงไฟฟ้าถ่านหิน 800 MW | 9 โรง | 9 โรง | 13 โรง (เพิ่มขึ้น 4 โรง) |
| - โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส 250 MW | - โรง | - โรง | 5 โรง (เพิ่มขึ้น 5 โรง) |
| · สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วย Gas ปี 2573 | 39% | 39% | 43% |
| · สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าด้วยถ่านหินปี 2573 | 21% | 21% | 28% |
| · ปริมาณการปล่อยก๊าซ CO2 (kg CO2/kWh) ในปี 2573 | 0.368 | 0.368 | 0.477 |
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การใช้ประโยชน์ที่ดินในเขตปฏิรูปที่ดินเพื่อกิจการผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลม
เรื่องที่ 11 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 12 การดำเนินนโยบายด้านพลังงานนิวเคลียร์และพลังงานหมุนเวียนในต่างประเทศ
เรื่องที่ 13 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2552 และ 2551 ที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินตรวจสอบรับรองแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 14 เรื่องอื่นๆ
1. รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงการคลัง (นายมั่น พัธโนทัย ) ได้เสนอแนวทางลดราคาน้ำมันดีเซล 2 บาท/ลิตร เนื่องจากกรมสรรพสามิตสามารถเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิงได้เกินเป้า หมาย ที่กำหนดไว้ประมาณ 4,000 ล้านบาท จากที่กำหนดไว้ 149,000 ล้านบาท ตั้งแต่สิ้นเดือนพฤษภาคม 2553 ถ้าหากถึงสิ้นปีจะสามารถเก็บได้เกินประมาณ 7,000 - 8,000 ล้านบาท ดังนั้นจึงเป็นแนวทางหนึ่งที่สามารถลดราคาน้ำมันดีเซลได้ซึ่งจะใช้เงิน ประมาณ 20,000 ล้านบาท
อย่างไรก็ตาม ราคาน้ำมันยังลดได้ในส่วน ค่าการกลั่น ค่าการตลาด และค่าขนส่ง หากภาครัฐจะดำเนินการเอง เช่น กระทรวงการคลังเป็นผู้สั่งซื้อน้ำมันดิบโดยว่าจ้างโรงกลั่นเป็นผู้กลั่น น้ำมันให้ และกำไรที่เกิดขึ้นนำเข้ากองทุนน้ำมันฯ
2. ประธานฯ มีความเห็นว่า เห็นด้วยกับแนวทางการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นการชั่วคราว แต่ขอให้รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงการคลังหารือกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการ คลังก่อน และในส่วนการลดราคาน้ำมันโดยวิธีการอื่นๆ ให้กระทรวงการคลังจัดทำข้อเสนอโดยนำเสนอผ่านทางฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ
ทั้งนี้ประธานได้ให้ความเห็นเพิ่มเติมว่า การที่รัฐจะลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง หรือกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ควรวิเคราะห์แนวโน้มและสถานการณ์ราคาน้ำมันให้รอบคอบ
กพช. ครั้งที่ 130 - วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม 2553
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2553 (ครั้งที่ 130)
เมื่อวันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2553 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.การกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าปี 2553
3.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี
4.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับ ธุรกิจโรงแรมบนเกาะเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป ต่อมา คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2550 ได้มีมติเห็นชอบโครงการขยายเขตติดตั้งระบบไฟฟ้าด้วยสายเคเบิ้ลใต้น้ำไปยัง เกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ (โครงการฯ) ในวงเงิน 620 ล้านบาท โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้ลงทุนร้อยละ 100 และในการจัดเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราที่สูงกว่าอัตราปกติจนกว่าจะคุ้มทุน (ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2549) เห็นควรยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยซึ่งมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน และให้กระทรวงพลังงานพิจารณารายละเอียดเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันโครงการฯ ได้ดำเนินการขยายเขตไฟฟ้าด้วยสายเคเบิลใต้น้ำระบบ 33 เควี เชื่อมต่อระหว่างเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน กับระบบจำหน่ายของ กฟภ. บนชายฝั่งจังหวัดกระบี่ ระยะทาง 27 วงจร-กิโลเมตร แล้วเสร็จและสามารถจ่ายไฟฟ้าให้เกาะศรีบอยา และเกาะปูได้แล้วตั้งแต่ปลายเดือนพฤษภาคม 2552 คงเหลืองานก่อสร้างขยายเขตไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะพีพีดอน ซึ่งอยู่ระหว่างขออนุญาตใช้พื้นที่ในก่อสร้างระบบจำหน่ายเชื่อมโยงให้ผู้ใช้ ไฟฟ้า
3. สนพ. ร่วมกับ กฟภ. ได้จัดทำร่างข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษและแนวทางการกำกับ ดูแลการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะ และ สนพ. ได้จัดส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาความเห็นเพื่อประกอบการพิจารณาของ กบง. โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ กำหนดจาก (1) หลักเกณฑ์ต้นทุนส่วนเพิ่ม (Marginal Cost) โดยพิจารณาจากเงินลงทุนของโครงการที่เกิดขึ้นจริงเฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้น จากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ และหารด้วยประมาณการการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย) เป็นระยะเวลา 10 ปี (2) การเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษ จะเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมบ้านอยู่อาศัย) ในอัตราเดียวกันเท่ากันทุกเกาะจนกว่าจะครอบคลุมเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง (3) การนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยสำหรับยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าบริการ พิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะ คือ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 400 หน่วย/เดือน
3.2 การกำกับดูแลการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอ ยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ กำหนดให้ กฟภ. ดำเนินการ (1) จัดส่งข้อมูลหลักฐานค่าใช้จ่ายโครงการ เงินลงทุนขยายเขตไฟฟ้าปกติ และประมาณการใช้ไฟฟ้าจำแนกบ้านอยู่อาศัยและผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ให้ สกพ. ตรวจสอบการคำนวณ และกำหนดระยะเวลาการเรียกเก็บ เพื่อให้ กฟภ. ออกประกาศอัตราค่าบริการพิเศษ (2) ดำเนินการประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทราบก่อนการประกาศใช้ และดำเนินการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราพิเศษจนกว่าจะเท่ากับเงินลงทุนที่เกิด ขึ้นจริง (3) รายงานการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษเป็นรายเดือนและรายไตรมาสต่อ สกพ. และเมื่อได้รับเงินครบแล้วให้แจ้งผู้ใช้ไฟฟ้าทราบและยกเลิกการเรียกเก็บ อัตราค่าบริการพิเศษ (4) กรณีที่ไม่สามารถเรียกเก็บเงินค่าบริการพิเศษได้คุ้มกับเงินลงทุนโครงการภาย ใน 10 ปี ให้ กฟภ. เสนอเรื่องต่ออายุการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษ ต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทราบล่วงหน้าตามที่ กกพ. กำหนด
3.3 สำหรับการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ เห็นควรให้ สกพ. และ สนพ. พิจารณาในการศึกษาการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
3.4 ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำกรณีศึกษาเพื่อวิเคราะห์ผลกระทบของอัตราค่าบริการพิเศษฯ ในเบื้องต้น โดยจำแนกตามลักษณะต้นทุนค่าใช้จ่าย ประมาณการการใช้ไฟฟ้า ระยะเวลาการเรียกเก็บ และกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่เรียกเก็บ ดังนี้
ผลของการวิเคราะห์กรณีศึกษาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษ
สำหรับโครงการขยายเขตติดตั้งด้วยระบบเคเบิ้ลใต้น้ำไปยังเกาะศรีบอยา เกาปู และเกาะพีพีดอน
หมายเหตุ
เงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริงของโครงการ จำนวน 619.1 ล้านบาท
เงินลงทุนส่วนเพิ่มของโครงการฯ จำนวน 578.6 ล้านบาท โดยได้นำเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริงของโครงการฯ (619.1 ล้านบาท) มาปรับลดด้วยเงินลงทุนโครงการขยายเขตไฟฟ้าปกติ (40.5 ล้านบาท)
3.5 กกพ. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2553 ได้มีมติเห็นด้วยในหลักการร่างข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับ โครงการฯ ตามที่ สนพ. เสนอ อย่างไรก็ตาม กกพ. มีข้อสังเกตเพิ่มเติม ดังนี้
3.5.1 ให้ กฟภ. เสนออัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ ให้ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามกระบวนการและขั้นตอนตามมาตรา 67 แห่ง พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
3.5.2 ให้ สนพ. พิจารณาตรวจสอบข้อมูลเงินลงทุนของโครงการกับเงินลงทุนตามโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้า พ.ศ. 2548 เพื่อไม่ก่อให้เกิดความซ้ำซ้อน และมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า
3.5.3 ให้ สนพ. นำร่างข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ กำหนดเป็นแนวทางสำหรับพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับพื้นที่อื่นๆ ที่มีลักษณะใกล้เคียงกัน รวมทั้งพิจารณาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย อื่นๆ ด้วย
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2553 ได้พิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ และมีความเห็นว่า เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะมีการดำเนินงาน ที่สอดคล้องกับมาตรา 64 แห่ง พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ที่กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน จึงมีมติ ดังนี้
4.1 เห็นชอบข้อเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ และการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ ตามหลักเกณฑ์ในข้อ 3.1 และ 3.3
4.2 เห็นควรนำเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษฯ ตามข้อ 4.1 ต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ เพื่อให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะตาม กระบวนการและขั้นตอนแห่ง พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ ดังนี้
1.1 เห็นควรกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษจากหลักเกณฑ์ต้นทุนส่วนเพิ่ม (Marginal Cost) โดยพิจารณาจากเงินลงทุนของโครงการที่เกิดขึ้นจริงเฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้น จากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ
1.2 เห็นควรให้มีการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษกับผู้ใช้ไฟฟ้าในอัตราเดียวกัน เท่ากันทุกเกาะจนกว่าจะครอบคลุมต้นทุนส่วนเพิ่มของโครงการ เป็นระยะเวลา 10-15 ปี ทั้งนี้ ให้ยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะที่มีการ ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 400 หน่วย/เดือน
1.3 มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าบริการพิเศษที่เหมาะสมตามหลักการ ในข้อ 1.1 และ 1.2 โดยคำนึงถึงผลกระทบของผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป
2.มอบหมายให้ สกพ. และ สนพ. พิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ ในการศึกษาการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าปี 2553
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่จัดทำตามหลักเกณฑ์ ที่คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และเห็นชอบการชดเชยรายได้ระหว่าง กฟน. ไปยัง กฟภ. ในลักษณะเหมาจ่าย (Lump sum financial transfer) ในช่วงปี 2548-2551 เท่ากับ 9,083 10,507 10,728 และ 11,014 ล้านบาทต่อปี ตามลำดับ โดยให้ กฟน.นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 กพช.ได้เห็นชอบให้กำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเฉพาะปี 2552 เป็นการชั่วคราว จำนวน 12,178 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. จำนวน 9,336 และ 2,842 ล้านบาท ตามลำดับ ในระหว่างที่การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้าง อัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน และมอบหมายให้ สกพ. และ สนพ. ร่วมกันพิจารณานำเสนอการปรับปรุงการกำหนดเงินชดเชยรายได้ที่เหมาะสมระหว่าง การไฟฟ้าในปี 2552 ในการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
3. เนื่องจากปัจจุบันอัตราค่าไฟฟ้าฐานยังคงใช้อัตราเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ดังนั้น สกพ. และ สนพ. จึงร่วมกันพิจารณาแนวทางการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 โดยพิจารณาจากหลักเกณฑ์ทางการเงินในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและหลัก เกณฑ์ในการปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าตามมติ กพช. ดังกล่าว และแนวทางที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
3.1 สมมติฐานในการจัดทำประมาณการฐานะการเงินของการไฟฟ้าปี 2552 - 2553
| สมมติฐาน | ปี 2552 | ปี 2553 |
| 1. อัตราแลกเปลี่ยน | 34 บาท/เหรียญสหรัฐ | 34 บาท/เหรียญสหรัฐ |
| 2. อัตราเงินเฟ้อ (ร้อยละ) | -1.0 | 4.5 |
| 3. อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) (ร้อยละ) |
-3.0 (ค่าจริง 9 เดือน ประมาณการ 3 เดือน) |
3.5 |
| 4. ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า | ค่าจริง 11 เดือน ประมาณการ 1 เดือน | ประมาณการจากค่า GDP 3.5% |
| 5. ราคาซื้อ ราคาขายไฟฟ้า | สอดคล้องกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและสมมติฐานที่เกี่ยวข้องตามที่ได้มีการตกลง | |
| 6.เงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า | การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีอัตราผล ตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เท่ากับร้อยละ 4.8 ต่อปี ตามมติ กพช. 17 ตุลาคม 2548 | |
| 7. อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว | ตามต้นทุนเงินกู้จริงของแต่ละหน่วยงาน และการจัดทำงบประมาณปี 2553 ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี | |
| 8. เงินนำส่งรัฐ | ร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิ ตามนโยบายของกระทรวงการคลัง | |
| 9. ค่าใช้จ่ายการดำเนินงาน | ตามกรอบค่าใช้จ่าย CPI-X โดยใช้ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานปี 2547 เป็นปีฐานในการคำนวณ | |
| 10. ค่าใช้จ่ายการลงทุน | สอดคล้องกับการลงทุนที่คณะรัฐมนตรีอนุมัติ | |
3.2 ทั้งนี้ สกพ. ได้จัดทำรายงานการวิเคราะห์เงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าสำหรับปี 2553 โดยมีผลการพิจารณาเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าสำหรับปี 2553 ดังนี้
| กรณีการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมี ROIC ร้อยละ 4.8 | กฟผ. | กฟน. | กฟภ. |
| เงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า (ล้านบาท) | -3,260 | -9,320 | +12,580 |
| ผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) (ร้อยละ) | 6.39 | 4.80 | 4.80 |
4. กกพ. เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2553 ได้พิจารณาการกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 และมีมติเห็นชอบการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 จำนวน 12,580 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. จำนวน 9,320 ล้านบาท และ 3,260 ล้านบาท ตามลำดับ เป็นการชั่วคราวในระหว่างการศึกษาปรับปรุงโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้ว เสร็จ และให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือนหลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบในเรื่องดังกล่าวพร้อมทั้งเห็นชอบให้นำเสนอการกำหนดเงินชดเชย รายได้ระหว่างการไฟฟ้าสำหรับปี 2553 ให้ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2553 จำนวน 12,580 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. จำนวน 9,320 ล้านบาท และ 3,260 ล้านบาท ตามลำดับ เป็นการชั่วคราว ในระหว่างการศึกษาปรับปรุงโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ และให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน
2.มอบหมายให้ สกพ. ดำเนินการปรับปรุงการกำหนดเงินชดเชยรายได้ที่เหมาะสมระหว่างการไฟฟ้า ในปี 2552 และ 2553 ในการศึกษาปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
เรื่องที่ 3 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อจะรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์ ) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์ ) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์ ) ซึ่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมีนาคม 2553 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการไซยะบุรี 3 ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการไซยะบุรี ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ คณะรัฐมนตรีแล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานฯ เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2553 ได้เห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง MOU ของโครงการไซยะบุรีแล้ว
3. ผู้พัฒนาโครงการนี้ คือ บริษัท ช. การช่าง จำกัด (มหาชน) โดยโครงการตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว เป็นเขื่อนชนิด Run-Off River มีกำลังการผลิตติดตั้ง 1,280 เมกะวัตต์ จะขายให้ไทยที่ชายแดน 1,220 เมกะวัตต์ และเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 4,299 ล้านหน่วย Secondary Energy (SE) 1,410 ล้านหน่วย และ Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ส่วนระบบส่งไฟฟ้า คือ ระบบส่ง 500 kV จากโครงการถึงชายแดนไทย ระยะทาง 220 กม. และเชื่อมเข้ากับระบบส่งขนาด 500 kV ของ กฟผ. ที่ สฟ. เลย 2 ทั้งนี้กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) เดือนมกราคม 2562
4. ร่าง Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Run-Off River สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท ช. การช่าง จำกัด (มหาชน)
4.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOUดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
4.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 1,280 เมกะวัตต์ โดยขายให้ไทยที่ชายแดน 1,220 เมกะวัตต์ และเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 4,299 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 1,410 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง 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) และไม่เกิน 8 ชั่วโมงในวันอาทิตย์ ส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
|
ส่วนที่ 1 = 3.738 Cents/หน่วย |
| ส่วนที่ 2 = 1.271 บาท/หน่วย | |
|
= 1.652 บาท/หน่วย |
|
= 1.398 บาท/หน่วย |
|
= 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง COD |
อัตราค่าไฟฟ้าเมื่อคำนวณโดยใช้อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/ดอลลาร์สหรัฐฯ จะเป็นดังนี้
PE เท่ากับ 2.542 บาท/หน่วย PE+SE เท่ากับ 2.322 บาท/หน่วย และ PE+SE+EE เท่ากับ 2.159 บาท/หน่วย
4.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 29 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 ฉบับที่ได้ลงนามย่อกำกับไว้เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยจะปรับปรุงเงื่อนไขบางประเด็นให้สะท้อนลักษณะโครงการเนื่องจากเป็นเขื่อน ผลิตไฟฟ้าชนิด Run-Off River เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม
4.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็น ลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
4.8 บริษัทฯจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 122 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
4.9 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่บริษัทฯวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
4.10 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรี และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการไซยะบุรีที่ได้รับความเห็นชอบ แล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขใน Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ เนื่องจากเป็นโครงการเขื่อนผลิตไฟฟ้าชนิด Run-Off River เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2552 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย (คณะอนุกรรมการฯ ) ขึ้น เพื่อทำหน้าที่จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan : PDP) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานอนุกรรมการ และอนุกรรมการประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง
2. การจัดทำแผน PDP 2010 ได้ให้ความสำคัญกับการให้ผู้มีส่วนได้เสียทุกภาคส่วนเข้ามีส่วนร่วมในทุก ขั้นตอนของการจัดทำแผน และมุ่งเน้นความมั่นคงของกำลังการผลิตไฟฟ้าควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวด ล้อม คือ การกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า กำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ควบคู่ไปกับการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเข้ามาในระบบ ของประเทศ โดยการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อให้สอดคล้องกับแผน พัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี ของกระทรวงพลังงาน รวมถึงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความ ร้อนร่วม (Cogeneration) นอกจากนี้ ได้นำความคิดเห็นจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการ เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2552 มาประกอบการพิจารณาจัดทำแผนด้วย
3. การดำเนินการจัดทำแผน PDP 2010 คณะอนุกรรมการฯ ได้แต่งตั้งคณะทำงานทบทวนสมมติฐานแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) เพื่อทบทวนสมมติฐาน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ พิจารณานำสมมติฐานดังกล่าวประกอบการจัดทำแผน PDP 2010 และคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดให้มีการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้งกลุ่มย่อยและเปิดกว้างต่อ สมมติฐานแผน PDP 2010 ในวันที่ 12 และ 17 กุมภาพันธ์ 2553 ตามลำดับ และการสัมมนารับฟังความคิดเห็นแบบเปิดกว้างต่อแผน PDP 2010 ในวันที่ 8 มีนาคม 2553 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความคิดเห็นและข้อเสนอแนะ จากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นในแต่ละครั้งข้างต้นมาประกอบการปรับปรุง สมมติฐาน และ แผน PDP 2010 ด้วยแล้ว
4. สมมติฐานแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) แบ่งเป็น 3 ส่วนหลัก ดังนี้
4.1 ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าต้องสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดยจะใช้ค่าพยากรณ์เศรษฐกิจไทยระยะยาวกรณีฐาน จากผลการศึกษาเบื้องต้นของสถาบันบัณฑิตพัฒนบริหารศาสตร์ภายใต้การกำกับของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ มาจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเพื่อจัดทำแผน PDP 2010 ทั้งนี้ ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดสิ้นปี 2564 จะลดลงจากค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่ใช้จัดทำแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 จำนวน 7,716 เมกะวัตต์ และในปี 2573 ค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดเท่ากับ 52,890 เมกะวัตต์
4.2 ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย
4.2.1 ประเทศต้องมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 และหากพิจารณาสถานการณ์ความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสมของประเทศอาจสูงกว่าร้อยละ 20
4.2.2 การจัดหาไฟฟ้าในอนาคตจะมีการพิจารณาการจัดหาไฟฟ้าด้วยการใช้เชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าที่หลากหลายชนิดเพื่อลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
(1) ภายในปี 2573 ประเทศจะมีการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่ ต่ำกว่าร้อยละ 5 โดยพิจารณาตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551-2565) ของกระทรวงพลังงาน ศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น รวมทั้งกำลังผลิตไฟฟ้าของ VSPP และ SPP ที่ยื่นเสนอขายจริงและที่มีความพร้อม และกำลังผลิตตามโครงการพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. ดังนั้น กำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปี 2553-2573 ที่บรรจุในแผน PDP 2010 จะเท่ากับ 4,617 เมกะวัตต์ และเมื่อวิเคราะห์ผลกระทบค่า Ft จากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแผน PDP 2010 ข้างต้น จะมีผลกระทบประมาณ 0.12 บาทต่อหน่วย ซึ่งสูงกว่าผลกระทบค่า Ft ที่ประมาณการจากเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี ประกอบกับ อัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ของบางเทคโนโลยี เช่น โซลาร์เซล ซึ่งต้นทุนได้ปรับลดลงมากในช่วง 2-3 ปี ที่ผ่านมาทำให้ Adder ที่กำหนดไว้อาจสูงเกินไป ทั้งนี้ ควรจะมีการทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มี ความเหมาะสมยิ่งขึ้น เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้ามากนัก
(2) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยบรรจุโครงการที่มีความชัดเจนในอนาคตที่มีการลงนาม Tariff MOU แล้ว เช่น โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการมายกก โครงการ น้ำงึม 3 และกำหนดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน (2 ประเทศ) ไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด
(3) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ต้องมีสัดส่วนไม่เกิน ร้อยละ 10 ของกำลังผลิตทั้งหมดในระบบ
(4) การจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหินจะต้องจัดหาเท่าที่จำเป็น หลังจากมีการพิจารณาทางเลือกเชื้อเพลิงอื่นดังกล่าวข้างต้น ทั้งนี้ ในการลดปริมาณก๊าซเรือนกระจกจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน จะพิจารณาใช้เทคโนโลยีถ่านหินสะอาด
4.3 การพัฒนาพลังงานสะอาด และการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน
4.3.1 ทบทวนปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับแผนพลังงานทดแทน 15 ปีของกระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2551-2565) และศักยภาพของเชื้อเพลิงและเทคโนโลยีที่มีการพัฒนาสูงขึ้น
4.3.2 เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานโดยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) โดยปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ระบบ Cogeneration ให้สอดคล้องกับการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่มีความชัดเจนและปรับให้สอดคล้อง กับนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2564 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 และในปี 2565 - 2573 กำหนดให้มี SPP ระบบ Cogeneration เพิ่มขึ้นปีละ 360 เมกะวัตต์ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า Cogeneration ขนาดเล็กที่ไม่ใช่ประเภท Firm จะรับซื้อโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
4.3.3 พิจารณานำเป้าหมายผลประหยัดไฟฟ้าจากโครงการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Side Management: DSM) ซึ่งเป็นอุปกรณ์รูปแบบใหม่หรือเป็นนวัตกรรมใหม่ ได้แก่ โครงการ T5 หักออกจากค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า และกำหนดเป้าหมายผลประหยัดไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวในระยะยาว ทั้งนี้ ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้มีการคำนึงถึงผลประหยัดไฟฟ้าจากโครงการเพิ่ม ประสิทธิภาพอุปกรณ์ในตัวแบบที่ใช้ในการจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าไว้ ด้วยแล้ว
4.3.4 ปรับลดปริมาณการปล่อย CO2 จากภาคการผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยในปี 2563 ได้กำหนดเป้าหมายลดปริมาณการปล่อย CO2 ต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าให้อยู่ในระดับ 0.387 kg CO2 / kWh ลดลงจากแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 และหลังจากนั้นจะควบคุมอัตราการปล่อยก๊าซเรือนกระจกไม่ให้สูงขึ้น
5. สรุปแผน PDP 2010 (2553-2573)
5.1 ประเทศจะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ในช่วง ปี 2553-2573 เพิ่มขึ้นจากกำลังการผลิตติดตั้ง ณ เดือนธันวาคม 2552 จำนวน 54,005 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น แบ่งประเภทโรงไฟฟ้าใหม่ ดังนี้ (1.1) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน จำนวน 4,617 เมกะวัตต์ (1.2) โรงไฟฟ้าระบบ Cogeneration 7,137 เมกะวัตต์ (1.3) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 16,670 เมกะวัตต์ (1.4) โรงไฟฟ้าพลังน้ำ (ปรับปรุงเขื่อนบางลาง และ โครงการสูบกลับเขื่อนลำตะคอง) จำนวน 512 เมกะวัตต์ (1.5) การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 11,669 เมกะวัตต์ (1.6)โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 5,000 เมกะวัตต์ และ (1.7) โรงไฟฟ้าถ่านหิน 8,400 เมกะวัตต์
5.2 สัดส่วนพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
| เชื้อเพลิง | PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 | ร่าง PDP 2010 | |||
| ปี 2558 | ปี 2564 | ปี 2558 | ปี 2564 | ปี 2573 | |
| 1.พลังงานหมุนเวียน | 3 | 3 | 6 | 6 | 6 |
| 2. ก๊าซธรรมชาติ | 69 | 60 | 62 | 49 | 39 |
| 3. พลังน้ำ | 3 | 2 | 3 | 3 | 2 |
| 4.รับซื้อไฟฟ้าต่างประเทศ | 6 | 9 | 8 | 16 | 19 |
| 5. ถ่านหิน | 11 | 15 | 12 | 13 | 21 |
| 6. ลิกไนต์ | 8 | 6 | 9 | 7 | 2 |
| 7. พลังงานนิวเคลียร์ | - | 5 | - | 6 | 11 |
| 100.0 | 100.0 | 100.0 | 100.0 | 100.0 | |
5.3 กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ในช่วง ปี 2553-2573
| 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | |
| PDP 2007 Rev.2 | 24.0 | 23.7 | 20.3 | 20.4 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 15.8 | 17.0 | 16.1 | 15.3 | |||||||||
| ร่าง PDP 2010 | 28.1 | 27.1 | 23.7 | 25.4 | 23.4 | 26.0 | 27.2 | 23.2 | 17.3 | 15.0 | 15.6 | 15.4 | 16.0 | 16.7 | 16.5 | 16.3 | 15.9 | 15.4 | 16.3 | 16.3 | 15.0 |
5.4 การวิเคราะห์ผลกระทบอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งตามแผน PDP 2010 ในช่วงปี 2554 - 2565 เฉลี่ยประมาณ 3.261 บาทต่อหน่วย ซึ่งเพิ่มขึ้น 68 สตางค์ต่อหน่วยจากอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง (ปี 2553) ที่อยู่ในระดับ 2.579 บาทต่อหน่วย เนื่องจาก การปรับเพิ่มของราคาเชื้อเพลิงประมาณ 53 สตางค์ต่อหน่วย
5.5 ประมาณการความต้องการเงินลงทุนในกิจการไฟฟ้า
หน่วย : ล้านบาท
| ปี | กิจการผลิตไฟฟ้า 1/ | กิจการระบบส่งไฟฟ้า2/ | รวม |
| 2553-2563 | 1,690,908 | 328,209 | 2,019,117 |
| 2564-2573 | 1,778,618 | 421,050 | 2,199,668 |
| รวมทั้งสิ้น | 3,469,526 | 749,259 | 4,218,785 |
หมายเหตุ:
1/ ประมาณการจากการประมาณความต้องการเงินลงทุนของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกขน (IPP SPP VSPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน)
2/ ประมาณการจากการประมาณความต้องการเงินลงทุนระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ.
5.6 ความสามารถการลงทุนของ กฟผ. ในอนาคต พิจารณาจากโครงสร้างเงินทุนของกิจการ (D/E Ratio) เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2554-2565 อยู่ในระดับ 0.74 และระดับความสามารถในการชำระหนี้ (DSCR) เฉลี่ยอยู่ในระดับ 2.21 ซึ่งไม่ต่ำกว่าเกณฑ์ทางการเงินของ กฟผ. (D/E ratio ไม่มากกว่า 1.5 เท่า และ DSCR ไม่น้อยกว่า 1.3 เท่า
6. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาและเห็นชอบแผน PDP 2010 ตามที่คณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการพิจารณาโครงการลงทุนด้านพลังงาน อย่างไรก็ตาม กกพ. มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้
6.1 เห็นควรให้มีการทบทวน PDP 2010 เมื่อสมมติฐานเปลี่ยนไป
6.2 การส่งเสริมโครงการพลังงานหมุนเวียนต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อความมั่นคงในระบบ ไฟฟ้า และความพร้อมของระบบส่งไฟฟ้าที่จะรองรับการเชื่อมต่อของโครงการพลังงานหมุน เวียน
6.3 การพิจารณาถึงแผนการลงทุนก่อสร้างระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับเหตุฉุก เฉินได้อย่างมีประสิทธิภาพ และเพื่อให้มีการส่งเสริมการกระจายแหล่งที่ตั้งของโรงไฟฟ้า รวมทั้งเสริมสร้างระบบความมั่นคงในการจ่ายก๊าซธรรมชาติ
6.4 การจัดทำระบบการติดตามและประเมินผล PDP 2010 ในด้านนโยบายการประหยัดพลังงานและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (Energy Intensity)
6.5 การเปรียบเทียบผลกระทบของอัตราค่าไฟฟ้าในกรณีทางเลือกต่างๆ รวมทั้ง กรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ได้ตามแผน
6.6 การรักษาสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมของกิจการไฟฟ้าของรัฐในอัตราร้อยละ 50 ควรพิจารณาถึงความสามารถในการลงทุนตาม PDP 2010 ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ซึ่งต้องการใช้เงินลงทุนที่สูงมาก
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010)
2.เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2553 - 2573 (PDP 2010) และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3.เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปศึกษาทบทวนอัตราส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มี ความเหมาะสมยิ่งขึ้นและนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ ความเห็นชอบต่อไป
ที่ประชุมได้รับทราบสถานการณ์และความก้าวหน้าของเรื่องต่างๆ ดังต่อไปนี้
เรื่องที่ 5.1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 5.2 การแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว(LPG) ในประเทศ
เรื่องที่ 5.3 นโยบายด้านพลังงานลมของประเทศเดนมาร์ก
เรื่องที่ 5.4 รายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2551 และ 2550 ที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินตรวจสอบรับรองแล้ว
เรื่องที่ 5.5 งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2553 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 5.6 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมปีงบประมาณ 2552
เรื่องที่ 5.7 รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2551 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 5.8 รายงานความคืบหน้าแนวทางการแก้ไขปัญหาการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า
กพช. ครั้งที่ 129 - วันจันทร์ที่ 28 ธันวาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2552 (ครั้งที่ 129)
วันจันทร์ที่ 28 ธันวาคม พ.ศ. 2552 เวลา 10.00 น.
ณ ตึกสันติไมตรี หลังใน ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2551 - 2564
2.ขอความเห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าจากประเทศสหภาพพม่า
3.แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
4.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
5.สถานการณ์พลังงาน ปี 2552 และแนวโน้มปี 2553
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) กรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2551 - 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) โดยให้ดำเนินการตามแผนเฉพาะปี 2552 - 2558 สำหรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้น) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการปรับปรุงให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 หลังจากที่แผน PDP ดังกล่าวแล้วเสร็จ พร้อมทั้งคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า ด้วยระบบ Cogeneration โดยกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558 - 2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์
3. การจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้นสำหรับปี 2552-2558 ได้พิจารณาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้าจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ที่กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงที่จะเข้าระบบใน ปี 2552 - 2558 จำนวน 6,890 เมกกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จำนวน 5 โรง กำลังการผลิตประมาณ 3,690 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้า New IPP ของเอกชน จำนวน 2 โรง กำลังการผลิตประมาณ 3,200 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ยังมีแผนการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งในภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งเพื่อทดแทนการใช้น้ำมัน มีอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 11 และ 23 ต่อปี ตามลำดับ และการก่อสร้างโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 6 และการก่อสร้างโรงแยกก๊าซอีเทน ของ ปตท. ซึ่งมีกำหนดการแล้วเสร็จในไตรมาสที่ 2 ปี 2553 ซึ่งจะส่งผลให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเป็นประมาณ 5,142 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2558
4. ในส่วนของความต้องการก๊าซธรรมชาติ ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป จะขึ้นอยู่กับการเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. และ เอกชน (EGAT + New IPP) ที่จะเกิดขึ้น และจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ที่ประมาณการให้โรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. และ เอกชน (EGAT + New IPP) เลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในสัดส่วนร้อยละ 55 ของกำลังการผลิตที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งความต้องการก๊าซธรรมชาติจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558 - 2564
5. สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2552-2558 เพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่จะเพิ่มขึ้นในภาคส่วนต่างๆ ตามประมาณการปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติหลังวิกฤติเศรษฐกิจ โดย ปตท. ได้ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทย และการนำเข้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่แหล่งเจดีเอ แปลง A18 และแปลง B17-C19 และ B17-01 มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 400 และ 270 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตามลำดับ รวมทั้งแหล่งอาทิตย์ แหล่งอาทิตย์เหนือที่ผลิตจาก Floating Production Storage and Offloading Vessels หรือ FPSO มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 330 และ 120 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตามลำดับ นอกจากนี้ จากแหล่งเชฟรอน (ส่วนเพิ่ม) แหล่งบงกชใต้ (ส่วนเพิ่มจากแหล่งบงกช) แหล่งเจดีเอ แปลง B17 (ส่วนเพิ่ม) และแหล่ง M9 จากสหภาพพม่า มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 330, 320, 65 และ 240 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตามลำดับ ซึ่งคาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติได้ภายในปี 2556 และการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas หรือ LNG) ในปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี (เทียบเท่าก๊าซธรรมชาติประมาณ 140 ล้าน ลบ. ฟุตต่อวัน) ตั้งแต่ปี 2554
6. สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. และ เอกชน (EGAT + New IPP) และ SPP ระบบ Cogeneration ประเภท Firm ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2558-2564 รวมถึงการขยายตัวของภาคอุตสาหกรรม และขนส่ง ปตท. มีแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน และแหล่งใหม่ๆ จากอ่าวไทย รวมทั้งจากประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ แหล่งก๊าซฯ ไพลิน แหล่งก๊าซฯ ในสหภาพพม่า แหล่งก๊าซฯ ในเขตพื้นที่ร่วมไทย - กัมพูชา และแหล่งก๊าซฯ นาทูน่า ประเทศอินโดนีเซีย นอกจากนี้ ปตท. มีแผนการนำเข้า LNG เพิ่มเติมถึงระดับประมาณ 10 ล้านตันต่อปี โดยคาดว่าการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยรวมจะอยู่ที่ระดับประมาณ 5,297 - 6,157 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติปี 2552-2558 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) ที่ดำเนินการตามแผนเฉพาะปี 2552-2558
2.รับทราบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป) ทั้งนี้ เมื่อแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ (PDP 2010) แล้วเสร็จ ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการปรับปรุงแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวให้สอดคล้องกับแผน PDP 2010 พร้อมทั้งคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
3.รับทราบความก้าวหน้าการดำเนินการตามแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติมในส่วนที่ได้ มีการเจรจาแล้ว และในส่วนที่อยู่ระหว่างการเจรจาลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้เมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากทั้งในประเทศและต่างประเทศ ในส่วนที่อยู่ระหว่างการเจรจาได้ข้อยุติแล้ว ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากในประเทศ ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และนำเสนอผลการเจรจารวมถึงสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ ความเห็นชอบต่อไป
4.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปศึกษาเรื่องการบริหารจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าและนำเสนอต่อคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 ขอความเห็นชอบลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าจากประเทศสหภาพพม่า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้ให้ความเห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 4/2550 (ครั้งที่ 113) วันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งระยะสั้นและระยะยาว ซึ่งเมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมทั้งในประเทศ และต่างประเทศมีข้อยุติแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการเจรจารวมทั้งสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
2. คณะกรรมการ ปตท. ในการประชุม เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2551 ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท. ลงนาม ใน Heads of Agreement (HOA) ซึ่งคู่สัญญาได้มีการลงนาม HOA เมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2551 โดยกำหนดให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ภายในปี 2551 และต่อมา เนื่องจากการเจรจาร่างสัญญายัง ไม่แล้วเสร็จ คู่สัญญาจึงตกลงจัดทำ Amendment to HOA ในวันที่ 30 ธันวาคม 2551 เพื่อขยายกรอบเวลาการลงนามสัญญาออกไปเป็นภายในเดือนเมษายน 2552 หรือ ตามที่คู่สัญญาตกลง และต่อมาเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2552 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า กับ MOGE และ PTTEPI และให้นำร่างสัญญาฯ เสนอสำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อตรวจพิจารณาให้ความเห็น รวมทั้งเสนอ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบการลงนามสัญญาฯ ต่อไป
3. แหล่งซอติก้า ตั้งอยู่ในแปลง M9 และ M11 ในอ่าวเมาะตะมะ ประเทศสหภาพพม่า ซึ่งมีกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ ประกอบด้วย Myanma Oil and Gas Enterprise (MOGE) และบริษัท PTTEP International Limited (PTTEPI) (เป็น Operator) มีปริมาณสำรองก๊าซฯ เริ่มต้น 1.4 ล้านล้านลบ.ฟุต ซึ่งเพียงพอที่จะผลิตก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ได้ประมาณ 300 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน และจะสามารถพัฒนาและพร้อมผลิตก๊าซฯได้ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นไป
4. ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ จนบรรลุข้อยุติ โดยมีสาระสำคัญ เช่น มีอายุสัญญา 30 ปี นับจากวันที่เริ่มส่งก๊าซฯ หรือเมื่อปริมาณสำรองหมด หรือ เมื่อ Production Sharing Contract หมดอายุแล้วแต่กรณีใดเกิดขึ้นก่อน มีจุดส่งมอบอยู่ที่ชายแดนไทย - พม่า บ้านอิต่อง อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี วันเริ่มส่งก๊าซฯอยู่ในช่วงเดือนเมษายน - ธันวาคม 2556 มีปริมาณผลิตก๊าซฯ รวม 300 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นของตลาดก๊าซฯ ภายในประเทศสหภาพพม่าจำนวน 60 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน ส่วนปริมาณที่เหลือจำนวน 240 ล้านลบ.ฟุตต่อวัน เป็นปริมาณซื้อขายรายวันตามสัญญาของ ปตท. นอกจากนี้ ปตท. จะต้องรับก๊าซฯ ขั้นต่ำในแต่ละวันไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ของปริมาณซื้อขายก๊าซฯ รายวัน มีเงื่อนไข Take-or-Pay เท่ากับร้อยละ 100 ของปริมาณรับก๊าซฯ สุทธิ ในแต่ละปีสัญญา ทั้งนี้ ปตท. มีสิทธิที่จะเรียกรับก๊าซฯ ที่ได้จ่ายเงินค่า Take-or-Pay โดยไม่ต้องชำระเงินอีก (Make-up) ภายหลังจากที่รับก๊าซฯ ครบตามปริมาณขั้นต่ำของเดือนนั้นๆ แล้ว ถ้า ปตท. สามารถ รับก๊าซฯ เกินกว่าปริมาณขั้นต่ำในปีสัญญาใดๆ ปตท. มีสิทธินำปริมาณส่วนเกินดังกล่าว (Carry Forward Gas) ไปลดปริมาณรับก๊าซฯ ขั้นต่ำในปีสัญญาถัดๆ ไปได้ ภายในเวลา 5 ปี โดยสามารถใช้สิทธิได้ครั้งละ ไม่เกินร้อยละ 15 ของปริมาณรับก๊าซฯ ขั้นต่ำในปีสัญญานั้นๆ ในกรณีที่ผู้ขายพบปริมาณสำรองก๊าซฯ เพิ่มเติมในแปลง M3, M4, M7 หรือ M11 ปตท.มี First right ในการซื้อก๊าซฯ ดังกล่าว (ภายหลังจากการแบ่งสรรก๊าซฯ ให้ตลาดพม่าแล้ว) สำหรับราคาและสูตรปรับราคาก๊าซฯ เหมือนกับแหล่งยาดานาและ เยตากุน สัญญาฯ ใช้กฎหมายอังกฤษ และ Arbitration ใช้ UNCITRAL Model Law
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าจากประเทศสหภาพพม่า และมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในร่างฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สามารถปรับ
ปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติอีก
2.เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้าใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ
3.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมติที่ประชุมเสนอคณะรัฐมนตรีในวันที่ 29 ธันวาคม 2552 ดังนี้
3.1 รับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ได้ให้ความเห็นชอบร่างสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า จากประเทศสหภาพพม่า โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
3.2 ให้ความเห็นชอบเงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งซอติก้า จากประเทศสหภาพพม่า
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ได้จัดตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรีในปี 2550 ต่อมาคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจนแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ซึ่งกำหนดให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า นับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับ ใช้เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ายังสามารถบริหารงานต่อไปจนครบวาระการ ดำรงตำแหน่งไม่เกิน 2 ปี
2. ปัจจุบันคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) อยู่ระหว่างดำเนินการร่างระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2553 ทำให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่จะทยอยครบวาระการดำรงตำแหน่ง 2 ปี ก่อนวันที่ระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้จำนวน 54 กองทุน จากทั้งหมดจำนวน 73 กองทุน หรือคิดเป็นร้อยละ 74 โดยจะทยอยครบวาระการดำรงตำแหน่งในเดือนธันวาคม 2552 จำนวน 15 กองทุน เดือนมกราคม 2553 จำนวน 32 กองทุน เดือนกุมภาพันธ์ 2553 จำนวน 7 กองทุน เดือนมีนาคม 2553 จำนวน 15 กองทุน และเดือนมิถุนายน 2553 จำนวน 4 กองทุน
3. เพื่อให้การบริหารงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าสามารถดำเนินการไปได้อย่างต่อ เนื่อง กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้า ดังนี้
3.1 เห็นควรให้คณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่ครบวาระ การดำรงตำแหน่ง 2 ปี ยังคงสามารถดำเนินการบริหารงานกองทุนต่อไปได้อีกระยะหนึ่งจนกว่าจะมีการแต่ง ตั้งคณะกรรมการชุดใหม่ตามระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม เพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติตามหลักกฎหมาย ขอให้กระทรวงพลังงานหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในประเด็นการโอนเงิน ให้กับกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ที่คณะกรรมการครบวาระการดำรงตำแหน่งอีกครั้งหนึ่งก่อนดำเนินการต่อไป
3.2 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย ดำเนินการขยายระยะเวลาในการดำรงตำแหน่งของคณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชน ในพื่นที่รอบโรงไฟฟ้าตามข้อ 3.1
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่ครบ วาระการดำรงตำแหน่ง 2 ปี ยังคงสามารถดำเนินการบริหารงานกองทุนต่อไปได้อีกระยะหนึ่งจนกว่าจะมีการแต่ง ตั้งคณะกรรมการชุดใหม่ตามระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า และเพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติตามหลักกฎหมาย ขอให้กระทรวงพลังงานหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในเรื่องการโอนเงิน ให้กับกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่คณะกรรมการครบวาระการดำรง ตำแหน่งอีกครั้งหนึ่งก่อนดำเนินการต่อไป
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย ดำเนินการขยายระยะเวลาในการดำรงตำแหน่งของคณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชน ในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าตามข้อ 1
เรื่องที่ 4 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อจะรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ โครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการน้ำงึม 3 ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการ ประสานฯ ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง MOU ของโครงการน้ำงึม 3 แล้ว
3. ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ประกอบด้วย บริษัท GMS Lao จำกัด (27%) บริษัท Marubeni จำกัด (25%) บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง (25%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (23%) โครงการมีกำลังการผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,929 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 151 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งไฟฟ้า 500 kV ฝั่ง สปป. ลาวจะมีการก่อสร้างระบบส่งจากโครงการฯ ถึง สฟ.นาบง ระยะทาง 99 กม. และจาก สฟ. นาบง ถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทางรวม 107 กม. ปัจจุบันกำลังอยู่ระหว่างการก่อสร้างเพื่อซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 โดยฝั่งไทย จะมีการก่อสร้างระบบส่งช่วงอุดรธานี - ชัยภูมิ เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 ทั้งนี้ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เข้าระบบในเดือนมกราคม 2560
4. ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 มีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU เดิมที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการพลังน้ำต่างๆ ที่เคยได้ลงนามไปแล้วและเพิ่มเงื่อนไขการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีที่บริษัทไม่สามารถเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ได้ภายในกำหนดของ Tariff MOU ตามเงื่อนไขที่กำหนด กฟผ.สามารถยึดหลักทรัพย์ได้ สรุปสาระสำคัญของ MOU โครงการน้ำงึม 3 ได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท GMS Lao จำกัด ปริษัท Marubeni จำกัด และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (รวมเรียกว่า Sponsors)
4.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป.ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม ทั้งนี้ MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบจาก หน่วยงานภาครัฐ
4.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,929 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 151 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึง วันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และ วันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
|
ส่วนที่ 1 = 3.582 Cents/หน่วย |
| ส่วนที่ 2 = 1.218 บาท/หน่วย | |
| (ค่า PE รวม= 2.436 บาท/หน่วย ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/ดอลล่าร์สหรัฐ) | |
|
= 1.462 บาท/หน่วย |
|
= 1.340 บาท/หน่วย |
|
= 1.827 บาท/หน่วย |
| อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE + SE) = 2.365 บาท/หน่วย | |
4.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาวอนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.6 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จาก CDM โครงการจะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้ จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว
4.7 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 ฉบับที่ได้ลงนามย่อกำกับไว้เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.8 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 12 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.9 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกันจำนวน 44 ล้านบาท ภายในระยะเวลา 30 วันหลังจากที่ กฟผ. แจ้ง Sponsors ว่า MOU ได้รับการอนุมัติจาก กพช.
4.10 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ภายในระยะเวลาของ MOU ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้
4.11 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยนำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในร่างฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญและไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า เห็นควรให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยทั้งนี้ขอให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทยปรับอายุของบันทึกความเข้าใจฯ ของโครงการฯ เป็น 12 เดือนนับจากวันลงนาม ให้ตรงกับในร่างบันทึกความเข้าใจฯ และปรับปรุงข้อความในร่างฯ ให้มีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกันในวันลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ ด้วย
เรื่องที่ 5 สถานการณ์พลังงาน ปี 2552 และแนวโน้มปี 2553
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงาน ปี 2552 สศช.คาดการณ์แนวโน้มเศรษฐกิจไทยในปี 2552 หดตัวร้อยละ 3.0 เนื่องจากได้รับผลกระทบจากวิกฤตเศรษฐกิจโลกที่รุนแรงเมื่อปลายปี 2551 ต่อเนื่องมาจนถึงปีนี้ ทำให้การส่งออกและการท่องเที่ยวไทยหดตัวลงมาก แต่ในช่วงครึ่งปีหลังเศรษฐกิจไทยมีการปรับตัวดีขึ้น ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.1 เมื่อเทียบกับปีที่แล้ว หรืออยู่ที่ระดับ 1,656 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 เนื่องจากส่วนหนึ่งนำไปใช้ในอุตสาหกรรมและในรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้น การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.7 เนื่องจากราคาน้ำมันที่ลดต่ำลงกว่าปีที่ผ่านมาส่งผลให้การใช้น้ำมันเบนซิน และดีเซลเพิ่มขึ้น และการใช้ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 ในขณะที่ลิกไนต์ลดลงร้อยละ 1.4 เนื่องจากมีการนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ลดลง ไฟฟ้า พลังน้ำและไฟฟ้านำเข้ามีการใช้ลดลงร้อยละ 7.7 เนื่องจากปริมาณน้ำในเขื่อนน้อย
2. น้ำมันดิบ การนำเข้าอยู่ที่ระดับ 874 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.6 คิดเป็นมูลค่า 620 พันล้านบาท ซึ่งลดลงร้อยละ 38.2 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบลดลงร้อยละ 48.5 จากราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบนำเข้า 101.44 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2551 มาอยู่ที่ระดับ 57.54 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในปี 2552
3. น้ำมันสำเร็จรูป การใช้น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.0 เนื่องจากการใช้ดีเซลและเบนซินเพิ่มขึ้นอันเป็นผลจากราคาขายปลีกเฉลี่ยในปี นี้ต่ำกว่าปี 2551 มากทำให้ประชาชนใช้น้ำมันเพิ่มมากขึ้น ส่วนการใช้ LPG เพิ่มขึ้นเนื่องจากภาคครัวเรือนใช้เพิ่มขึ้น ในขณะที่การใช้น้ำมันเครื่องบินลดลงร้อยละ 4.9 เนื่องจากภาวะการท่องเที่ยวที่ซบเซาอันเป็นผลจากปัญหาความไม่สงบในประเทศและ เศรษฐกิจโลกที่ชะลอตัวตลอดจนการระบาดของโรคไข้หวัดใหญ่สายพันธุ์ใหม่ 2009 น้ำมันเตาลดลงร้อยละ 19.5 เนื่องจากการใช้น้ำมันเตาในภาคอุตสาหกรรมลดลงมากอีกทั้งการใช้น้ำมันเตาเป็น เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ ก็ลดลงมากเช่นกัน
-น้ำมันเบนซิน การใช้น้ำมันเบนซินในแต่ละเดือนมีปริมาณค่อนข้างคงที่เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 20.8 ล้านลิตรต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.4 เนื่องจากราคาขายปลีกเฉลี่ยในปีนี้ที่ต่ำกว่าปีที่แล้ว ปัจจุบันการใช้เบนซินธรรมดามีสัดส่วนร้อยละ 57 แยกเป็นเบนซิน 91 ร้อยละ 38 และแก๊สโซฮอล์ 91 ร้อยละ 19 และเบนซินพิเศษร้อยละ 43 แยกเป็นเบนซิน 95 ร้อยละ 2 และแก๊สโซฮอล์ 95 ร้อยละ 41
-แก๊สโซฮอล์ มีสัดส่วนการใช้มากที่สุด คิดเป็นร้อยละ 60 ของปริมาณการใช้เบนซินทั้งหมด โดยมีปริมาณการใช้เพิ่มจาก 9.2 ล้านลิตร ต่อวันในปี 2551 เป็น 12.2 ล้านลิตรต่อวันในปีนี้ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 32.2 เป็นการใช้แก๊สโซฮอล์ 95 อยู่ที่ระดับ 8.1 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 25.5 ส่วน การใช้แก๊สโซฮอล์ 91 เพิ่มขึ้นสูงมากเนื่องจากรัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ 91 ด้วยการสร้างความมั่นใจในกลุ่มผู้ใช้รถจักรยานยนต์
-น้ำมันดีเซล ปริมาณการใช้รวม 50.3 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 โดยในช่วงต้นปี 2552 ปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นมากเนื่องจากราคาน้ำมันดีเซลต่ำกว่าปีที่ผ่านมา ต่อมาราคาเริ่มปรับตัวสูงขึ้น ทำให้การใช้ลดลง อย่างไรก็ดีในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี 2552 เศรษฐกิจไทยเริ่มมีแนวโน้มปรับตัวดีขึ้น ประกอบกับราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยในปีนี้ต่ำกว่าปีที่ผ่านมา จึงทำให้ปริมาณการใช้ของทั้งปีเพิ่มขึ้น
-ไบโอดีเซล(B5) ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นจาก 10.3 ล้านลิตรต่อวันในปี 2551 เป็น 22.2 ล้านลิตรต่อวันในปีนี้ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 114.7 เนื่องจากรัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนอย่างจริงจัง ด้วยการลดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันและกองทุนอนุรักษ์พลังงานของ B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล เป็นผลให้ราคาขายปลีกของ B5 ต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซล 1.00 - 3.00 บาทต่อลิตร จึงเป็นเหตุให้การใช้น้ำมัน B5 เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง
-LPG โพรเพน และบิวเทน ปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.6 อยู่ที่ระดับ 5,198 พันตัน โดยมีการใช้ในภาคครัวเรือนและใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพิ่ม ขึ้น สาเหตุส่วนหนึ่งมาจากรัฐบาลตรึงราคา LPG ให้อยู่ระดับต่ำ โดยปริมาณการใช้เป็นวัตถุดิบในปิโตรเคมีเพิ่มสูงขึ้นถึงร้อยละ 45.2 ในขณะที่การใช้ LPG ในรถยนต์ปีนี้ลดลงร้อยละ 14.1 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทน ประกอบกับระดับราคาน้ำมันในปีนี้ต่ำกว่าปีที่ผ่าน และการใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมลดลงร้อยละ 11.4 ตามภาวะเศรษฐกิจ
4. ก๊าซธรรมชาติ ปริมาณการใช้อยู่ที่ระดับ 3,579 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 โดยก๊าซธรรมชาติถูกนำไปใช้ในภาคการผลิตต่างๆ ได้แก่ การผลิตไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 69 ใช้ใน โรงแยกก๊าซร้อยละ 17 ใช้ในอุตสาหกรรมร้อยละ 10 และใช้ในรถยนต์ร้อยละ 3
5. ลิกไนต์/ถ่านหิน การใช้อยู่ที่ระดับ 35 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.2 (คิดจากค่า ความร้อน) ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 17 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรมต่างๆ ได้แก่ การผลิตปูนซีเมนต์ กระดาษ อุตสาหกรรมอาหาร และอื่นๆ
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า อยู่ที่ 29,191 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันศุกร์ที่ 24 เมษายน 2552 เวลา 14.30 น. อยู่ที่ระดับ 22,596 เมกะวัตต์ สูงกว่าความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของปี 2551 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 22,568 เมกะวัตต์ จำนวน 28 เมกะวัตต์ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.1
-การผลิตไฟฟ้า ปริมาณการผลิตและการรับซื้อของ กฟผ. ในปี 2552 มีจำนวน 148,090 กิกะวัตต์ชั่วโมง ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 0.1 โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ดังนี้ จากก๊าซธรรมชาติร้อยละ 70 จากลิกไนต์/ถ่านหินร้อยละ 21 จากพลังน้ำร้อยละ 5 นำเข้าและอื่นๆ ร้อยละ 3 และจากน้ำมันร้อยละ 1
-การใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 134,489 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.1 โดยการใช้ไฟฟ้าชะลอตัวตั้งแต่ปลายปี 2551 และยังคงลดลงจนถึงกลางปี 2552 หลังจากนั้นการใช้ไฟฟ้าได้ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่เดือนตุลาคมเป็นต้นมา ส่งผลให้สาขาอุตสาหกรรมใช้ไฟฟ้าลดลงจากปี 2551 เพียงร้อยละ 1.1 สาขาธุรกิจลดลงร้อยละ 1.6 และอื่นๆ ลดลงร้อยละ 2.3 ในขณะที่บ้านและที่อยู่อาศัยเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.3 สาขาเกษตรกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.4
-ค่าเอฟที ในปีนี้มีการปรับตัวขึ้นเพียงครั้งเดียวในงวดแรกโดยเพิ่มขึ้น14.85 สตางค์/หน่วย จากเดิมในรอบปีที่ผ่านมา (ต.ค. - ธ.ค. 2551) อยู่ที่ 77.70 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 92.55 สตางค์/หน่วย
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2553 สศช. คาดว่าในปี 2553 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 3.0-4.0 และคาดว่าราคาน้ำมันจะอยู่ในระดับ 75 - 85 ดอลลาร์ สรอ.ต่อบาร์เรล สนพ.จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,711 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.3 โดยความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.7 ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.1 ลิกไนต์/ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.9 และพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 23.8
น้ำมันสำเร็จรูป ประมาณการว่าความต้องการการใช้น้ำมันเบนซินจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 และดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.0 น้ำมันเครื่องบินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 ในขณะที่ LPG (ไม่รวมการใช้ที่เป็น Feed stocks ในปิโตรเคมี) คาดว่าจะมีการใช้ลดลงร้อยละ 2.1 และการใช้น้ำมันเตาคาดว่ายังคงลดลง ร้อยละ 5.4 โดยส่วนหนึ่งลดลงตามแผน PDP ของ กฟผ. ส่งผลให้ทั้งปีคาดว่าจะมีปริมาณการใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.7
สำหรับ LPG ในปี 2553 คาดว่าปริมาณการใช้เพิ่มขึ้นสูงถึงร้อยละ 15.0 เนื่องจากใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 57.6 รวมทั้งการใช้ของภาคครัวเรือนและใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น เช่นกัน อย่างไรก็ตามการใช้ในภาคขนส่งจะลดลงร้อยละ 14.9 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้รถแท็กซี่ที่ใช้ LPG เปลี่ยนเป็น NGV แทน โดยโครงการนี้จะเริ่มดำเนินการในต้นปี 2553
จากการที่ความต้องการภายในประเทศสูงขึ้นมาก ทำให้การผลิต LPG ไม่เพียงพอ (ในกรณีที่โรงแยกก๊าซที่ 6 ของ ปตท. ที่มาบตาพุดไม่สามารถดำเนินการผลิตได้) จึงคาดว่าจะมีการนำเข้า LPG ประมาณเดือนละ 120 -140 พันตัน
ก๊าซธรรมชาติ คาดว่าจะเพิ่มขึ้นจากปี 2552 ร้อยละ 4.1 (ไม่รวมการใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจมีแนวโน้มดีขึ้น ทำให้มีการนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.4 และภาคขนส่งในรถยนต์ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.5 โดยในปี 2553 จะมีแหล่งเจดีเอ บี 17 เข้ามาใหม่ ซึ่งสามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ปตท. คาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2553 เมื่อรวมการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี จะเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 12.2 โดยใช้ในโรงแยกก๊าซเพิ่มขึ้นร้อยละ 53.4
ไฟฟ้า การใช้ไฟฟ้าในปีหน้าคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.0 โดยการใช้ไฟฟ้าในภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมจะปรับตัวสูงขึ้น รวมทั้งมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเข้าระบบ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ 700 เมกะวัตต์ และมีการนำเข้าไฟฟ้าจากโครงการเขื่อนน้ำเทิน 2 สปป.ลาว 920 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมัน ปี 2552
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป
ราคาน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และ ดีเซลเฉลี่ย อยู่ที่ระดับ $61.28 , $69.78 และ $68.55 ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงเมื่อเทียบกับปี 51 $32.90 , $33.49 และ $51.69 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการถดถอยทางเศรษฐกิจโลกโดยเฉพาะสหรัฐฯ อีกทั้งค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ อ่อนค่าลง ในช่วงไตรมาส 1 ราคาน้ำมันได้ลดลงต่ำสุด โดยราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และ ดีเซล อยู่ที่ระดับ $44.31 , $54.81 และ $53.06 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ หลังจากเศรษฐกิจเริ่มฟื้นตัวทำให้ราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยไตรมาส 4 ราคาเฉลี่ยน้ำมันดิบดูไบ เบนซิน 95 และ ดีเซล อยู่ที่ระดับ $75.59 , $80.04 และ $81.79 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนสถานการณ์ LPG ตลาดโลกในปี 52 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ $509.58 ต่อตัน ลดลงจากปีก่อน $265.25 ต่อตัน โดยราคา LPG ในเดือนม.ค. 52 อยู่ในระดับ $380 ต่อตัน และได้เพิ่มขึ้นสอดคล้องกับราคาน้ำมัน โดยเพิ่มขึ้นมาอยู่ในระดับ $724 ต่อตัน ในเดือนธ.ค. 52
2. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง
เปรียบเทียบราคาเฉลี่ยน้ำมันเบนซิน ดีเซลตลาดโลก ระหว่างปี 51 กับ ปี 52 พบว่าราคาเฉลี่ยปี 52 ต่ำกว่าปี 51 ประมาณ $33.49 และ $51.69 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ แต่ส่วนต่างราคาขายปลีกในประเทศไม่แตกต่างกันมากเท่าราคาตลาดโลก เนื่องมาจากในช่วงที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นกลางปี 51 รัฐบาลได้มีมาตรการบรรเทาผลกระทบความเดือดร้อนของประชาชน โดยการลดภาษีสรรพสามิตและเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมัน ต่อมาในช่วงไตรมาส 4 ปี 51 ต่อเนื่องมาถึงไตรมาส 1 ปี 52 ราคาน้ำมันตลาดโลกลดต่ำลง แต่ราคาขายปลีกน้ำมันไม่ได้ปรับลดลงตามราคาตลาดโลกทั้งหมด เนื่องจากมีการปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง 2 ครั้ง และปรับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อลดภาระ ทำให้ราคาขายปลีกปรับลดไม่มาก เมื่อเทียบกับราคาตลาดโลก เพื่อให้ประชาชนประหยัดและใช้อย่างมีประสิทธิภาพ จึงทำให้ราคาขายปลีกระหว่างปี 51 กับ ปี 52 ไม่แตกต่างกันมากนัก
3. การชดเชยนำเข้า LPG
จากการที่รัฐได้ตรึงราคา LPG ทำให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กก. ส่งผลให้มีการใช้ LPG เพิ่มมากขึ้น ทำให้การผลิตในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงมีการนำเข้าจากต่างประเทศประมาณ 757 พันตัน โดยรัฐบาลต้องใช้เงินกองทุนชดเชยการนำเข้า LPG ในปี 52 ประมาณ 7,078 ล้านบาท รวมการชดเชยในช่วงปี 51 - 52 ทั้งสิ้น 15,026 ล้านบาท
4. ค่าการตลาดและค่าการกลั่น
ปี 52 ค่าการตลาดน้ำมันของสถานีบริการเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 1.63 บาท/ลิตร ซึ่งอยู่ระดับใกล้เคียงกับปี 51 ซึ่งเป็นค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสม ส่วนค่าการกลั่น ปี 52 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ $ 3.96 ต่อบาร์เรล (0.86 บาท/ลิตร) ต่ำกว่าในช่วงปี 51 ซึ่งเฉลี่ยอยู่ที่ $9.22 ต่อบาร์เรล (1.93 บาท/ลิตร) เนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันสำเร็จรูปของโลกยังคงไม่สูงขึ้นมากนัก ในขณะที่มีโรงกลั่นเปิดใหม่หลายแห่งในช่วงปีที่ผ่านมา ทำให้มีกำลังการกลั่นเกินความต้องการ ส่งผลให้มีสต๊อกน้ำมันสำเร็จรูปมากในช่วงปลายปี ทำให้ค่าการกลั่นลดลงเหลือ $1.96 ต่อบาร์เรล (0.41 บาท/ลิตร) ในช่วงเดือนพ.ย. 52
5. แนวโน้มราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ปี 53 คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบจะเคลื่อนไหวอยู่ระหว่าง $70 - $90 ต่อบาร์เรล ตามปัจจัยพื้นฐานและทิศทางภาวะเศรษฐกิจ รวมทั้งความผันผวนของค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ หากราคาน้ำมันดิบอยู่ที่ระดับ $70 - $90 ต่อบาร์เรล คาดว่าราคาขายปลีกในประเทศไทยสำหรับน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 34 - 38 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 27 - 31บาท/ลิตร ตามลำดับ อย่างไรก็ตามหากราคาน้ำมันดิบดูไบไม่สูงเกิน $85 ต่อบาร์เรล ราคาขายปลีกดีเซลจะไม่เกิน 30 บาท/ลิตร (ภาษี และ กองทุน ไม่เปลี่ยนแปลง)
6. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ในช่วงปี 52 ได้มีการปรับเพิ่ม/ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ หลายครั้ง เพื่อลดผลกระทบจากการเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมัน หลังสิ้นสุดนโยบาย 6 เดือน 6 มาตรการ เมื่อวันที่ 1 ก.พ. 52 และเพื่อลดผลกระทบจากการเพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 14 พ.ค. 52 (รวมทั้งมีการปรับเพิ่มเพดานกองทุนน้ำมันฯจาก 7 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร เพื่อเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนน้ำมัน)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 128 - วันพฤหัสบดีที่ 26 พฤศจิกายน 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2552 (ครั้งที่ 128)
วันพฤหัสบดีที่ 26 พฤศจิกายน พ.ศ. 2552 เวลา 16.00 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการมาย-กก
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
4.แนวทางการขอใช้พื้นที่ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน
5.แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า
7.การขอความร่วมมือในการดำเนินงานโครงการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
9.การทบทวนแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
10.การขอความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่มีการขออนุญาตออกแบบก่อสร้างใหม่
11.การเตรียมท่าทีของไทยเพื่อการเข้าร่วมประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ
12.ความก้าวหน้าแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากประเทศกาตาร์
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการมาย-กก
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสหภาพพม่า ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2540 ที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 และเมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2552 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้ง ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการมาย-กก
2. บริษัท อิตาเลียนไทย เพาเวอร์ จำกัด (IPC) และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น เป็นผู้พัฒนาโครงการมาย-กก ซึ่งตั้งอยู่ที่รัฐฉาน ประเทศสหภาพพม่า อยู่ห่างจากชายแดนไทย อ. แม่สาย จ. เชียงราย ไปทาง ทิศตะวันตกเฉียงเหนือประมาณ 80 กม. โครงการดังกล่าวเป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในบริเวณปากเหมือง ใช้ถ่านหินลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิง มีกำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 405 เมกะวัตต์ (3 x 135 เมกะวัตต์) เสนอขาย ณ ชายแดน 369 เมกะวัตต์ (3 x 123 เมกะวัตต์) ส่งไฟฟ้าจากโครงการถึงชายแดนไทยผ่าน สายส่งไฟฟ้าขนาด 230 kV มีความยาวประมาณ 80 กม. และจากชายแดนไทยถึง สฟ. เชียงราย ประมาณ 80 กม. ทั้งนี้ โครงการดังกล่าวจะจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบในเดือนมกราคม 2559 เดือนเมษายน 2559 และเดือนกรกฎาคม 2559 ตามลำดับ
3. Tariff MOU โครงการมาย-กก ใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยคณะอนุกรรมการ ประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว ซึ่งจะแตกต่างเฉพาะในส่วนของประเทศที่ตั้ง ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า คุณลักษณะโรงไฟฟ้าด้านเทคนิค และได้เพิ่มข้อกำหนดเรื่องการดำเนินการเกี่ยวกับ Environmental Impact Assessment (EIA) และ Social Impact Assessment (SIA) สรุปสาระสำคัญของร่าง Tariff MOU โครงการมาย-กก ดังนี้
3.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท อิตาเลียนไทย เพาเวอร์ จำกัด (บริษัทฯ) โดยบริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทและจะเจรจากับรัฐบาลสภาพพม่าเพื่อให้ได้สัมปทานพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าดังกล่าว
3.2 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และ บริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจาก Myanmar Economic Corporation ของรัฐบาลสหภาพพม่า ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม ทั้งนี้ MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบจาก หน่วยงานภาครัฐดังกล่าว
3.3 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 405 เมกะวัตต์ (3 x 135 เมกะวัตต์) เสนอขาย ณ ชายแดน 369 เมกะวัตต์
3.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) เท่ากับ 2.3114 บาท/หน่วย [1.6924 (AP) + 0.6190 (EP)] ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/ดอลล่าร์สหรัฐ
3.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) ของเครื่องที่จ่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอายุสัญญาอาจยาวกว่านี้ได้ หากรัฐบาลสหภาพพม่าอนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง
3.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อขอยกเลิกก่อนได้
3.7 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกันจำนวน 36.9 ล้านบาท ภายในระยะเวลา 30 วันหลังจากที่ กฟผ. แจ้ง Sponsors ว่า MOU ได้รับการอนุมัติจาก กพช.
3.8 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsors วางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ภายในระยะเวลา MOU ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้
3.9 Sponsors จะขออนุมัติและดำเนินการต่างๆ ด้าน EIA และ SIA ตามมาตรฐานสากล ซึ่งเทียบเท่ามาตรฐานของ Asian Development Bank (ADB)
3.10 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการมาย-กก และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป เมื่อร่างบันทึกความเข้าใจฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง MOU โครงการมาย-กกในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติ ได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ ต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อจะรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ซึ่งปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ โครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. โครงการหงสาลิกไนต์ กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ภายใต้กรอบ Tariff MOU โดยใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ กฟผ. ได้ลงนามสัญญาฯ แล้วเป็นต้นแบบ และได้ปรับร่าง PPA โครงการหงสาลิกไนต์ให้สอดคล้องกับลักษณะเฉพาะของโครงการที่เป็นโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อน โดยใช้ต้นแบบของสัญญา Independence Power Producer (IPP) ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2552 ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการหงสาลิกไนต์แล้ว
3. ผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ ประกอบด้วย (1) Hongsa Power Company Limited (โรงไฟฟ้า) (บริษัท บ้านปูเพาเวอร์ จำกัด (40%) บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%)) และ (2) Phu Fai Mining Company Limited (เหมือง) (บริษัท บ้านปูเพาเวอร์ จำกัด (37.5%) บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง (37.5%) และรัฐบาล สปป. ลาว (25%)) โครงการดังกล่าวมีกำลังผลิตติดตั้ง 1,653 เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทยที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบเดือนมีนาคม 2558 เดือนสิงหาคม 2558 และ เดือนธันวาคม 2558 ตามลำดับ
4. สรุปสาระสำคัญในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ ดังนี้
4.1 อายุสัญญาฯ นับจากวันเริ่มลงนามสัญญาและต่อเนื่องไปอีก 25 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) กรณีสัญญาฯ หมดอายุ หากฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดประสงค์จะต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปีก่อนที่สัญญาจะหมดอายุ
4.2 Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายใน 12 เดือนนับจากวันลงนามสัญญาฯ หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 6,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
4.3 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable Power Facility และ Generator ไม่มีสิทธิขายพลังงานไฟฟ้าให้กับบุคคลที่สาม (ยกเว้นส่วนที่ขายให้ลาว)
4.4 อัตราค่าไฟฟ้า (ณ ชายแดน) และการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า
- Test Energy ทั้งก่อนและหลัง COD ราคา 0.80 บาท/ kWh (คงที่ตลอดอายุ สัญญาฯ)
- Unit Operation Energy ช่วงก่อน COD ราคา 0.7044 บาท + EP
- Post COD (ราคาเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา 25 ปี) เท่ากับ 2.275 บาท/kWh
(AP = 1.409 บาท/kWh + EP = 0.866 บาท/kWh) ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาท/US$
- ช่วงเวลาในแต่ละปีหลังจากเดินเครื่องครบชั่วโมงพร้อมจ่ายไฟฟ้าตามสัญญาฯ ใช้ ราคา EP + Supplemental (0.5 AP)
4.5 Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดกำหนดไว้ใน Tariff MOU
4.6 การยุติข้อพิพาท ให้ยุติด้วยวิธีการตามลำดับดังนี้ การเจรจา/ อนุญาโตตุลาการ โดยใช้ UNCITRAL Rules ดำเนินการที่ประเทศสิงคโปร์
4.7 สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์กับผู้ลงทุนต่อไป เมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่ออัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ได้ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือเงื่อนไขสำคัญก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2.เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ใช้เงื่อนไขการระงับข้อ พิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการ และมอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจากับผู้ลงทุนให้สถานที่ที่พิจารณาของอนุญาโตตุลาการให้เป็นประเทศไทย และภาษาที่ใช้ในกระบวนพิจารณาอนุญาโตตุลาการให้เป็นภาษาไทย และหากได้ข้อยุติประการใดให้นำเสนอ ครม. ให้ความเห็นชอบในวาระที่นำมติที่ประชุม กพช. ครั้งนี้เสนอ ครม. ต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้
สรุปสาระสำคัญ
1. มติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อ กพช. เพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน ในการดำเนินงาน กระทรวงมหาดไทยได้แต่งตั้งคณะกรรมการแก้ไขครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ เพื่อดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว โดยได้มีการประชุมหารือร่วมกับ สนพ. และได้เสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนพิจารณาด้วยแล้ว ทั้งนี้ สนพ. ได้รายงานความคืบหน้าผลการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ และข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเบื้องต้นให้ กพช. ทราบเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552
2. ผลการสำรวจข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้และแนวทางการแก้ไขปัญหา
2.1 ในเขตบริการของ กฟน. มีครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ รวมทั้งสิ้น 4,693 ครัวเรือน ซึ่ง กฟน. ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนที่บุกรุกที่ดินส่วนราชการ/เอกชน ได้แก่ ชุมชนหรือสลัม จำนวน 4,194 ครัวเรือน และครัวเรือนที่ไม่มีบ้านเลขที่ ซึ่งก่อสร้างในที่ดินเช่าของเอกชน หรือบ้านที่ไม่ได้ขออนุญาตก่อสร้าง จำนวน 297 ครัวเรือน เนื่องจากต้องได้รับความยินยอมจากเจ้าของที่ดินและมีบ้านเลขที่ก่อน จึงจะดำเนินการได้ คงเหลือครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ที่มีบ้านเลขที่ จำนวน 202 ครัวเรือน แต่อยู่ห่างไกลจากแนวสายไฟฟ้าของ กฟน. ทำให้มีค่าใช้จ่ายเป็นค่าสมทบการลงทุนปักเสาพาดสายเพิ่มขึ้นจากอัตราค่า บริการการขอใช้ไฟฟ้าตามปกติ ในกรณีนี้ กฟน. จะดำเนินการลงทุนปักเสาพาดสายไปถึงครัวเรือนดังกล่าว ในปีงบประมาณ 2553 โดยไม่เรียกเก็บค่าใช้จ่ายเป็นค่าสมทบการลงทุน จำนวนเงินประมาณ 16 ล้านบาท ทั้งนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้าจะจ่ายเฉพาะค่าบริการการขอใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว
2.2 จำนวนครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขต กฟภ. (ณ วันที่ 18 มิถุนายน 2552) รวมทั้งสิ้น 229,670 ครัวเรือน มีครัวเรือนที่จัดเข้าแผนงานการขยายเขตระบบไฟฟ้าในปีงบประมาณ 2552 แล้ว 28,787 ครัวเรือน ครัวเรือนที่การไฟฟ้าไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าด้วยวิธีปักเสาพาดสายได้ เนื่องจากอยู่ในเขตหวงห้าม (ครัวเรือนที่ตั้งอยู่ในเขตป่าสงวน พื้นที่อุทยาน หรือพื้นที่ของทหาร) รวมทั้งสิ้น 29,252 ครัวเรือน และไม่เข้าหลักเกณฑ์การขยายเขต (ครัวเรือนที่ไม่มีบ้านเลขที่, ครัวเรือนที่อยู่ภายในหมู่บ้านจัดสรร, และครัวเรือนที่อยู่ในเขตที่มีไฟฟ้าแต่ไม่ยื่นขอใช้ไฟ เช่น บ้านร้าง) จำนวน 41,075 ครัวเรือน คงเหลือครัวเรือนที่ กฟภ. กำลังพิจารณาหาแนวทางจัดหาไฟฟ้าอีก 130,556 ครัวเรือน ซึ่งในจำนวนนี้ กฟภ. สามารถดำเนินการขยายเขตได้ทันที (ครัวเรือนที่มีงบประมาณขยายเขตไม่เกิน 50,000 บาทต่อครัวเรือน ตามหลักเกณฑ์การขยายเขตไฟฟ้าของ กฟภ.) จำนวน 91,527 ครัวเรือน
สำหรับครัวเรือนที่เหลืออีก 39,029 ครัวเรือน ที่อยู่ในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ ซึ่งไม่เข้าหลักเกณฑ์การขยายเขตไฟฟ้าของ กฟภ. เนื่องจากมีงบประมาณขยายเขตเกินกว่า 50,000 บาทต่อครัวเรือน จะพิจารณาจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนในพื้นที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ดังกล่าวให้สอด คล้องกับนโยบายของรัฐบาลในการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน ตามมติ กพช. วันที่ 9 มีนาคม 2552
3. การดำเนินงานและข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการ
3.1 การแก้ไขปัญหาครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขต กฟน.: ในกรณีเป็นครัวเรือนที่มีบ้านเลขที่แล้วจำนวน 202 ครัวเรือน ซึ่งมีค่าใช้จ่ายดำเนินการเป็น 2 ส่วน คือ (1) เงินลงทุนในการขยายเขตจำนวนเงิน 16.64 ล้านบาท และ (2) ค่าบริการการขอใช้ไฟฟ้า จำนวนเงิน 2,080 บาทต่อครัวเรือน หรือคิดเป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 420,160 บาท กฟน. จะจัดสรรเงินลงทุนจำนวน 16.64 ล้านบาท จากงบประมาณปี 2553 และให้ผู้ใช้ไฟรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในส่วนของค่าธรรมเนียมการขอใช้ไฟฟ้าตาม หลักเกณฑ์ปฏิบัติเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟรายอื่นๆ
3.2 การแก้ไขปัญหาครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขต กฟภ.: ในเขตบริการของ กฟภ. สามารถจำแนกพื้นที่ที่สมควรสนับสนุนให้มีการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็น 2 กลุ่ม ดังนี้
3.2.1 ครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้: จำแนกตามค่าใช้จ่ายในการปักเสาพาดสาย ดังนี้
(1) ครัวเรือนที่มีค่าใช้จ่ายในการปักเสาพาดสายไม่เกิน 50,000 บาทต่อครัวเรือน จำนวน 91,527 ครัวเรือน กฟภ. จะจัดเข้าแผนงานหรือโครงการของ กฟภ. และรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินการทั้งหมด ให้แล้วเสร็จในปี 2553-2554 โดยแบ่งจำนวนครัวเรือนที่จะดำเนินการประมาณร้อยละ 50 ในแต่ละปี
(2) ครัวเรือนที่มีค่าใช้จ่ายในการปักเสาพาดสายเกินกว่า 50,000 บาทต่อครัวเรือน ซึ่งมีจำนวนทั้งสิ้น 39,029 ครัวเรือน มีแนวทางการดำเนินการโดยให้ กฟภ. เร่งสรุปจำนวนครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ และจำแนกประเภทครัวเรือนตามสถานที่ตั้งครัวเรือน เพื่อแสดงลักษณะการกระจายตัวของครัวเรือน แล้วให้ กฟภ. และ พพ. นำข้อมูลดังกล่าวไปวิเคราะห์ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนในแต่ละพื้นที่ เพื่อเสนอประเภทเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสมในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้งงบประมาณการลงทุน โดยให้เปรียบเทียบการลงทุนกับกรณีปักเสาพาดสายหรือการสร้างเคเบิ้ลใต้น้ำใน กรณีจัดหาไฟฟ้าในพื้นที่เกาะ รวมทั้งข้อจำกัดในการใช้ประโยชน์พื้นที่ในการพัฒนาโครงการด้วย
3.2.2 การสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนบนพื้นที่เกาะ: ปัจจุบันตามเกาะต่างๆ จำนวน 60 เกาะมีไฟฟ้าใช้แล้ว โดยมีรูปแบบการจัดหาไฟฟ้า 2 แบบ คือ (1) เกาะที่เชื่อมโยงกับแผ่นดินใหญ่ จำนวน 31 เกาะ เชื่อมโยงด้วยสายเคเบิลใต้น้ำ จำนวน 17 เกาะ และเชื่อมโยงด้วยการปักเสาพาดสาย จำนวน 14 เกาะ และ (2) เกาะที่ไม่เชื่อมโยงกับแผ่นดินใหญ่ จำนวน 29 เกาะ ติดตั้งโรงจักรไฟฟ้าดีเซล จำนวน 6 เกาะ และติดตั้งระบบ Solar Home System จำนวน 23 เกาะ
เพื่อเป็นการช่วยลดการใช้เชื้อเพลิงดีเซลซึ่งมีต้นทุนสูงและก่อให้เกิดมล ภาวะต่อสิ่งแวดล้อม ประกอบกับอาจมีการขยายปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในอนาคต เห็นควรให้ กฟภ. พัฒนาระบบพลังงานหมุนเวียนเพื่อเชื่อมต่อเข้ากับระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่มีอยู่ แล้วบนเกาะ หรือพัฒนาระบบพลังงานหมุนเวียนที่เชื่อมต่อกันเองและใช้โรงจักรไฟฟ้าดีเซล เสริม (ระบบ microgrid) โดยในช่วงเริ่มแรก เห็นว่าเกาะกูดสามารถเป็นโครงการนำร่องได้ เนื่องจากมีศักยภาพพลังน้ำและพลังงานแสงอาทิตย์ ประกอบกับ กฟภ. มีแผนที่จะดำเนินการอยู่แล้ว
ปัจจุบันเกาะกูด จ. ตราด ใช้ไฟฟ้าจากการผลิตด้วยโรงจักรไฟฟ้าดีเซลและพลังงานแสงอาทิตย์ แต่มีผลประกอบการขาดทุนจากค่าเชื้อเพลิงที่สูงขึ้นมาโดยตลอด ประกอบกับมีการเติบโตของธุรกิจท่องเที่ยว ทำให้มีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจึงไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าได้เพียงพอกับ ความต้องการ ผู้ใช้ไฟที่เป็นผู้ประกอบการรีสอร์ทส่วนใหญ่จึงติดตั้งเครื่องจักรดีเซลเอง ดังนั้น กฟภ. จึงมีแผนลงทุนสร้าง เคเบิลใต้น้ำเพื่อจัดหาไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม เนื่องจากเกาะกูด มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนบนเกาะ กฟภ. จะดำเนินการติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์ และพลังน้ำขนาดเล็ก และจ่ายไฟผสมผสานกับโรงจักรไฟฟ้าดีเซลด้วย
3.3 การบริหารจัดการการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้: เนื่อง จากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีต้นทุนสูง ประกอบกับอยู่ในพื้นที่ห่างไกลซึ่งยังไม่มีระบบจำหน่ายเข้าถึง ในการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มีไฟฟ้าใช้จึงจำเป็นต้อง ใช้งบประมาณจำนวนมาก ดังนั้น เพื่อให้โครงการดังกล่าวสามารถพัฒนาได้และมีความยั่งยืน สามารถอยู่ร่วมกับชุมชนได้มีข้อเสนอดังนี้
3.3.1 รูปแบบการลงทุน : ในการดำเนินการระยะแรก เสนอเป็นลักษณะโครงการ โดยมีหน่วยงานของรัฐเป็นผู้บริหารโครงการ เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์ในการให้เงินสนับสนุนการลงทุน ร่วมกับ ผู้ลงทุนทั้งที่เป็นภาครัฐดำเนินการเอง เอกชนดำเนินการ หน่วยงานรัฐร่วมกับภาคเอกชน หรือองค์กรระดับท้องถิ่น เช่น อบต. หรือสหกรณ์ท้องถิ่น เพื่อให้เกิดความรู้สึกเป็นเจ้าของร่วมกัน โดยรูปแบบการสนับสนุนอาจเป็นลักษณะเงินสมทบการลงทุนบางส่วน หรือกำหนดเป็นอัตราส่วนเพิ่มพิเศษต่อหน่วยการผลิต เป็นต้น ทั้งนี้ กฟภ. อาจพิจารณาจัดตั้งบริษัทลูกเพื่อผลิตไฟฟ้าสำหรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนแบบ Off-Grid ได้
สำหรับการจัดหาไฟฟ้าบนเกาะที่มีไฟฟ้าใช้แล้ว โดยเฉพาะเกาะที่ใช้ไฟฟ้าจากเครื่องจักรดีเซลซึ่งมีแนวโน้มที่จะใช้ไฟฟ้า เพิ่มขึ้น เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากดีเซล ซึ่งมีราคาสูงและมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม กฟภ. สามารถพิจารณาดำเนินการโดยลงทุนติดตั้งระบบพลังงานหมุนเวียน และกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะ ทั้งนี้ การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษดังกล่าว ให้เป็นไปตามแนวทางตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ซึ่งอนุญาตให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายยื่นข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษ สำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะเพื่อให้ กบง. ให้ความเห็นชอบได้เป็นกรณีๆ ไป
3.3.2 งบประมาณ: ควรขอจัดสรรเงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนโครงการดังกล่าว ซึ่งตรงตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกระจายความเจริญไปสู่ท้องถิ่นและการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน
4. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอประเด็นเพื่อพิจารณาขอความเห็นชอบในหลักการการจัดหาไฟฟ้าสำหรับครัว เรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ และการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ตามรายละเอียดในข้อ 3 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปเร่งดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ขอให้มอบให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนติดตามการดำเนินงาน และจัดทำรายละเอียดโครงการการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่ มีไฟฟ้าใช้ และเร่งรัดหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ดำเนินการเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติ เพื่อนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในปีงบประมาณ 2553
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการการจัดหาไฟฟ้าสำหรับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ และการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ตามรายละเอียดในข้อ 3 และให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไปด้วย
2.มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปเร่งดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติต่อไป
3.มอบให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนติดตามการดำเนินงาน และจัดทำรายละเอียดโครงการการพัฒนาโครงการพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่ มีไฟฟ้าใช้ และเร่งรัดหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ดำเนินการเพื่อให้เกิดผลทางปฏิบัติ เพื่อนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบภายในปีงบประมาณ 2553
เรื่องที่ 4 แนวทางการขอใช้พื้นที่ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. มีมติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปหารือร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อพิจารณาแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมในเขตพื้นที่ที่มี กฎหมายกำหนด กระทรวงพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จัดประชุมยกร่างแนวทางการขอใช้พื้นที่ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2552 จนได้ข้อสรุปรายงานต่อคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานและปลัดกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเป็น ประธาน เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2552 โดยกระทรวงพลังงานได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาปรับแก้วาระการ ประชุมของคณะอนุกรรมการประสานฯ ที่จะเสนอ กพช. ตามข้อสังเกตที่ประชุมแล้ว
2.กระบวนการขอใช้พื้นที่เพื่อพัฒนาพลังงานลมของภาคเอกชน ในเขตพื้นที่ป่าที่เหมาะสมต่อการเกษตรหรือพื้นที่ ส.ป.ก. (โซน A) และเขตพื้นที่ป่าเพื่อเศรษฐกิจ (โซน E) ที่นำมาดำเนินการปฏิรูปที่ดิน ภาค เอกชนจะขอใช้พื้นที่ ส.ป.ก. เพื่อติดตั้งกังหันลมเพื่อผลิตไฟฟ้าจะเข้าลักษณะการประกอบกิจการตามข้อ 1.5 ของประกาศกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ฉบับที่ 2 ออกตามความใน พ.ร.บ. การปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม พ.ศ. 2518 แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2532 มาตรา 30 วรรคห้า ซึ่งเป็นกิจการที่เป็นการบริการหรือเกี่ยวข้องกับความเป็นอยู่ของเกษตรกรใน ด้านเศรษฐกิจและสังคมในเขตดำเนินการปฏิรูปที่ดิน และคณะกรรมการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม (คปก.) ได้ออกระเบียบปฏิบัติ ซึ่งมีหลักเกณฑ์การพิจารณาที่สำคัญ ดังนี้
2.1 ให้ผู้ขอรับอนุญาตยื่นคำขอใช้ที่ดิน ณ สำนักงานการปฏิรูปที่ดินจังหวัดที่ที่ดินตั้งอยู่ พร้อมเอกสารหลักฐาน เช่น เอกสารโครงการ แผนที่แสดงตำแหน่งที่ตั้งและแปลงที่ดินที่จะขอใช้ ขนาดเนื้อที่ กรณีเป็นพื้นที่ทำกินของเกษตรกรต้องได้รับความยินยอมจากเกษตรกรหรือผู้ถือ ครองที่ดินก่อน กรณีขอใช้เพื่อติดตั้งกังหันลมผลิตไฟฟ้าผู้ประกอบกิจการ จะต้องแนบหลักฐานการตอบรับจากการไฟฟ้าว่าจะทำสัญญาจะซื้อจะขายไฟด้วย หลักฐานการรับฟังความคิดเห็นของท้องถิ่นและชุมชน
2.2 คณะกรรมการปฏิรูปที่ดินจังหวัดจะพิจารณาให้อนุญาตตามขั้นตอน
2.3 สิทธิการใช้ประโยชน์ที่ดิน ขณะนี้ให้สิทธิตามสัญญาเช่าที่ดิน ขนาดเนื้อที่ไม่เกิน 50 ไร่ ส่วนระยะเวลา และอัตราค่าเช่าเป็นไปตามที่ คปก. กำหนด (ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณา)
3. การขอใช้พื้นที่ของภาคเอกชนและปัญหาที่เกิดขึ้น
3.1 ภาคเอกชนขอให้มีการพิจารณาขยายอายุสัญญาเช่าพื้นที่จากเดิมที่กำหนดไว้ 3 ปี เป็น การขยายอายุสัญญาเช่าพื้นที่เท่ากับสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และขอให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าเช่าพื้นที่เป็นการเฉพาะสำหรับโครงการ พัฒนาพลังงานลม
3.2 การพิจารณาให้อนุญาตใช้เวลานาน ซึ่งอาจเกิดจากการที่หน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับการอนุญาตให้ใช้พื้นที่ไม่มี กฎระเบียบเฉพาะในการรองรับการพัฒนาโครงการพลังงานลม จึงเห็นควรให้มีการกำหนดกระบวนการดำเนินการและระยะเวลาการให้อนุญาตอย่าง ชัดเจน เพื่อให้การพัฒนาพลังงานลมเป็นไปตามเป้าหมายที่ภาครัฐกำหนด
4. ข้อเสนอแนวทางการขอใช้พื้นที่และดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน
4.1 การออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์เพิ่มเติมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP
กฟผ. และ กฟภ. จัดทำหลักเกณฑ์เพิ่มเติมในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าด้านเทคนิค โดยพิจารณาระยะห่างระหว่างพื้นที่ตั้งโครงการที่เหมาะสม เพื่อป้องกันปัญหาผลกระทบการบังลมกรณีโครงการตั้งใกล้กัน และข้อมูลความเร็วลมและทิศทางลมในพื้นที่ตั้งโครงการ นำเสนอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนประกาศใช้
4.2 การกำหนดพื้นที่ที่สามารถพัฒนาได้และเงื่อนไขการเข้าใช้พื้นที่แต่ละประเภท
พื้นที่ สปก. สำนักงานการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม (ส.ป.ก.) จะพิจารณา
4.2.1 สิทธิการใช้ที่ดิน ในเรื่องอายุสัญญาเช่าพื้นที่และอัตราค่าเช่าพื้นที่เป็นการเฉพาะสำหรับ โครงการพัฒนาพลังงานลม ทั้งนี้ ในส่วนของอายุสัญญาเช่าพื้นที่ให้กำหนดเป็นเงื่อนไขการให้เช่าว่าผู้ประกอบ การจะดำเนินการใช้ประโยชน์อย่างต่อเนื่องภายในระยะเวลาตามสัญญาเช่า
4.2.2 กำหนดกระบวนการดำเนินการและระยะเวลาการให้อนุญาตอย่างชัดเจนสำหรับโครงการพัฒนาพลังงานลม (Fast Track)
5. ผู้แทนกระทรวงกลาโหมได้ชี้แจงเพิ่มเติมในที่ประชุมว่าสืบเนื่องจากมติ กพช.ในการประชุมครั้งที่ 5/2552 เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 เห็นชอบให้ทำโครงการผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลมในพื้นที่ของกระทรวงกลาโหม เพื่อเป็นตัวอย่างโครงการนำร่องของการใช้พลังงานทดแทนนั้น กระทรวงกลาโหมและกระทรวงพลังงานได้มีการประสานหารือในเบื้องต้น ดังนี้
5.1 ให้กระทรวงกลาโหมพิจารณาพื้นที่ที่มีศักยภาพลม และกระทรวงพลังงานจะเข้าติดตั้งเครื่องมือวัดลมในพื้นที่ที่กระทรวงกลาโหม กำหนดไว้ โดยให้กระทรวงกลาโหมเป็นผู้ดูแลเครื่องมือและเก็บข้อมูลเกี่ยวกับลม ตามการแนะนำของกระทรวงพลังงาน เมื่อทราบพื้นที่ที่เหมาะสมต่อการผลิตไฟฟ้าแล้วกระทรวงพลังงานจะพิจารณา ดำเนินการติดตั้งกังหันลมต่อไป
5.2 หลังจากการประสานหารือในเบื้องต้นแล้ว กระทรวงพลังงานและกระทรวงกลาโหมได้ตกลงกันจะจัดตั้งคณะทำงานเพื่อหารือในราย ละเอียดก่อนเริ่มดำเนินการร่วมกันต่อไป
5.3 เมื่อกระทรวงกลาโหมและกระทรวงพลังงานดำเนินโครงการนำร่องสัมฤทธิ์ผลแล้ว หากมีภาคเอกชนที่สนใจใช้พื้นที่ กระทรวงกลาโหมจะต้องพิจารณาศึกษาในรายละเอียดต่อไป
5.4 กระทรวงกลาโหมมีข้อเสนอเพื่อพิจารณาให้ใช้พื้นที่กระทรวงกลาโหมจัดทำโครงการ นำร่องผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานลมร่วมกันระหว่างกระทรวงกลาโหมและกระทรวง พลังงานเพื่อเป็นตัวอย่างให้กับภาคเอกชนที่สนใจในอนาคต โดยขอให้กระทรวงพลังงานสนับสนุนงบประมาณเพื่อดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการออกประกาศกำหนดหลักเกณฑ์เพิ่มเติมในการรับซื้อไฟฟ้า รายละเอียดตามข้อ 4.1 และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ กฟภ. รับไปดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2.เห็นชอบแนวทางการขอใช้พื้นที่สำนักงานการปฏิรูปที่ดินเพื่อเกษตรกรรม (ส.ป.ก.) ดำเนินโครงการพลังงานลมสำหรับภาคเอกชน และมอบหมายให้ ส.ป.ก. พิจารณาสิทธิการใช้ที่ดิน ในเรื่องอายุสัญญาเช่าพื้นที่ และอัตราค่าเช่าพื้นที่เป็นการเฉพาะสำหรับโครงการพัฒนาพลังงานลม และกำหนดกระบวนการดำเนินการและระยะเวลาการให้อนุญาตอย่างชัดเจนสำหรับ โครงการพัฒนาพลังงานลม (Fast Track)
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมรับ ไปหารือแนวทางการใช้พื้นที่ป่าไม้ในการพัฒนาพลังงานลมสำหรับภาคเอกชนให้ได้ ข้อยุติ และนำเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
4.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงกลาโหมจัดทำรายละเอียดโครงการ ผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยพลังงานลมในพื้นที่ทหารเพื่อเป็นตัวอย่างโครงการนำร่อง ของการใช้พลังงานทดแทน และนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 แนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 มีมติรับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 โดยรับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์
2. สถานภาพโครงการ:
| โรงไฟฟ้า/สถานที่ตั้ง | กำลังการผลิต (MW) | เชื้อเพลิง | SCOD | กำหนดวันที่จะต้องได้รับ EIA | วันลงนามสัญญา |
| บริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จ. ระยอง |
660 | ถ่านหิน | 9 พ.ย. 2554 | ได้รับ EIA แล้ว | 10 ก.ย. 51 |
| บริษัท เนชัลแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด เขาหินซ้อน จ. ฉะเชิงเทรา |
540 | ถ่านหิน | 15 พ.ย. 2556 15 มี.ค. 2557 |
ได้รับ EIA แล้ว | รอลงนาม |
| บริษัท สยาม เอ็นเนอยี่ จำกัด อ.บางคล้า จ. ฉะเชิงเทรา |
1,600 | ก๊าซธรรมชาติ | 1 มี.ค. 2556 1 ก.ย. 2556 |
31 ธ.ค. 2553 | 10 ต.ค. 51 |
| บริษัท เพาเวอร์ เจนเนอเรชั่น ซัพพลาย จำกัด อ.หนองแซง จ. สระบุรี |
1,600 | ก๊าซธรรมชาติ | 1 มิ.ย. 2557 1 ธ.ค. 2557 |
ได้รับ EIA แล้ว | 10 ต.ค. 51 |
| รวม | 4,400 |
3. โครงการโรงไฟฟ้าบางคล้า ของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด ("บริษัทฯ") เป็นหนึ่งในสี่บริษัทที่ได้รับการคัดเลือก โดยบริษัทฯ ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2551 และลงนามสัญญาฉบับแก้ไขวันที่ 17 มิถุนายน 2552 ทั้งนี้ สัญญาซื้อขายไฟฟ้ายังไม่มีผลบังคับใช้ทางกฎหมายจนกว่าจะได้รับอนุมัติรายงาน การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ปัจจุบันโครงการอยู่ระหว่างการดำเนินการตามขั้นตอนการจัดทำ EIA และเข้าพื้นที่เพื่อเตรียมการด้านเทคนิคเพื่อก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบส่งตาม เงื่อนไขที่กำหนดในข้อตกลงเพิ่มเติม (Additional Agreement) ระหว่างบริษัทฯ กับ กฟผ. โดยโครงการมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) หน่วยที่ 1 วันที่ 1 มีนาคม 2556 และหน่วยที่ 2 วันที่ 1 กันยายน 2556 ทั้งนี้ มีกำหนดวันที่จะต้องได้รับอนุมัติ EIA ในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 จากการประสานงานกับ สผ. ได้มีการลงพื้นที่แล้ว และคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ได้มีการพิจารณารายงาน EIA ของบริษัทฯ และได้ให้กลุ่มที่คัดค้านการสร้างโรงไฟฟ้าร่วมให้ความเห็นประกอบการพิจารณาด้วยแล้ว
4. เนื่องจากกลุ่มผู้คัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้าบางคล้า ได้ชุมนุมปิดถนนเมื่อวันที่ 8 - 13 มิถุนายน 2552 จนนำไปสู่การจัดทำบันทึกข้อตกลงระหว่างตัวแทนกลุ่มผู้คัดค้านกับส่วนราชการ ซึ่งประกอบไปด้วย สำนักนายกรัฐมนตรี กระทรวงพลังงาน และจังหวัดฉะเชิงเทรา เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2552 โดยมีสรุปข้อตกลงให้จังหวัดทำหนังสือถึงภาครัฐเพื่อให้บริษัทฯ พิจารณาหาสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ที่ไม่ใช่อำเภอบางคล้า ซึ่งในประเด็นนี้ สนพ. ได้มีหนังสือหารือกับ กกพ. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2552 เกี่ยวกับการจัดหาสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ซึ่งอาจกระทบต่อสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าและเงื่อนไขการประมูลแข่งขัน โดยสรุปคือ สถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าเป็นสาระสำคัญรายการหนึ่งของข้อเสนอที่บริษัทฯ ยื่นต่อกระทรวงพลังงานตามประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ และมีผลต่อต้นทุนราคาการผลิตไฟฟ้าของบริษัทฯ ซึ่งเป็นองค์ประกอบหนึ่งที่ส่งผลให้บริษัทฯ ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น การแก้ไขเปลี่ยนแปลงสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าจึงเป็นการเปลี่ยนแปลงสาระสำคัญ ของข้อเสนอของบริษัทฯ และมีผลต่อการพิจารณาคัดเลือกที่ได้ดำเนินการไปแล้ว โดยเฉพาะต่อผู้ยื่นข้อเสนอรายอื่นที่ไม่ผ่านการคัดเลือก นอกจากนี้ ในกรณีที่ภาครัฐเห็นชอบการย้ายสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้า อาจเป็นเหตุให้ผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการย้ายสถานที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใช้ สิทธิทางกฎหมายเรียกร้องค่าเสียหายจากภาครัฐได้ ทั้งนี้ สนพ. ได้แจ้งความเห็นให้ผู้ว่าราชการจังหวัดฉะเชิงเทราทราบแล้ว
5. เพื่อให้ได้ข้อยุติในการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า ปลัดกระทรวงพลังงานได้มี คำสั่ง แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้า โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วย อธิบดีอัยการฝ่ายคดีพิเศษ ผู้แทน สนพ. ผู้แทน กกพ. และผู้แทน กฟผ. มีผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานเป็นคณะทำงานและเลขานุการ และผู้แทน สนพ. เป็นคณะทำงานและผู้ช่วยเลขานุการ ทำหน้าที่ตรวจสอบข้อเท็จจริงเกี่ยวกับหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการประมูลแข่งขัน การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเมื่อปี พ.ศ. 2550 และพิจารณาแนวทางที่เหมาะสมในการแก้ไขปัญหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า พร้อมทั้งให้ข้อเสนอหรือความเห็นประกอบการพิจารณา ทั้งนี้ เมื่อได้ข้อยุติเกี่ยวกับแนวทางการแก้ไขปัญหา สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าบางคล้าแล้ว กระทรวงพลังงานจะได้แจ้งต่อสำนักนายกรัฐมนตรีและจังหวัดฉะเชิงเทรารับทราบ ต่อไป
6. คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมแล้ว 2 ครั้งเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2552 และวันที่ 9 พฤศจิกายน 2552 โดยได้เชิญผู้เกี่ยวข้องคือ ผู้ว่าราชการจังหวัดฉะเชิงเทรา และผู้แทนโครงการโรงไฟฟ้าบางคล้า ร่วมให้ความเห็นและเสนอแนวทางการแก้ไขปัญหา สามารถสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
6.1 ความเห็นของผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง
6.1.1 ผู้ว่าราชการจังหวัดฉะเชิงเทราได้ให้ข้อมูลว่ามีการคัดค้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าบางคล้ามาตั้งแต่ปี 2551 ซึ่งทางจังหวัดได้มีการประสานงานกับบริษัทฯ ให้มีการประชาสัมพันธ์และทำมวลชนอย่างใกล้ชิดเพื่อให้ข้อมูลและทำความเข้าใจ กับชุมชนให้มากขึ้น แต่ก็ยังไม่ประสบความสำเร็จ เนื่องจากชุมชนมีความเข้มแข็ง เป็นชุมชนเก่าอยู่กันอย่างหนาแน่น ส่วนใหญ่ประกอบอาชีพทางการเกษตร และการประมง เช่น เลี้ยงปลาในกระชัง จึงเห็นว่าการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะช่วยแก้ปัญหาการต่อต้านให้ยุติลงได้
6.1.2 บริษัทฯ ได้รายงานให้ทราบถึงการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการคัดค้านการก่อสร้างโรง ไฟฟ้าที่นำไปสู่การปิดถนนถึง 2 ครั้ง ซึ่งในการปิดถนนครั้งแรกบริษัทฯ ได้ให้ความร่วมมือกับจังหวัดฯ ในการเข้าร่วมเป็นคณะกรรมการไตรภาคี ตามข้อเรียกร้องของชุมชน และได้มีการเปิดเวทีประชุมร่วมกันหลายครั้ง แต่ก็ไม่มีข้อสรุปใดๆ ที่จะทำให้ปัญหาลุล่วงไปได้ จังหวัดฯ จึงได้มีคำสั่งยกเลิกคณะกรรมการไตรภาคีดังกล่าว จากนั้นจังหวัดฯ ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการแสวงหาข้อเท็จจริงเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าประกอบด้วย ตัวแทนจากภาครัฐและภาคประชาชน แต่คณะกรรมการฯ ดังกล่าวก็ยังไม่สามารถหาข้อสรุปเกี่ยวกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าฯ ได้ จังหวัดฯ จึงได้มีคำสั่งยุติบทบาทของคณะกรรมการฯ ชุดดังกล่าวลง ทั้งนี้ บริษัทฯ ไม่ขัดข้องหากต้องย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า โดยยินดีที่จะเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าหนองแซง จังหวัดสระบุรีให้เร็วขึ้นได้
6.1.3 กฟผ. มีความเห็นว่าหากจำเป็นต้องย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นเรื่องที่ระดับ นโยบายจะเป็นผู้ตัดสินใจได้ แต่จะต้องมีการพิจารณาอย่างรอบคอบ
6.2 คณะทำงานได้พิจารณาความเห็นของผู้มีส่วนเกี่ยวข้องแล้วสรุปได้ว่าหากจังหวัด มีความเห็นว่าควรแก้ไขปัญหาการคัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้าด้วยการย้ายสถาน ที่ตั้ง ในการพิจารณาการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า มีประเด็นประกอบการพิจารณาดังนี้
6.2.1 การคัดเลือกข้อเสนอโครงการ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเป็นสาระสำคัญที่เกี่ยวโยงกับข้อเสนอด้านเทคนิคอื่นๆ ได้แก่ การเชื่อมโยงระบบส่ง การเชื่อมต่อระบบเชื้อเพลิง การจัดหาเชื้อเพลิง เป็นต้น รวมทั้งข้อเสนอด้านราคา และกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตาม PDP ดังนั้น การย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าจะต้องพิจารณาความพร้อมของระบบส่ง ต้นทุนค่าระบบส่งและการปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. ความพร้อมของแนวท่อก๊าซฯ และการจัดหาก๊าซฯ ใหม่ รวมทั้ง จะต้องมีการจัดทำรายงาน EIA ของสถานที่ตั้งใหม่ มีการทำมวลชนสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจ เพื่อให้เกิดการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ และดูแลผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อมในสถานที่ตั้งใหม่ด้วย
6.2.2 การดำเนินการของภาครัฐควรสอดคล้องกับมาตรา 74 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ.2550 ที่บัญญัติว่าให้เจ้าหน้าที่ของรัฐมีหน้าที่ดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย ให้บริการที่ดีกับประชาชนตามหลักธรรมาภิบาลและการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ ดี ซึ่งกรณีนี้จะต้องพิจารณาการดำเนินการให้เกิดความสงบสุขของประชาชนในพื้นที่ พร้อมทั้งพิจารณาการส่งเสริมสนับสนุนการลงทุนอย่างเป็นธรรม โดยพิจารณาการสนับสนุนในเรื่องที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การจัดหาเชื้อเพลิง การเชื่อมโยงระบบส่ง การเชื่อมต่อระบบเชื้อเพลิง เพื่อให้เกิดความมั่นคงของการจัดหาพลังงานไฟฟ้าภายในประเทศ
7. เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปอย่างรอบคอบ ถูกต้องตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ ดังนี้
7.1 องค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่างๆ เป็นอนุกรรมการ ดังนี้ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (2) สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (3) สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ (4) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (5) สำนักงานอัยการสูงสุด (6) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา โดยมีผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ
7.2 คณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว มีอำนาจหน้าที่ในการพิจารณาระเบียบ ขั้นตอน วิธีการ และอำนาจหน้าที่ของหน่วยงาน/องค์กร ตลอดจนประเด็นกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาและดำเนินงานเกี่ยวกับการย้าย สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ในกรณีที่ได้ข้อสรุปว่าสามารถพิจารณาให้ย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าได้ ให้คณะอนุกรรมการฯ จัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ เงื่อนไข ประกอบการเจรจากับคู่สัญญา คือ กฟผ. และบริษัทฯ เมื่อพิจารณาร่วมกันจนได้ขอยุติแล้ว ให้เสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอ กพช. อนุมัติ และแจ้งต่อจังหวัดเพื่อดำเนินการแจ้งผู้คัดค้านทราบต่อไป
ทั้งนี้ เห็นควรกำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการย้ายสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ในประเด็นดังต่อไปนี้ (1) ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการที่เสนอใหม่ต้องมีความเหมาะสม และเป็นธรรม (2) กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ให้สอดคล้องกับแผน PDP โดยคำนึงถึงระดับกำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ด้วย (3) ความพร้อมของระบบส่ง และการจัดหาเชื้อเพลิง (4) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชน ตลอดจนการยอมรับของชุมชน และ (5) ประเด็นเพิ่มเติมอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
1.รับทราบประเด็นปัญหาและผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ
2.เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อพิจารณาแนวการดำเนินการต่อไป โดยให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปประกอบการพิจารณาด้วย และนำเสนอ กพช. ภายใน 2 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้กำหนดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อไทยทุกคน เพื่อช่วยเหลือประชาชนจากราคาน้ำมันแพงตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 โดยมาตรการหนึ่งคือ การลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลและน้ำมันดีเซลตั้งแต่วันที่ 25 กรกฎาคม 2551 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2552
2. นายกรัฐมนตรีได้มีคำสั่งที่ 2/2551 ลงวันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการได้รับเงินชดเชยจากการขาดทุนใน น้ำมันที่คงเหลืออยู่ก่อนการปรับลดภาษีสรรพสามิต โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้เรียกเก็บเงินคืนแก่กองทุนน้ำมันฯ เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาตามมาตรการดังกล่าว
3. ตาม พ.ร.บ. ภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 มาตรา 101 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2534 ได้วางหลักการกรณีการลดหย่อนภาษี โดยไม่มีการคืนภาษี ทำให้ผู้ค้าน้ำมันที่มีน้ำมันพื้นฐานคงเหลือไม่สามารถขอคืนภาษีน้ำมันพื้น ฐานที่ชำระไว้ก่อนการลดภาษีได้ กองทุนน้ำมันฯ จึงต้องจ่ายชดเชยให้กับผลขาดทุนของการลดภาษีในวันที่ 25 กรกฎาคม 2551 ซึ่งเงินจำนวนนี้กองทุนน้ำมันฯ ไม่มีโอกาสได้รับคืนในตอนการปรับขึ้นภาษีเพราะกรมสรรพสามิตจะเรียกเก็บภาษี เพิ่มเติมอีกครั้งเมื่อนำน้ำมันพื้นฐานมาผสมเป็นน้ำมันสำเร็จรูปและจ่ายออก จากคลัง
4. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 อนุมัติให้กระทรวงการคลังตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐาน เมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน และให้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการดังกล่าว เพื่อพิจารณาวงเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริง
5. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน โดยมีองค์ประกอบได้แก่ ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือรองปลัดกระทรวงพลังงาน ที่ได้รับมอบหมาย เป็นประธาน และผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ กรมสรรพสามิต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง สำนักงบประมาณ สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เป็นคณะทำงาน ผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน เป็นคณะทำงานและเลขานุการ และผู้แทน สนพ. เป็นคณะทำงานและผู้ช่วยเลขานุการ โดยมีอำนาจหน้าที่พิจารณาการจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิต เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบายดัง กล่าว
6. คณะทำงานฯ ได้มีมติเห็นชอบจำนวนเงินชดเชยในส่วนของน้ำมันพื้นฐานจำนวน 2,166,005,381 บาท และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตรับไปประสานกับสำนักงบประมาณ เพื่อติดตามความคืบหน้าการขอตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยผลขาดทุนของกองทุนน้ำมันฯ ต่อมากรมสรรพสามิตได้มีหนังสือแจ้งว่าไม่ได้รับการจัดสรรงบประมาณรายจ่าย ประจำปี 2553 และหากมีความ ประสงค์จะขอตั้งงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2554 ให้ส่งพร้อมกับคำขอตั้งงบประมาณรายจ่ายประจำปี 2554 (ปกติ) ต่อไป
7. ปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ (ณ วันที่ 18 พฤศจิกายน 2552) มีเงินสดในบัญชี 31,001 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,489 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 20,512 ล้านบาท และมีเงินไหลเข้ากองทุนน้ำมันฯ 891 ล้านบาท/เดือน โดยที่ภาระเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐาน จำนวน 2,166.006 ล้านบาท มีความจำเป็นต้องใช้เพื่อสนองนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือนของรัฐบาล ในการบรรเทาความเดือดร้อนด้านราคาน้ำมันให้แก่ประชาชน ซึ่งฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในปัจจุบันสามารถแบกรับได้ และเพื่อมิให้เป็นภาระกับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2554 ของรัฐบาล จึงเห็นควรใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ แบกรับเงินชดเชยดังกล่าว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบกรับภาระเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐาน จำนวน 2,166.006 ล้านบาท
เรื่องที่ 7 การขอความร่วมมือในการดำเนินงานโครงการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดย (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 21(1) และ (2) ได้กำหนดให้อาคารที่มีขนาดและปริมาณการใช้พลังงานตามที่กำหนดในพระราช กฤษฎีกากำหนดอาคารควบคุม พ.ศ. 2538 (อาคารที่ได้รับอนุมัติให้ติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้าตัวเดียวหรือหลายตัวรวมกันมี ขนาดตั้งแต่ 1,175 กิโลโวลท์แอมแปร์ขึ้นไป) ต้องดำเนินการอนุรักษ์พลังงานตามที่กฎหมายกำหนด โดยมีอาคารส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ จำนวน 800 แห่ง ที่เข้าข่ายเป็นอาคารควบคุมจะต้องดำเนินการอนุรักษ์พลังงานใน 2 กิจกรรมหลัก ดังนี้
1.1 จัดให้มีผู้รับผิดชอบด้านพลังงานประจำอาคารควบคุมแต่ละแห่งตามคุณสมบัติและ จำนวนที่กำหนดในกฎกระทรวงว่าด้วยการกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่ และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน
1.2 ดำเนินการจัดการพลังงานตามมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานตามที่กำหนดในกฎกระทรวงว่าด้วยการกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม
2. กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้จัดทำโครงการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมภาครัฐ ดังนี้
2.1 โครงการส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ ดำเนินการโดย พพ. เพื่อจัดส่งทีมงานผู้เชี่ยวชาญเข้าไปให้คำปรึกษาและแนะนำวิธีการอนุรักษ์ พลังงานแก่อาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจในสังกัดของกระทรวงต่างๆ 20 กระทรวง รวมจำนวนอาคารควบคุมทั้งหมดประมาณ 800 แห่ง ให้สามารถดำเนินการอนุรักษ์พลังงานตามกฎหมายได้อย่างครบถ้วนและถูกต้องทั้ง 2 กิจกรรมหลัก
2.2 โครงการส่งเสริมการใช้หลอดประหยัดพลังงาน ดำเนินการโดย กฟผ. เพื่อส่งเสริมการใช้อุปกรณ์แสงสว่างประสิทธิภาพสูง และสร้างความต้องการใช้หลอดประหยัดพลังงาน ให้ขยายตัวเพิ่มมากขึ้นทั้งในภาครัฐและภาคเอกชน โดย กฟผ. จะดำเนินการเปลี่ยนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T5 แทนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T8 ที่มีอยู่เดิมในอาคารสำนักงานปลัดกระทรวงทุกแห่ง โดยไม่เสียค่าใช้จ่าย
3. เพื่อให้การดำเนินงานของโครงการส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ และโครงการส่งเสริมการใช้หลอดประหยัดพลังงานบรรลุผลสำเร็จตามเป้าหมายและ วัตถุประสงค์ กระทรวงพลังงานได้เสนอให้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือระหว่างปลัด กระทรวงพลังงานกับปลัดกระทรวงต่างๆ 20 กระทรวง (รวมทั้งหัวหน้าหน่วยงานอิสระ) ในโครงการฯ "20 กระทรวงรวมใจ ลดใช้พลังงาน" โดยสาระสำคัญในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ เป็นการแสดงเจตนารมณ์ร่วมกันของทุกกระทรวงในการให้การสนับสนุนและผลักดันให้ อาคารควบคุมทุกแห่งที่อยู่ภายใต้สังกัดในส่วนกลางและส่วนภูมิภาคให้ความร่วม มือในการดำเนินโครงการฯ ร่วมกับ พพ. รวมถึงความร่วมมือในการติดต่อประสานงานกับอาคารควบคุมที่เข้าร่วมโครงการฯ เพื่อตั้งเป้าหมายและดำเนินการให้เกิดผลการประหยัดพลังงานอย่างเป็นรูปธรรม และการขอความร่วมมือจากสำนักงานปลัดกระทรวงต่างๆ ในการจัดเตรียมข้อมูล และอำนวยความสะดวกให้แก่ กฟผ. ในการสำรวจข้อมูล และการเปลี่ยนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T8 เป็นหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T5
4. กระทรวงพลังงาน โดย พพ. ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ดังนี้
4.1 ให้ปลัดกระทรวงเป็นผู้แทนของแต่ละกระทรวง (รวมทั้งหัวหน้าหน่วยงานอิสระ) ลงนามกับปลัดกระทรวงพลังงานในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือในการดำเนินโครงการ ส่งเสริมและกำกับดูแลอาคารควบคุมภาครัฐ และโครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่เบอร์ 5
4.2 ให้ปลัดกระทรวงทุกกระทรวง รวมทั้งหัวหน้าหน่วยงานอิสระ แจ้งให้หัวหน้าหน่วยงานอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจภายใต้สังกัดทุก แห่งดำเนินการตามที่กฎหมายกำหนด
4.3 ให้ผู้บริหารของอาคารสำนักงานปลัดกระทรวงทุกแห่งที่เข้าร่วมโครงการส่งเสริม การใช้หลอดประหยัดพลังงานให้ความร่วมมือและสนับสนุนการดำเนินโครงการฯ ร่วมกับ กฟผ. ในการจัดเตรียมข้อมูล และอำนวยความสะดวกในการสำรวจข้อมูล และการเปลี่ยนหลอดประสิทธิภาพสูงแทนหลอดเดิม (เช่น หลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T5 แทนหลอดฟลูออเรสเซนต์ รุ่น T8) ให้สำเร็จตามเป้าหมายและวัตถุประสงค์ของโครงการฯ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามแนวทางในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจตามการพิจารณาของที่ประชุมข้อ 1 ถึง 3
2.มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อสั่งการให้ทุกกระทรวงดำเนินการตาม แนวทางในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ตามมติของที่ประชุมข้อ 1
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส
กันยายน 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 67.64 และ 69.41 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 3.70 และ 1.64 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากกระทรวงการคลังของญี่ปุ่นรายงานยอดนำเข้าน้ำมันดิบเดือนสิงหาคม 2552 ลดลง ร้อยละ 12.4 อีกทั้งบริษัท Idemitsu Kosan (640,000 บาร์เรล/วัน) มีแผนนำน้ำมันดิบเข้ากลั่นในไตรมาส 4 ปีนี้ที่ระดับปริมาณ 479,000 บาร์เรล/วัน ลดลงร้อยละ 5 จากช่วงเดียวกันปีก่อนหน้าเนื่องจากอุปสงค์น้ำมันสำเร็จรูปในประเทศอ่อนตัว จากภาวะเศรษฐกิจ ขณะที่เดือนตุลาคม 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.15 และ 75.73 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.51 และ 6.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากโรงกลั่นหลายแห่งในสหรัฐฯ กลับมาดำเนินการผลิต ภายหลังเสร็จสิ้นจากการปิดซ่อมบำรุง และ Abu Dhabi National Oil Company ของสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ลดปริมาณส่งมอบน้ำมันดิบให้กับลูกค้าในเดือนธันวาคม 2552 อยู่ที่ร้อยละ 15 จากปริมาณในสัญญา รวมทั้งอัตราการเติบโตของเศรษฐกิจจีนในไตรมาสที่ 3 ปี 2552 อยู่ที่ร้อยละ 8.9 ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 18 พฤศจิกายน 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.78 และ 78.70 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.62 และ 2.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จาก Dow Jones Newires คาดการณ์โรงกลั่นขนาดใหญ่ของจีนจำนวน 17 แห่ง จะเพิ่มอัตราการกลั่นมาอยู่ที่ระดับร้อยละ 88.5 คิดเป็นปริมาณน้ำมันดิบเข้ากลั่น 3.702 ล้านบาร์เรล/วัน ขณะที่ประธานโอเปกกล่าวมีแนวโน้มที่จะไม่เพิ่มกำลังการผลิตในการประชุมใน เดือนธันวาคม 2552 เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันดิบทั่วโลกอยู่ในระดับสูง
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
กันยายน 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 75.63 , 73.84 และ 74.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 6.47 , 6.29 และ 4.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและอุปสงค์น้ำมันเบนซินในสหรัฐฯ ยุโรปและเอเซียชะลอตัวเนื่องจากสิ้นสุดฤดูท่องเที่ยว ประกอบกับอุปทานจากประเทศจีนและอินเดียเป็นปัจจัยกดดันตลาด โดยเฉพาะจากจีนที่ลดราคาขายปลีกในประเทศลงทำให้เพิ่มแรงจูงใจในการส่งออก เดือนตุลาคม 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.71 , 76.05 และ 79.64 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 2.08, 2.21 และ 4.99 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และ Arbitrage ส่งออกน้ำมันเบนซินจากเกาหลีไปสหรัฐฯ เปิด ขณะที่ Nippon Oil Corp. ของญี่ปุ่นขยายเวลาปิดหน่วยกลั่นน้ำมันดิบไปอีก 5 เดือน เนื่องจากอุปสงค์ภายในประเทศเบาบางนอกจากนี้อิหร่านเริ่มนำเข้าน้ำมันดีเซล ในระดับสูงขึ้นเพื่อเพิ่มปริมาณสำรองในช่วงก่อนเข้าฤดูหนาว ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 18 พฤศจิกายน 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 81.94 , 79.86 และ 84.29 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.23, 3.81 และ 4.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจาก EIA รายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินเชิงพาณิชย์ของสหรัฐฯ ลดลง อยู่ที่ 209.1 MMB และรอยเตอร์รายงานผู้ค้าน้ำมันมีแผนนำน้ำมันดีเซลจากเอเชีย เพื่อเก็บสำรองในคลังลอยน้ำที่ยุโรป
3. ราคาขายปลีก
กันยายน 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 40.30 , 34.70 , 31.10 , 28.80 , 21.92 , 30.30 , 26.83 และ 25.40 บาท/ลิตร โดยที่ เบนซิน 95 , 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10 ,E20 , แก๊สโซฮอล 91 ปรับตัวลดลง จากเดือนก่อน ที่ระดับ 1.40 , แก๊สโซฮอล 95 E85 ลดลง 0.80 บาท/ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็วและดีเซล หมุนเร็ว B5 ลดลง 0.86 และ 1.90 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับเดือนตุลาคม 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 39.72 , 34.12 , 30.52 , 28.22 , 18.72 , 29.72 , 26.70 และ 25.30 บาท/ลิตร โดยที่ เบนซิน 95 , 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10 ,E20 , แก๊สโซฮอล 91 ปรับตัวลดลง ที่ระดับ 0.58 , แก๊สโซฮอล 95 E85 ลดลง 3.20 บาท/ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ลดลง 0.13 และ 0.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนในช่วงวันที่ 1 - 19 พฤศจิกายน 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 40.94 , 35.34 , 31.74 , 29.44 , 18.72 , 30.94 , 28.19 และ 26.79 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน ที่ระดับ 1.22 , 1.22 , 1.22 , 1.22 , 0.00 , 1.22 , 1.49 และ 1.49 บาท/ลิตร
4. สถานการณ์ LPG เดือนพฤศจิกายน 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 77 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 660 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและอุปทานในภูมิภาคลดลงส่งผลให้ปริมาณส่งออกในตลาดจรน้อยลง รัฐได้กำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ไว้ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ทั้งนี้มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่วันที่ 26 เมษายน - 13 พฤศจิกายน 2552 รวมทั้งสิ้น 1,009,989 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 12,334 ล้านบาท ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลจำนวน 17 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 12 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.73 ล้านลิตร/วัน มีปริมาณ การผลิตจริง 1.04 ล้านลิตร/วัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนพฤศจิกายน 2552 อยู่ที่ 24.97 บาท/ลิตร
6. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 13 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 4.45 ล้านลิตร/วัน ในขณะที่ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เดือนตุลาคม 2552 อยู่ที่ 20.70 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการรวม 3,571 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคม 2552 อยู่ที่ 25.45 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 พฤศจิกายน 2552 มีเงินสดในบัญชี 31,001 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,489 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 10,180 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 309 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 20,512 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 การทบทวนแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. ครม. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2551 ได้เห็นชอบการเร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายให้ภายใน 4 ปี จำนวนรถที่ใช้ NGV จะเพิ่มเป็น 240,000 คัน รถบรรทุกโดยสาร 88,000 คัน และจำนวนสถานีบริการเพิ่มเป็น 725 แห่ง ทั่วประเทศ
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่ได้เพิ่มสูงขึ้นอย่างรวดเร็วในช่วงครึ่งปีแรกของ ปี 2551 คณะกรรมการติดตามการดำเนินการขยายบริการและส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถ ยนต์ (NGV) ได้จัดทำแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV Roadmap) เพื่อเร่งรัดให้มีการขยายบริการและการใช้ NGV เพื่อทดแทนการใช้น้ำมัน โดยกำหนดให้มีปริมาณการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมันในภาคขนส่งร้อยละ 10 ในปี 2552 ร้อยละ 13 ในปี 2553 ร้อยละ 16 ในปี 2554 และร้อยละ 20 ในปี 2555
3. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้รับทราบการปรับปรุงแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) (พ.ศ. 2551-2555) ให้มีความสอดคล้องกับความต้องการที่เปลี่ยนแปลงไปโดยให้มีการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมันทั้งเบนซินและดีเซลในปี 2552 ร้อยละ 8 จากแผนเดิมร้อยละ 10 และเพิ่มเป็นร้อยละ 13 ในปี 2555 จากแผนเดิมที่กำหนดไว้ที่ร้อยละ 20 ในปี 2555
4. สำหรับความก้าวหน้าการขยายบริการและการใช้ NGV ในช่วงปี 2551 จนถึงเดือนพฤศจิกายน 2552 ปริมาณการจำหน่าย NGV เพิ่มขึ้นจาก 1,146 ตันต่อวัน ในเดือนมกราคม 2551 เป็น 3,972 ตันต่อวัน ณ เดือนพฤศจิกายน 2552 จำนวนรถ NGV เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ที่ 60,415 คัน เป็น 157,917 คัน ณ เดือนพฤศจิกายน 2552 จำนวนสถานีบริการ NGV เพิ่มขึ้นจาก 169 สถานีในเดือนมกราคม 2551 เป็น 357 สถานี ครอบคลุม 49 จังหวัด และจำนวนรถขนส่งก๊าซ NGV เพิ่มขึ้นจาก 312 คัน ณ สิ้นปี 2550 เป็น 1,120 คัน ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2552
5. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบที่ได้ปรับตัวสูงขึ้นจากไตรมาสแรกของปี 2552 ทำให้มีความจำเป็นต้องมีการทบทวนแผนฯ ดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์และสามารถรองรับกับปริมาณรถที่จะหันมา ใช้ NGV มากขึ้น นอกจากนี้ ครม. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2552 ที่ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวน 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV จึงมีความจำเป็นที่จะต้องมีการทบทวนแผนฯ โดยคำนึงถึงปริมาณรถแท็กซี่ที่จะมาใช้ NGV เพิ่มขึ้น
6. คณะกรรมการติดตามการดำเนินการขยายบริการและส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถ ยนต์ (NGV) ได้ทำการปรับเป้าหมายการส่งเสริมการใช้ NGV ใหม่เพื่อปรับปรุงให้แผนการขยายโครงข่ายการให้บริการมีความสอดคล้องกับความ ต้องการที่เปลี่ยนแปลงไป โดยใช้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2553 ที่ 72 เหรียญต่อบาร์เรล จากแผนเดิมที่ใช้สมมติฐานราคาน้ำมันดิบดูไบในปี 2553 ที่ 55 เหรียญต่อบาร์เรล ซึ่ง แผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV Roadmap) ใหม่ สามารถสรุปได้ดังตารางต่อไปนี้
| ปี 52 | ปี 53 | ปี 54 | ปี 55 | ปี 56 | ปี 57 | |
| จำนวนรถ NGV สะสม (คัน) | 162,200 | 212,310 | 236,360 | 257,250 | 275,950 | 291,540 |
| Volume การใช้ NGV เฉลี่ยต่อปี (Ton/day) | 3,640 | 5,310 | 6,560 | 7,560 | 8,230 | 8,815 |
| Volume การใช้ NGV เฉลี่ยต่อปี (MMCFD) | 131 | 191 | 236 | 272 | 296 | 317 |
| ปริมาณทดแทนน้ำมันในภาคขนส่ง ณ สิ้นปี | 7% | 10.5% | 12.7% | 13.7% | 14.2% | 14.6% |
7. เพื่อให้สามารถรองรับกับปริมาณการใช้ก๊าซ NGV ที่จะเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มีการจัดทำแผนการขยายสถานีบริการสำหรับปี 2552-2557 ดังนี้
| สถานีจำหน่าย | 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | 2556 | 2557 |
| กรุงเทพฯ และปริมณฑล | 190 | 218 | 240 | 245 | 250 | 255 |
| ภาคตะวันออก | 57 | 63 | 75 | 75 | 75 | 75 |
| ภาคกลาง | 71 | 83 | 88 | 90 | 93 | 95 |
| ภาคเหนือ | 23 | 28 | 30 | 31 | 33 | 35 |
| ภาคตะวันออเฉียงเหนือ | 27 | 32 | 36 | 40 | 45 | 50 |
| ภาคใต้ | 14 | 16 | 20 | 25 | 27 | 30 |
| รวมสถานีจำหน่าย1 | 382 | 440 | 489 | 506 | 523 | 540 |
| สถานีแม่ | 17 | 20 | 23 | 24 | 25 | 26 |
| รวมทั้งหมด | 399 | 460 | 512 | 530 | 548 | 566 |
8. ในส่วนของแผนการจัดหารถขนส่งก๊าซ NGV นั้น ได้มีการวางแผนที่จะเพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซ NGV เพื่อรองรับกับสถานีบริการที่เพิ่มขึ้น รวมถึงป้องกันปัญหาก๊าซ NGV ขาด ซึ่งในแผนใหม่นี้จะมีรถขนส่งก๊าซ NGV ซึ่งเป็นของเอกชน (Third Party Logistic: TPL) ด้วย โดยจะเข้ามาในปี 2553 เป็นจำนวน 150 คัน สำหรับแผนการจัดหารถขนส่งก๊าซ NGV ใหม่ นั้นสรุปได้ตามตารางต่อไปนี้
| 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | 2556 | 2557 | |
| กรุงเทพฯ และปริมณฑล | 672 | 855 | 905 | 944 | 974 | 994 |
| ภาคตะวันออก | 75 | 105 | 110 | 149 | 179 | 200 |
| ภาคกลาง | 275 | 328 | 332 | 371 | 401 | 423 |
| ภาคเหนือ | 102 | 145 | 150 | 189 | 219 | 241 |
| ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ | 81 | 107 | 113 | 152 | 190 | 214 |
| ภาคใต้ | 45 | 65 | 70 | 109 | 139 | 163 |
| รวม | 1,250 | 1,605 | 1,680 | 1,914 | 2,102 | 2,235 |
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การขอความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานในอาคารที่มีการขออนุญาตออกแบบก่อสร้างใหม่
1. กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ประกาศใช้กฎกระทรวง กำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ซึ่งออกตามความในมาตรา 19 แห่ง พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และความตามมาตรา 20 ได้กำหนดให้คณะกรรมการควบคุมอาคาร ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคารพิจารณาให้ความเห็นชอบที่จะนำมาใช้บังคับการ ควบคุมอาคารตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร และหากคณะกรรมการฯ พิจารณาเห็นชอบให้ถือว่ากฎกระทรวงฯ ดังกล่าว มีผลเสมือนเป็นกฎกระทรวงฯ ที่ออกตามมาตรา 8 แห่ง พระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
2. เหตุผลในการประกาศใช้กฎกระทรวงฯ ดังกล่าว เนื่องจากอาคารเก่าที่ติดตั้งใช้งานแล้วไม่ได้ มีการออกแบบที่คำนึงถึงการประหยัดตั้งแต่ต้น ทำให้มีการใช้พลังงานอย่างสูญเสียและไม่มีประสิทธิภาพและการปรับปรุงอาคาร ที่ใช้งานอยู่มีความยุ่งยาก และในบางกรณีไม่คุ้มค่ากับการลงทุน พน. จึงได้ประกาศใช้กฎกระทรวงฯ ดังกล่าว โดยกำหนดให้อาคารที่จะขออนุญาตก่อสร้างใหม่ หรืออาคารเดิมที่ใช้งานอยู่ ที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป จะต้องออกแบบให้เป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวงฯ โดยกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ลงวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 20 มิถุนายน 2552 เป็นต้นไป
3. พน. โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้มีหนังสือที่ พน. 0504/10056 ลงวันที่ 26 พ.ค. 2552 แจ้งให้กรมโยธาธิการและผังเมือง (ยผ.) นำกฎกระทรวงฯ ดังกล่าวเสนอคณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อให้มีผลบังคับ ใช้ตามมาตรา 8 ของพระราชบัญญัติควบคุมอาคารต่อไป
4. เพื่อให้กฎหมายมีผลบังคับใช้และให้เกิดผลในทางปฏิบัติในการพิจารณาให้การ อนุญาตก่อสร้างให้เป็นไปตามกฎหมาย จำเป็นต้องได้รับความร่วมมือจากกระทรวงมหาดไทย (มท.) โดยการสนับสนุนให้คณะกรรมการควบคุมอาคารให้ความเห็นชอบกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว รวมทั้ง การแจ้งประสานให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องภายใต้ มท. โดยเฉพาะหน่วยงานท้องถิ่น ที่มีอำนาจหน้าที่ให้การอนุญาตในการก่อสร้าง ทราบและปฏิบัติ ซึ่งกรอบแนวทางการดำเนินงานในส่วนของ พน. และแนวทางการขอความร่วมมือจาก มท. มีรายละเอียด ดังนี้
4.1 กรอบกิจกรรมของกระทรวงพลังงานดำเนินการโดย พพ.
(1) ประชาสัมพันธ์ เผยแพร่ข้อมูลข่าวสารให้ผู้ประกอบการและประชาชนทั่วไปได้รับทราบถึงการ ประกาศใช้กฎหมายผลประหยัดที่จะได้รับจากการออกแบบอาคารให้เป็นไปตามมาตรฐาน
(2) จัดทำคู่มือเอกสารวิชาการในการออกแบบให้เป็นไปตามข้อกำหนดในกฎกระทรวงฯ รวมทั้งแบบฟอร์มในการยื่นขออนุญาต และคู่มือวิธีการตรวจสอบของเจ้าหน้าที่
(3) จัดให้มีการฝึกอบรม ให้ความรู้และวิธีการในการออกแบบและตรวจสอบแบบที่จะขออนุญาตให้เป็นไปตามกฎ กระทรวง ให้แก่พนักงานเจ้าหน้าที่ของรัฐ และพนักงานท้องถิ่นรวมทั้ง สถาปนิก วิศวกร และผู้เกี่ยวข้องกับการออกแบบอาคาร
4.2 การขอความร่วมมือจากกระทรวงมหาดไทย และหน่วยงานท้องถิ่น
(1) ขอความร่วมมือให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาให้ความเห็นชอบกฎกระทรวง กำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 เพื่อให้กฎกระทรวงฯ มีผลบังคับใช้ตามมาตรา 8 ของพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 ต่อไป
(2) ขอความร่วมมือจาก มท. ในการแจ้งให้หน่วยงานภายใต้ มท. ที่เกี่ยวข้องทั้ง ยผ. และหน่วยงานท้องถิ่นต่างๆ ให้ความร่วมมือกับ พพ. ในการดำเนินการในทางปฏิบัติเพื่อให้เกิดการบังคับใช้กฎหมาย ซึ่งจะมีผลต่อการประหยัดพลังงาน ในแต่ละท้องถิ่นและเกิดการประหยัดโดยรวมของประเทศต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 การเตรียมท่าทีของไทยเพื่อการเข้าร่วมประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ
1. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (นายกษิต ภิรมย์) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่านายกรัฐมนตรีและคณะผู้แทนไทย จะเข้าร่วมประชุมว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Climate Change Conference) ซึ่งจัดขึ้นระหว่างวันที่ 6 - 18 ธันวาคม 2552 ณ กรุงโคเปนเฮเกน ราชอาณาจักรเดนมาร์ค โดยได้ขอให้กระทรวงพลังงานจัดเตรียมข้อมูล 2 เรื่อง ประกอบด้วย (1) การดำเนินการมาตรการประหยัดพลังงาน และ (2) แผนดำเนินการจัดหาพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียน และขอให้กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี จัดเตรียมข้อมูลด้านการวิจัยการประหยัดพลังงาน ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้รับไปดำเนินการในการจัดเตรียมข้อมูลเรื่อง มาตรการประหยัดพลังงานที่ได้ดำเนินการไปแล้วพร้อมตัวเลขที่ประหยัดได้ และแผนการจัดหาพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียน
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเรื่องปัญหาการดำเนินโครงการลดก๊าซเรือนกระจก (โครงการ CDM) ของประเทศไทย ว่าปัจจุบันประเทศไทยมีโครงการ CDM ที่ได้รับหนังสือรับรองโครงการ (Letter of Approval) แล้ว จำนวน 97 โครงการ และมีโครงการที่ได้รับการขึ้นทะเบียน (Registration) กับ Executive Board แล้ว จำนวน 18 โครงการ แต่มีเพียง 2 โครงการที่ขายปริมาณก๊าซเรือนกระจก (Carbon Credit) ได้แล้ว สาเหตุเนื่องจากขณะนี้ทั่วโลกมีหน่วยงาน DOE (Designated Operational Entities) ซึ่งเป็นหน่วยงานกลางที่ผู้ดำเนินโครงการต้องว่าจ้างให้ดำเนินการตรวจสอบและ ยืนยันการการลดก๊าซเรือนกระจก เพียง 27 หน่วยงาน ดังนั้น เพื่อให้โครงการ CDM ดำเนินการได้รวดเร็วและมีประสิทธิภาพมากขึ้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจะหารือกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากร ธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ในการพัฒนา DOE ของประเทศไทยต่อไป
เรื่องที่ 12 ความก้าวหน้าแผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จากประเทศกาตาร์
นายกรัฐมนตรี ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบเรื่องการเดินทางไปเยือนประเทศการ์ตา (State of Qatar) อย่างเป็นทางการ ระหว่างวันที่ 24 - 25 พฤศจิกายน 2552 เพื่อหารือในภาพรวมของความร่วมมือระหว่างประเทศไทยและการ์ตา และนายกรัฐมนตรีแจ้งว่ารัฐบาลการ์ตา ได้สอบถามความก้าวหน้าของแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของประเทศไทย ซึ่ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีการลงนามในข้อตกลงเบื้องต้น (Heads of Agreement : HOA) เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2551 รวมทั้ง ได้สอบถามเรื่องการกำหนดราคา LNG รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงดังนี้
1. สูตรราคา LNG ที่ ปตท. เจรจากับบริษัทการ์ตาแก๊ส กำหนดเป็น 16%*JCC (Japanese Crude Cocktail) + 0.755 เหรียญสหรัฐฯ (ค่าขนส่ง) ต่อล้านบีทียู ซึ่งในปี 2551 เป็นระดับราคาที่เหมาะสม เนื่องจากที่ผ่านมา ตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ขาย แต่ปัจจุบันตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ซื้อราคา LNG ตามสูตรดังกล่าวสูงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 6 - 7 เหรียญสหรัฐฯ/ล้านบีทียู ในส่วนของความก้าวหน้าการนำเข้า LNG จากประเทศการ์ตา ปตท. ได้ต่ออายุ HOA อีกหนึ่งปี ถึง 31 ธันวาคม 2553 ซึ่ง HOA เดิมจะหมดอายุในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 นอกจากนี้กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับ แผน PDP ฉบับใหม่ ซึ่งได้ทบทวนแผนการนำเข้า LNG จากประเทศการ์ตา เพื่อพิจารณาปริมาณการจัดหาให้เหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ เพื่อป้องกันปัญหา Take or Pay
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงเพิ่มเติมว่าในช่วงปี 2551 - 2552 ความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ชะลอตัวลง ส่งผลให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติลดลงด้วย จึงต้องมีการปรับปรุงข้อมูลการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกัน โดยในการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะมาจากแหล่งในอ่าวไทย JDA การนำเข้าจากพม่า (M9) และการนำเข้า LNG จากประเทศการ์ตาในช่วงปี 2554 - 2555 ซึ่งจะทำให้มีปริมาณเกินความต้องการได้ ทั้งนี้คาดว่าจะมีการนำเข้า LNG ในเบื้องต้น ปริมาณไม่เกิน 1 ล้านตัน/ปี อย่างไรก็ตาม บริษัท ปตท.สผ. ได้ลงทุนพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติในทะเลในต่างประเทศโดยใช้เทคโนโลยี Floating LNG (FLNG) ซึ่งจะสามารถขนส่งทางเรือมายังประเทศไทยได้ และในส่วนของราคาคาดว่า LNG จาก Floating LNG Plant ของ ปตท.สผ. จะสามารถแข่งขันกับราคานำเข้า LNG ในตลาดโลกได้ ซึ่งการดำเนินธุรกิจ FLNG ของ ปตท.สผ. นอกจากจะสร้างความมั่นคงด้านพลังงานแล้ว ยังเป็นการนำเงินกลับเข้าประเทศอีกด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 127 - วันจันทร์ที่ 24 สิงหาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2552 (ครั้งที่ 127)
วันจันทร์ที่ 24 สิงหาคม พ.ศ. 2552 เวลา 09.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
2.โครงการท่อส่งน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ของมาเลเซียมายังจังหวัดสงขลา
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ
5.นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
7.รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
8.การศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
9.ความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
10.ความคืบหน้าการดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) รองประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 อนุมัติมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคการขนส่งในช่วงปี 2546 - 2551 โดยในเรื่องของการกำหนดราคาจำหน่าย NGV ได้กำหนดเงื่อนไขไว้ว่าตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป ราคา NGV = 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91ทั้งนี้ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาท/กิโลกรัม ไม่ว่าราคาน้ำมันจะมีการปรับเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV และต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 มีมติให้ทบทวนหลักเกณฑ์เดิม โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา NGV ใหม่ ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์ดังกล่าว เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 โดยโครงสร้างราคาขายปลีก NGV สรุปได้ดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
3. ปัจจุบัน โครงสร้างราคา NGV กำกับดูแลโดย กพช. ขณะที่เชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ชนิดอื่นๆ เช่น น้ำมันเบนซิน หรือน้ำมันดีเซล มีคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้กำกับดูแล ดังนั้น เพื่อให้เกิดความเป็นเอกภาพในการกำกับดูแลราคาเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งและ ให้เกิดการแข่งขันทางด้านราคาอย่างเป็นธรรม สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าการกำกับ ดูแลราคาก๊าซ NGV ควรอยู่ภายใต้กรอบการกำกับดูแลของ กบง. เช่นเดียวกันกับเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ จึงได้ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV และเห็นควรให้มีการทบทวนโครงสร้างราคา NGV เพื่อให้การกำกับดูแลมีประสิทธิภาพ โดยมีประเด็นเสนอเพื่อพิจารณาดังนี้
3.1 การทบทวนสูตรราคาขายปลีก NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการตามที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ซึ่ง สนพ. เสนอให้มีการทบทวน ดังนี้
(1) ให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ มีสูตรดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc
โดย สูตรต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาตินี้ถูกกำกับดูแลโดย กพช. เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า
(2) สำหรับในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการ ซึ่งประกอบด้วยต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนสถานีลูก ค่าขนส่ง และค่าการตลาดให้ไปอยู่ในการกำกับดูแลของ กบง. ซึ่งจะเป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV ต่อไป
3.2 เพื่อให้ กบง. มีอำนาจในการกำกับดูแล NGV จึงต้องมีการปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV นั้นถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบเดียวกันกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิด อื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการปรับสูตรการคำนวณและแนวทางการกำกับดูแลราคา NGV ดังนี้
1.1 การทบทวนสูตรราคาขายปลีก NGV ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการตามที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 เป็น ดังนี้
(1) ให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ มีสูตรดังนี้
P = [(WHPool 2) * (1+0.0175)] + TdZone 1+3 + Tc
โดย สูตรต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาตินี้ถูกกำกับดูแลโดย กพช. เช่นเดียวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงไฟฟ้า
(2) สำหรับในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการ ซึ่งประกอบด้วย ต้นทุนสถานีแม่ ต้นทุนสถานีลูก ค่าขนส่ง และค่าการตลาดให้ไปอยู่ในการกำกับดูแลของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. จะเป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV ต่อไป
1.2 เพื่อให้ กบง. มีอำนาจในการกำกับดูแล NGV จึงให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV ถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบเดียวกันกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ
2. เห็นชอบให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ตามข้อ 1.2 โดยให้ กบง. เป็นผู้พิจารณา ก่อนนำเสนอนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาลงนามต่อไป
เรื่องที่ 2 โครงการท่อส่งน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ของมาเลเซียมายังจังหวัดสงขลา
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงการต่างประเทศได้มีหนังสือแจ้งต่อกระทรวงพลังงานในช่วงปี 2551 - 2552 จำนวน 3 ครั้ง สรุปได้ว่ารัฐบาลมาเลเซียขอรับการสนับสนุนจากรัฐบาลไทยเกี่ยวกับการดำเนิน การร่วมลงทุนเพื่อสร้างท่อน้ำมันระหว่างรัฐเกดะห์ - จังหวัดสงขลา (Marine Terminal Pipeline : MTP) ระหว่างบริษัท SKS Corporation Sdn Bhd (SKS) ของมาเลเซีย กับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และขอให้รัฐบาลไทยอนุมัติการใช้พื้นที่ (right of way) สำหรับวางท่อน้ำมันจากบริเวณชายแดน อำเภอสะเดา-อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลาขนานกับท่อส่งก๊าซไทย - มาเลเซีย ที่มีในปัจจุบัน
2. โครงการท่อส่งน้ำมันดังกล่าวในฝั่งมาเลเซียประกอบด้วย ท่ารับน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และท่อส่งน้ำมัน ซึ่งอยู่ระ หว่างออกแบบวิศวกรรม ขณะที่โครงการในฝั่งไทย ประกอบด้วย ท่อส่งน้ำมัน และ Export Terminal เพื่อใช้ในการส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปซึ่งกำหนดตั้งอยู่ที่ จังหวัดสงขลา ได้ศึกษาความเป็นไปได้เบื้องต้นแล้วเสร็จ แต่เนื่องจากสถานการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบัน ปตท. จึงขอชะลอการเข้าร่วมศึกษาในขั้น Basic Engineering Design (BED) ซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูงถึง 10 ล้านเหรียญฯ ทั้งนี้การดำเนินความร่วมมือจะต้องศึกษา BED และดำเนินการตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยพุทธศักราช 2550 ใน 2 มาตรา คือ มาตรา 190 และมาตรา 67 ให้ได้ข้อยุติก่อนกำหนดท่าทีเพื่อเจรจากับรัฐบาลมาเลเซียต่อไป
3. ต่อมาในระหว่างการเยือนมาเลเซียอย่างเป็นทางการของนายกรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2552 นายกรัฐมนตรีมาเลเซียได้ขอให้รัฐบาลไทยพิจารณาสนับสนุนและสานต่อการดำเนิน การ ซึ่งนายกรัฐมนตรี ได้แจ้งต่อฝ่ายมาเลเซียว่าจะมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำเสนอต่อที่ ประชุม กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4. สรุปสาระสำคัญโครงการ ดังนี้
4.1 SKS เป็นบริษัทในเครือของ Albukhary Group ประเทศมาเลเซีย สำหรับพื้นที่การก่อสร้าง โรงกลั่นตั้งอยู่ที่ Kota Perdana, รัฐเกดะห์ (ตอนเหนือของมาเลเซีย ติดกับประเทศไทย) ซึ่ง SKS ได้จัดทำ Conceptual Study ในส่วนของ Jerlun Import/Export Marine Facility เพื่อการนำเข้าน้ำมันดิบทางฝั่งอันดามัน รวมไปถึง Facilities ต่างๆ เพื่อสนับสนุนโรงกลั่น และได้ขยายผลการศึกษาสำหรับทางเลือกในการส่งออกไปยังฝั่งทะเลจีนใต้ โดยพิจารณา Export Terminal ที่จังหวัดสงขลา เพื่อส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปให้กับประเทศทางแถบ Far East ได้แก่ ประเทศจีน, ญี่ปุ่น, เกาหลี และไต้หวัน โดยการสร้างท่อน้ำมันเชื่อมต่อผ่านแนว Right of Way ของท่อก๊าซฯ TransThai- Malaysia (TTM) เนื่องจากเป็นเส้นทางที่เหมาะสมที่สุดในเชิงต้นทุนและเวลาในการดำเนินการ ทั้งนี้ ปตท.ได้ลงนาม MOU เข้าร่วมศึกษาโครงการเบื้องต้น
4.2 โครงการ Import/Export Terminal ตั้งอยู่ที่ Kuala Jerlun ประเทศมาเลเซียและโรงกลั่นเกดะห์ ตั้งอยู่ที่เมือง Kota Perdana ทางเหนือมาเลเซีย ห่างจากชายฝั่ง 50 กิโลเมตร มีกำลังผลิตขั้นต้นที่ 250 พันบาร์เรลต่อวัน (KBD) และสามารถขยายกำลังการผลิตในระยะที่ 2 ได้อีก 250 KBD โดย SKS ได้มีข้อตกลงกับ National Iranian Oil Refining - Distribution Company (NIORDC) ในการขายน้ำมันดิบให้แก่โรงกลั่น โดยที่ NIORDC จะถือหุ้นในโรงกลั่นร้อยละ 30 ส่วนที่เหลือจะเป็นสัดส่วนของ SKS ซึ่งเปิดโอกาสให้ ปตท. เข้าถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 - 15
4.3 โครงการในฝั่งไทย โครงการท่อส่งน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จ รูปและ Export Terminal เพื่อใช้ในการส่งออกน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป โดยระบบท่อจะเชื่อมจาก Jurlun ประเทศมาเลเซียไปถึงสงขลาระยะทาง 150 กิโลเมตร มีกำลังการส่งน้ำมันดิบเบื้องต้น 1,000 KBD พร้อมคลังสำรองน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปและท่าส่งออกตั้งอยู่ที่สงขลา โดยจะวางท่อน้ำมันเชื่อมต่อผ่านแนว Right of Way ของท่อก๊าซฯ TTM สัดส่วนการถือหุ้นในโครงการ MTP, SKS เปิดโอกาสให้ ปตท.ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 50 กำลังการส่งน้ำมันสำเร็จรูปเบื้องต้นอีก 500 KBD รวมกำลังส่ง 1,500 KBD และมีโอกาสขยายไปถึง 2,100 KBD
5. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการร่วมโครงการ คือ เป็นการส่งเสริมความร่วมมือทางเศรษฐกิจของทั้งสองประเทศ โดยการก่อสร้างและพัฒนาโครงการจะก่อให้เกิดการสร้างงานและสร้างรายได้ให้ ประชาชนในพื้นที่ชายแดน และส่งผลให้เกิดการกระตุ้นการพัฒนาเศรษฐกิจและการพัฒนาในพื้นที่ภาคใต้ของ ไทยด้วย
6. ปัญหาอุปสรรคและข้อกังวลอื่นในการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้
6.1 ผลตอบแทนทางเศรษฐกิจไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน โดยพบว่ามาเลเซียจะมีผลตอบแทนทางเศรษฐกิจสูงกว่าประเทศไทย เนื่องจากเป็นที่ตั้งโรงกลั่นและมีประเทศไทยเป็นทางผ่านสินค้าสู่ตลาด ขณะที่ประเทศไทยจะเป็นพื้นที่ทางผ่านท่อซึ่งจะได้รับค่าผ่านท่อไม่มากนัก ประกอบกับการพัฒนาโรงกลั่นของมาเลเซียจะส่งผลกระทบต่อโอกาสของไทยในการพัฒนา ศูนย์กลางพลังงานในพื้นที่ภาคใต้ที่จะต้องมีการพัฒนาโรงกลั่นขนาดใหญ่ใน อนาคต นอกจากนี้ ปตท. ได้พิจารณาผลตอบแทนเงินลงทุน พบว่าจะมีผลตอบแทนที่ไม่คุ้มทุน ดังนี้ (1) โครงการโรงกลั่นน้ำมันให้ผลตอบแทนต่ำกว่าผลตอบแทนเงินลงทุนขั้นต่ำของ ปตท.และคาดว่าโรงกลั่นในโครงการจะเป็นคู่แข่งโดยตรงกับโรงกลั่นของไทยใน อนาคต (2) โครงการระบบท่อขนส่งน้ำมันแม้จะมีผลตอบแทนดีกว่าโครงการโรงกลั่นฯเล็กน้อย แต่มีกลุ่มเป้าหมายผู้ใช้ระบบท่อเป็นโรงกลั่นขนาดเล็กที่มีข้อจำกัด และการคิดค่าผ่านท่ออยู่ในระดับที่ค่อนข้างสูง อาจทำให้ไม่สามารถแข่งขันกับทางเลือกในการขนส่งน้ำมันอื่นได้ ทั้งนี้ ปตท. ยังเห็นว่าความร่วมมือดังกล่าวอาจจะไม่ได้รับการสนับสนุนจาก PETRONAS เนื่องจาก PETRONAS ซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นในโครงการ TTM เป็นคู่แข่งทางธุรกิจกับ SKS
6.2 โครงการฯ กระทบต่อการพัฒนา Landbridge ของประเทศไทยที่ต้องการให้การเชื่อมโยงฝั่งตะวันตก - ตะวันออกอยู่ในประเทศ โดยจากการหารือกับกระทรวงคมนาคมซึ่งอยู่ระหว่างการศึกษา Landbridge ในแนวสตูล-สงขลา มีความเห็นสอดคล้องกันว่าโครงการนี้จะส่งผลกระทบต่อการพัฒนา Landbridge ของไทยอย่างชัดเจน นอกจากนี้ เมื่อต้นปี 2552 มาเลเซียยังได้เสนอให้ Dubai Worldเข้าร่วมดำเนินการในโครงการนี้แทนที่จะลงทุนในไทย อย่างไรก็ตาม แนวคิดในการพัฒนาตามโครงการของไทย มีความเป็นไปได้ในการลงทุนทั้งโครงการดีกว่า ส่งผลให้ Dubai World ยังคงพิจารณาโครงการในฝั่งไทย ซึ่งปัจจุบัน Dubai World อยู่ในระหว่างสรุปโครงการศึกษาในทุกด้านเพื่อให้เกิดการเริ่มต้นดำเนิน โครงการร่วมกับรัฐบาลไทยโดยเร็ว ดังนั้น หากมีการดำเนินโครงการร่วมกับมาเลเซียอาจส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นในการลง ทุนที่จะเกิดขึ้น
6.3 การกำหนดความร่วมมือจะต้องดำเนินการสอดคล้องข้อกำหนดภายใต้รัฐธรรมนูญแห่ง ราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 โดยจะต้องปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญมาตรา 67 ว่าด้วยการรับฟังความเห็นของประชาชน และอาจต้องปฏิบัติตามรัฐธรรมนูญมาตรา 190 ว่าต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐสภา ดังนั้น ในการดำเนินการเจรจาเรื่องนี้ จึงควรดำเนินการตามขั้นตอนดังกล่าวก่อนเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาที่จะกระทบต่อ ความร่วมมือในภายหลัง
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสภาที่ปรึกษาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ไปศึกษาเพิ่มเติมในรายละเอียดโครงการ ว่าจะมีผลกระทบต่อยุทธศาสตร์การพัฒนาพื้นที่ภาคใต้ของไทยในอนาคตหรือไม่ เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการเจรจากับบริษัท SKS Corporation Sdn Bhd (SKS) ต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. สรุปความเป็นมาของการกำหนดนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ได้ดังนี้
1.1 รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา โดยมีการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อมาโดยตลอด จนกระทั่งในปี 2540 เกิดวิกฤตเศรษฐกิจ ทำให้ต้องยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration เชื้อเพลิงพาณิชย์ ประเภทสัญญา Firm และได้มีการส่งเสริมอีกครั้งในปี 2549 โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ในการกำหนดมาตรการในการจัดหาพลังงาน โดยส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต SPP ไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ในปริมาณที่เหมาะสมผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
1.2 เพื่อเป็นการดำเนินการตามนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศดังกล่าว ครม. จึงมีมติเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. วันที่ 26 ธันวาคม 2549 โดยเห็นชอบ ให้กฟผ. เปิดรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิง ตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า และให้ขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การผลิตไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration (SPP-Cogen) สามารถนำไฟฟ้าที่ผลิตได้จำหน่ายให้การไฟฟ้า และลูกค้าอุตสาหกรรมในบริเวณใกล้เคียง โดยโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้ากำหนดจากหลักการต้นทุนที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Cost) จากการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ซึ่งราคารับซื้อที่ SPP ได้รับในแต่ละเดือน ประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) และมีการกำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าด้วย
1.3 ในส่วนของการส่งเสริม Cogeneration ผ่านระเบียบ VSPP มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ประโยชน์จากไฟฟ้าและไอน้ำ ณ จุดใช้งาน โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หรือถ่านหิน เมื่อมีไฟฟ้าเหลือจึงขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และไม่มีการประกาศรับซื้อเป็นงวดๆ เหมือน SPP แต่จะกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยหลักการกำหนดโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP จะกำหนดจากต้นทุนที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายหลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) จากการซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ดังนั้น ราคารับซื้อไฟฟ้าที่ VSPP ได้รับในแต่ละเดือน จะเป็นไปตามประกาศโครงสร้างค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดันต่ำ ทั้งนี้ จะต้องมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าด้วย
2. สรุปผลการดำเนินงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิง เชิงพาณิชย์ ได้ดังนี้
2.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา สำหรับการจัดหาไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2538-2557 รวมทั้งสิ้น 49 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบตามสัญญา 3,600.50 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนเปรียบเทียบกับปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดของระบบ ประมาณร้อยละ 12 ทั้งนี้ หากคิดสัดส่วน SPP-Cogen เชื้อเพลิงพาณิชย์ เฉพาะประเภทสัญญา Firm มีจำนวน 44 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบตามสัญญา 3,431.50 เมกะวัตต์ จะคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 11.49 ในปี 2557 สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก VSPP-Cogen ที่ใช้เชื้อเพลิงพาณิชย์ คือ ก๊าซธรรมชาติ และถ่านหิน มีโครงการยื่นเสนอข้อเสนอรวม 9 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 37.55 เมกะวัตต์
2.2 การกำหนดเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration และประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าของ SPP-Cogen ได้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์จากเดิมระเบียบก่อนปี 2550 กำหนดให้ SPP-Cogen จะต้องมีสัดส่วนการใช้ไอน้ำไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 และมีประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 สำหรับระเบียบปี 2550 ได้กำหนดในรูปแบบของอัตราการประหยัดการใช้เชื้อเพลิง โดยใช้ดัชนีชี้วัดความสามารถในการใช้พลังงานปฐมภูมิในกระบวนการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Primary Energy Saving: PES) ตามชนิดเชื้อเพลิง โดยกำหนดค่า PES ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10
3. การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration มีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ดังนี้
3.1 เป็นเทคโนโลยีในการผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน ซึ่งจะได้ทั้งไฟฟ้าและความร้อนหรือไอน้ำที่สามารถนำไปใช้ประโยชน์ในกระบวนการอุตสาหกรรมต่างๆ ในอาคาร บ้านอยู่อาศัย รวมทั้ง สามารถแปลงสถานภาพไอน้ำเป็นน้ำเย็นเพื่อใช้ในระบบทำความเย็น (District Cooling) ด้วย จึงเป็น การใช้ประโยชน์จากพลังงานอย่างคุ้มค่า
3.2 เสริมความมั่นคงของระบบผลิตไฟฟ้า ช่วยลดความสูญเสียพลังงานไฟฟ้าในระบบส่งและระบบจำหน่าย เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration จะเป็นการผลิตไฟฟ้า ณ ที่ตั้งของผู้ใช้ไฟฟ้าและความร้อน รวมทั้งช่วยลดปัญหาเรื่องไฟตกไฟดับของโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งต้องการความมั่นคงด้านไฟฟ้าสูง
3.3 ช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายด้านพลังงานและคุ้มค่ากว่าเมื่อเปรียบเทียบกับกรณีที่ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมลงทุนหม้อต้มน้ำ (Boiler) เพื่อผลิตไอน้ำอย่างเดียว แล้วซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้า ซึ่งโดยทั่วไปการผลิตพลังงานด้วยระบบ Cogeneration มีประสิทธิภาพสูงถึงประมาณร้อยละ 50 - 80 หากระบบที่ผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว จะมีประสิทธิภาพเพียงร้อยละ 32-35
3.4 สามารถลงทุนก่อสร้างเพื่อสนองตอบความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นได้สะดวก และรวดเร็วกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ต้องรอให้มีความต้องการไฟฟ้าสูงเพียงพอ และตอบสนองให้เกิดการกระตุ้นเศรษฐกิจในภาพรวม
3.5 ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก
4. การกำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจาก Cogeneration สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในปี 2558-2564 ได้มีการทบทวนผลการศึกษาของสำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) ในปี 2550 ซึ่งได้ประเมินศักยภาพของการประหยัดพลังงานจากระบบ CHP หรือ Cogeneration พบว่าหากมีการส่งเสริมระบบ Cogeneration ในโรงงานและอาคารที่มีแนวท่อก๊าซธรรมชาติได้ ภายในปี 2563 จะสามารถลดความต้องการพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 3,195 เมกะวัตต์ ซึ่งหากส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าประมาณร้อยละ 60 ของศักยภาพดังกล่าว คิดเป็นปริมาณพลังไฟฟ้าประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เดือนมีนาคม 2552) ประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่จะเพิ่มขึ้นถึง 44,281 เมกะวัตต์ ในปี 2564 ซึ่งหมายความว่าจะต้องมีกำลังการผลิตติดตั้งเพิ่มเติม ระหว่างปี 2558-2564 ในปริมาณ 18,050 เมกะวัตต์ ดังนั้น เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration เป็นไปอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดสัดส่วนของโรงไฟฟ้าประเภท Cogeneration ไว้ให้ชัดเจน เพื่อให้การจัดไฟฟ้าสามารถดำเนินการได้ตามแผนที่กำหนด ซึ่งจะต้องมีระยะเวลาในการเตรียมความพร้อม ทั้งในด้านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า การพิจารณาคัดเลือก และการดำเนินการของผู้ผลิตไฟฟ้า โดยหากยังคงสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ไว้ที่ระดับประมาณร้อยละ 12 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen ในระหว่างปี 2558-2564 ได้ประมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณาตอบรับซื้อในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้ สอดคล้องกับสถานภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้
5. ในการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมาสามารถสรุปข้อจำกัดและปัจจัยเสี่ยงในการลงทุนผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ได้ดังนี้
5.1.1 ราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Cogen จะสูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ซึ่งเป็นราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขัน เนื่องจาก
(1) ปัจจัยทางด้านขนาดกำลังการผลิต เทคโนโลยี และรูปแบบการใช้ประโยชน์ของไฟฟ้าและความร้อนที่แตกต่างกัน ดังนั้น ในการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจำเป็นต้องคำนึงถึงต้นทุนการผลิตที่มีลักษณะดัง กล่าวด้วย
(2) โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบฯ ได้กำหนดค่าความสิ้นเปลืองในการใช้เชื้อเพลิงเฉลี่ย (Heat Rate) คงที่ ในขณะที่ IPP จะต้องรับประกัน Heat Rate ที่ได้จากการประมูล ซึ่งจะขึ้นอยู่กับระดับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามสัญญา ทำให้ค่า EP สำหรับ SPP-Cogen สูงกว่า IPP
(3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้ SPP จะสูงกว่า IPP ในส่วนของค่าดำเนินการ (Margin) โดยราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้ SPP กำหนดค่า Margin ในอัตรา ร้อยละ9.33 ของราคาเนื้อก๊าซ ซึ่งสูงกว่าที่เรียกเก็บจาก กฟผ. และ IPP ซึ่งกำหนดค่า Margin ในอัตรา ร้อยละ1.75 ทำให้ค่า EP สำหรับ SPP-Cogen สูงกว่า IPP
5.1.2 กฟผ. สามารถสั่งลดการเดินเครื่องจาก SPP-Cogen ในช่วงที่ระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้ามีความต้องการต่ำ (Off-peak) ให้เหลือไม่ต่ำกว่าร้อยละ 65 ของพลังไฟฟ้าตามสัญญา ซึ่งทำให้ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าลดลง และอาจไม่สอดคล้องกับแผนการผลิตของลูกค้าอุตสาหกรรมที่มีความต้องการใช้ ไฟฟ้าและไอน้ำในขณะนั้น
5.2 ข้อจำกัดและปัจจัยอื่นที่มิใช่ราคา
5.2.1 ไม่มีการจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าว่าใช้เกณฑ์ใดสำคัญในการ พิจารณา เช่น ในกรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวนมากราย ณ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าเดียวกัน แต่มีขีดจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่าย ที่จะต้องเลือกได้เพียงบางราย หรือในกรณีลูกค้าไฟฟ้าและไอน้ำยังไม่มีความชัดเจน เป็นต้น ซึ่งหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการรับซื้อไฟฟ้าที่ชัดเจน จะเป็นส่วนสนับสนุนให้ภาคเอกชนที่มีความพร้อมมีความมั่นใจในการดำเนิน โครงการ
5.2.2 ขีดจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่ายของประเทศในบางพื้นที่ ไม่สามารถรองรับ SPP-Cogen ให้เชื่อมโยงได้ ในขณะที่โรงงานอุตสาหกรรมที่ประสงค์จะใช้ไฟฟ้าและไอน้ำอยู่ในบริเวณดังกล่าว ทำให้โรงไฟฟ้าต้องลงทุนปรับปรุงระบบสายส่งซึ่งต้องใช้เงินลงทุนสูงขึ้น
5.2.3 การส่งเสริม SPP-Cogen ควรมีความต่อเนื่องควบคู่กับความต้องการใช้ไฟฟ้าและการใช้ไอน้ำหรือความร้อน ในภาคอุตสาหกรรม รวมทั้ง ต้องมีมาตรการส่งเสริมรูปแบบอื่นควบคู่ไปด้วย
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration เพื่อขอความเห็นชอบ ดังนี้
6.1 เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในกระบวนการผลิต อุตสาหกรรม อาคาร/สถานประกอบการต่างๆ ด้วยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าและความร้อนหรือความเย็นเพื่อใช้ในกิจการและ เหลือขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า อันจะช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า ดังนี้
6.1.1 เห็นควรกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558-2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปี สามารถกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ ความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ และความพร้อมในการจัดหาก๊าซธรรมชาติในขณะนั้นได้ สำหรับระยะยาวให้กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เป็นร้อยละของความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตไว้ในแผน PDP ฉบับใหม่
6.1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ขนาดเล็ก ที่มีการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำหรือความเย็น ณ จุดใช้งาน เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
6.2 เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมายในข้อ 6.1 ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยมีแนวทางดังต่อไปนี้
6.2.1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพ และจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
6.2.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ตามความพร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด
6.2.3 ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้ง ประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน
6.2.4 กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเอกสารการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า และจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
6.3 ให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซโดยผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และเป็นการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนได้ในที่สุด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการกำหนดเป้าหมายและรูปแบบการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ดังนี้
1. เพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในกระบวนการผลิต อุตสาหกรรม อาคาร/สถานประกอบการต่างๆ ด้วยการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าและความร้อนหรือความเย็นเพื่อใช้ในกิจการและ เหลือขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า อันจะช่วยเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาไฟฟ้า จึงเห็นควร ดังนี้
1.1 กำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าช่วงปี 2558 - 2564 ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีอาจสามารถกำหนดปริมาณการรับซื้อพลังไฟฟ้า ให้เร็วกว่าปี 2558 ได้ เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นสอดคล้องกับการใช้เครื่องมือในการกระตุ้นเศรษฐกิจ และเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ตลอดจนสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำและความพร้อมในการจัดหาก๊าซ ธรรมชาติในขณะนั้น สำหรับระยะยาวให้กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration เป็นร้อยละของความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตไว้ในแผนพัฒนากำลัง ผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ฉบับใหม่
1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ขนาดเล็กที่มีการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำหรือความเย็น ณ จุดใช้งาน เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ
2. เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมายในข้อ 1 ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยมีแนวทางดังต่อไปนี้
2.1 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า คำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุนอย่างมีประสิทธิภาพ และจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
2.2 หลักเกณฑ์ เงื่อนไขในการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าให้มีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามความ พร้อมของผู้ผลิตไฟฟ้า และความต้องการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด
2.3 ให้มีการประกาศจุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าที่สามารถรับได้ในแต่ละพื้นที่ พร้อมทั้ง ประกาศแผนผังระบบส่ง/ระบบจำหน่าย เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจของผู้ลงทุน
2.4 กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า รวมทั้งเอกสารการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า และจัดทำคู่มือในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า
3. ให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับ ปตท. เพื่อปรับลดค่าดำเนินการ (Margin) ในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นแนวทางปฏิบัติในต่างประเทศที่มีการให้ราคาพิเศษ (Favorable Natural Gas Price) สำหรับการซื้อก๊าซโดยผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ซึ่งจะส่งผลให้ราคารับซื้อไฟฟ้าลดลง และเป็นการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนได้ในที่สุด
เรื่องที่ 4 การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2530 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2530 โดยให้ถือปฏิบัติการคิดค่าไฟฟ้าสาธารณะว่า ไม่คิดค่าไฟสาธารณะในส่วนที่ต่ำกว่า ร้อยละ 10 ของการใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยในแต่ละท้องถิ่น ส่วนที่เกินให้คิดค่าไฟฟ้าในอัตราส่วนราชการ และให้ยกเลิกการจ่ายเงินช่วยเหลือท้องถิ่นเพื่อไฟฟ้าสาธารณะที่การไฟฟ้าส่วน ภูมิภาค (กฟภ.) เคยจ่ายให้เทศบาล 66 แห่ง ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2530 เป็นต้นมา ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ได้เห็นชอบ (1) ให้ กฟภ. ปรับฐานการให้สิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเท่ากับร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กที่มีการใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 200 หน่วย/เดือน ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2540 (2) ให้ กฟภ. ยกเลิกหนี้ค้างชำระค่ากระแสไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอน กิจการจาก กฟภ. ในปี 2530-2539 และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยทำความเข้าใจกับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเพื่อให้ยอมรับ การปรับฐานสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะใหม่และให้ถือเป็นที่ยุติไม่ให้นำกลับมา ขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป
2. สมาคมสันนิบาตเทศบาลแห่งประเทศไทย มีหนังสือขอให้ กฟภ. พิจารณาปรับเพิ่มสิทธิไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลปี 2549 โดยเสนอแนวทางการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลเป็น ร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้ากิจการขนาด เล็กทุกราย รายละ 250 หน่วย ซึ่ง คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2551 ได้มีมติ (1) เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกรายๆ ละ 250 หน่วย และ (2) เห็นชอบการปรับคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้า แสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
3. กฟภ. มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2552 ขอให้พิจารณานำเรื่องการปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะของเทศบาลเสนอ กพช. พิจารณาโดยด่วน เนื่องจากเทศบาลหลายแห่งรอการพิจารณาจึงไม่ชำระค่าไฟฟ้า นอกจากนี้กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือลงวันที่ 30 กรกฎาคม 2552 ถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณาให้การสนับสนุนการขยายหลักเกณฑ์การใช้ไฟฟ้าสาธารณะที่ใช้เกินสิทธิ จากร้อยละ 10 เป็นร้อยละ 20 เป็นกรณีพิเศษสำหรับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ จนกว่าสถานการณ์ความไม่สงบจะเข้าสู่ภาวะปกติ
4. กฟภ. ได้รายงานข้อมูลหนี้ค่าไฟฟ้าค้างชำระของเทศบาล ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2551 มีเทศบาลและ อบต. ที่ค้างชำระค่าไฟฟ้าจำนวน 867 ราย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2543 - 2551 ประมาณ 256.19 ล้านบาท ทั้งนี้ การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเพิ่มขึ้นจะทำให้รายได้ของ กฟภ. ลดลงประมาณ 171 ล้านบาท/ปี และจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเมื่อมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ประมาณ 0.13 สตางค์/หน่วย สำหรับการปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะในจังหวัดชายแดนภาคใต้จากร้อยละ 10 เป็นร้อยละ 20 ตามหลักเกณฑ์ข้อเสนอใหม่ จะมีผลทำให้รายได้ของ กฟภ. ลดลงเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 16 ล้านบาท/ปี
5. สนพ. ได้พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้
5.1 การขอปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะครั้งนี้ไม่สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 ที่ได้พิจารณาปรับฐานสิทธิไฟฟ้าสาธารณะในปี 2540 และให้ถือเป็นข้อยุติ ไม่ให้นำกลับมาขอปรับฐานการคิดหรือขอยกเลิกหนี้ค้างชำระอีกต่อไป ดังนั้น สนพ. จึงเห็นควรนำการปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะและคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะที่คณะ อนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการให้ความเห็นชอบ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณา
5.2 การปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเป็นกรณีพิเศษสำหรับจังหวัดชายแดนภาคใต้ อาจไม่มีความเหมาะสมในทางปฏิบัติ เนื่องจากจะทำให้จังหวัดอื่นๆ ขอปรับสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะในลักษณะเดียวกันตามมา ประกอบกับ ปัจจุบัน กฟภ. ได้พิจารณาให้ความช่วยเหลือในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอของจังหวัดสงขลา (อำเภอเทพา อำเภอนาวี อำเภอจะนะ และอำเภอสะบ้าย้อย) ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาให้ความช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสาธารณะให้กับจังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามความจำเป็นและความเหมาะสมโดยตรงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับสิทธิไฟฟ้าสาธารณะและคำนิยามการใช้ไฟฟ้าสาธารณะตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2552 เป็นต้นไป ตามที่คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการให้ความเห็นชอบดัง นี้
1.1 เห็นชอบการปรับฐานการคำนวณสิทธิการใช้ไฟฟ้าสาธารณะเป็นร้อยละ 10 ของหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยรวมกับหน่วยการใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการ ขนาดเล็กทุกราย รายละ 250หน่วย ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2553 เป็นต้นไป
1.2 เห็นชอบการปรับคำนิยามของการใช้ไฟฟ้าสาธารณะอื่นๆ (ส่วนควบ) สำหรับเทศบาลที่มีข้อตกลงในการรับโอนกิจการ 66 แห่ง เป็น "กระแสไฟฟ้าที่ กฟภ. ได้จ่ายให้ภายในอาคารของเทศบาลเพื่อใช้ในกิจการของเทศบาล หรือเพื่อสาธารณะตลอดจนภายในบริเวณที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานเทศบาล (ไม่รวมบ้านพัก) สถานีอนามัย โรงพยาบาล สถานีดับเพลิง โรงเรียนเทศบาล ไฟฟ้าแสงสว่างภายในสวนสาธารณะ และส้วมสาธารณะเท่านั้น"
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค พิจารณาให้ความช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสาธารณะให้กับจังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามความจำเป็นและความเหมาะสมโดยตรงต่อไป
เรื่องที่ 5 นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ออกกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 โดยออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมัน ในเขตกรุงเทพมหานคร นนทบุรี ปทุมธานี และสมุทรปราการ และในเขตพื้นที่อื่นตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด ซึ่งสถานประกอบกิจการต้องดำเนินการโดยคลังน้ำมันต้องติดตั้งหน่วยควบคุมไอ น้ำมันเชื้อเพลิง (VRU) ระบบท่อไอน้ำมันและปรับปรุงระบบจ่ายน้ำมันเบนซินให้เป็นระบบเติมน้ำมันด้าน ใต้ถัง (bottom loading) สถานีบริการน้ำมันต้องติดตั้งระบบท่อไอน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันต้องปรับปรุงระบบรับน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading และติดตั้งระบบท่อไอน้ำมัน
2. ต่อมาได้มีการออกประกาศกระทรวงพลังงาน ลงวันที่ 23 เมษายน 2550 เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลบังคับใช้ในวันที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมในพื้นที่ 7 จังหวัด คือ จังหวัดชลบุรี พระนครศรีอยุธยา ระยอง สงขลา สมุทรสาคร สระบุรี และสุราษฏร์ธานี
3. จากประกาศกระทรวงพลังงานดังกล่าวทำให้ผู้ประกอบกิจการคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมัน ในพื้นที่ 7 จังหวัด ต้องปรับปรุงสถานประกอบการให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงและมีการจ่าย น้ำมันเชื้อเพลิงจากคลังน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่รถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงชนิด ที่มีการรับน้ำมันเชื้อเพลิงใต้ถัง (bottom loading) จนถึงปัจจุบัน มีคลังน้ำมันจำนวน 17 แห่ง สถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่ง และรถขนส่งน้ำมันจำนวน 1,058 คัน สามารถปรับปรุงระบบต่างๆ ได้ตามกำหนดเวลาบังคับใช้ ส่วน รถขนส่งน้ำมันที่เหลือ จำนวน 2,468 คัน ซึ่งเป็นรถของผู้ประกอบการรายย่อยต่างๆ ยังไม่ได้ทำการปรับปรุง เนื่องจากยังขาดเงินทุนและการปรับปรุงรถขนส่งน้ำมันเก่าเป็นระบบ bottom loading ไม่คุ้มค่า
4. การดัดแปลงรถขนส่งน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading มีต้นทุนสูงประมาณ 300,000 - 500,000 บาทต่อคัน เพื่อเป็นการบรรเทาภาระ กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงได้มีหนังสือร้องขอให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) พิจารณาทางเลือกให้ใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันแบบ modified top loading ซึ่งมีค่าใช้จ่ายต่ำกว่าการใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงแบบ bottom loading ในขณะเดียวกัน ธพ. ได้ศึกษาระบบการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระบบ ต่างๆ แล้ว พบว่าระบบ modified top loading ที่มีใช้อยู่ในประเทศญี่ปุ่น มีประสิทธิภาพในการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 ตามมาตรฐานของประเทศญี่ปุ่นและมีค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงประมาณ 70,000 บาท จึงได้นำรูปแบบมาทดลองดัดแปลงใช้กับคลังน้ำมันในประเทศไทยโดยประสานกรมควบ คุมมลพิษส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจวัดประสิทธิภาพ พบว่าค่ามลพิษที่เกิดขึ้นอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้
5. การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2552 มีมติเห็นควรให้ปรับปรุงกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2550 โดย 1) ให้เพิ่มเติมการใช้ระบบ modified top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันไว้ในกฎกระทรวงด้วย 2) กำหนดให้ใช้ระบบ modified top loading กับรถขนส่งน้ำมันที่มีอยู่ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ และ 3) สำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตขึ้นใหม่ กำหนดให้ใช้เป็นระบบ bottom loading รวมถึงได้มีมติเห็นควรให้เลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปอีก 1 ปี
6. กระทรวงพลังงานโดย ธพ. ได้ออกประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2552 กำหนดให้เลื่อนการบังคับใช้การควบคุม ไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในพื้นที่ 7 จังหวัดไปอีก 1 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้วันที่ 23 พฤษภาคม 2553
7. ธพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ซึ่งได้ผ่าน การรับฟังความคิดเห็นจากผู้ที่เกี่ยวข้อง แล้วนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง(ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยในช่วงวันที่ 1-14 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 71.89 และ 70.64 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.07 และ 6.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนค่าลงสู่ระดับต่ำสุดในรอบ 10 เดือน และรายงานปริมาณสำรองน้ำมันดิบเชิงพาณิชย์และยุทธศาสตร์ของจีนในเดือน มิถุนายน 2552 ลดลงจากเดือนก่อน ร้อยละ 2.7 มาอยู่ที่ระดับ 275 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยในช่วงวันที่ 1-14 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 83.67, 81.62 และ 79.64 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 10. 84, 10.78 และ 8.55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และบริษัท Pertamina ของอินโดนีเซียนำเข้าน้ำมันเบนซินเดือนสิงหาคม 2552 เพิ่มขึ้นร้อยละ 20 จากเดือนก่อน มาอยู่ที่ 6.0 ล้านบาร์เรล เพื่อสำรองในช่วงเทศกาลถือศีลอดในเดือนกันยายน 2552 ประกอบกับ Saudi Aramco ของซาอุดีอาระเบียนำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนสิงหาคม 2552 ปริมาณ 34,000 บาร์เรล/วัน เนื่องจากโรงกลั่น Rabigh ยังไม่สามารถเริ่มเดินเครื่องได้ตามแผน และรัฐบาลของประเทศอินเดียมีแผนตรึงราคาขายน้ำมันดีเซลในประเทศเพื่อช่วย เหลือเกษตรกรเนื่องจากประเทศเข้าสู่ภาวะแห้งแล้งทำให้ความต้องการใช้น้ำมัน ดีเซลเพื่อสูบน้ำเพิ่มขึ้นมาก
2. ในช่วงวันที่ 1 - 17 สิงหาคม 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E 10,E20, แก๊สโซฮอล 91 เพิ่มขึ้น 1.60 บาท/ลิตร, แก๊สโซฮอล 95 E 85 เพิ่มขึ้น 0.80 บาท/ลิตร, ดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้น 1.20 บาท/ ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็ว ลงลด 0.40 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ณ วันที่ 17 สิงหาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 41.34, 35.74, 32.14, 29.84, 22.72, 31.34, 27.69 และ 26.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. สถานการณ์ก๊าซ LPG เดือนสิงหาคม 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง14เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 502.00 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ จากการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกันยายน 2552 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 545 - 555 เหรียญสหรัฐ /ตัน เนื่องจากผู้ผลิตปิโตรเคมีในเอเชียเหนือ เช่น จีน เกาหลีใต้ และญี่ปุ่น มีความต้องการก๊าซ LPG เพื่อใช้ในการผลิตมากขึ้นเนื่องจากความแตกต่างของราคาแนฟทากับ LPG สูงขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นในประเทศอยู่ที่ระดับ 10.9960 บาทต่อกิโลกรัม และราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 14.6443 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท ต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 20 สิงหาคม 2552 รวมทั้งสิ้น 741,943 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 9,637 ล้านบาท
4. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนมิถุนายน 2552 มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 11 ราย และมีปริมาณผลิตจริง 1.18 ล้านลิตรต่อวัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพ เดือนสิงหาคม ปี 2552 อยู่ที่ 21.29 บาทต่อลิตร ในเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2552 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 12.50, 12.00 และ 11.70 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากสถานีบริการรวม 4,231 แห่ง ส่วนการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณ 0.21, 0.22 และ 0.23 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จำนวน 208 แห่ง ซึ่งราคาขายปลีก ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.30 บาท ต่อ ลิตร
5. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนมิถุนายน 2552 มีผู้ผลิตไบโอดีเซล 13 ราย กำลังการผลิตรวม 5.60 ล้านลิตรต่อวัน ปริมาณความต้องการเฉลี่ยในช่วงเดือนพฤษภาคม - กรกฎาคม 2552 อยู่ที่ 1.84, 1.70 และ 1.68 ล้านลิตร ต่อวัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยในช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ 29.73, 31.00 และ 27.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในช่วงเวลาเดียวกัน ปริมาณจำหน่าย 25.48, 24.22 และ 23.55 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ สถานีบริการรวม 3,351 แห่ง ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เท่ากับ 0.81 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.20 บาทต่อลิตร
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 14 สิงหาคม 2552 มีเงินสดในบัญชี 29,244 ล้านบาท หนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 11,452 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 11,115 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 336 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 17,793 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการปรับปรุงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับนโยบายดังกล่าวไปจัดทำในรายละเอียดหลักเกณฑ์เงื่อนไข และยกร่างประกาศการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลภายใต้กรอบนโยบายของรัฐต่อไป (2) เห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนอนโยบายมาตรการสนับสนุนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายเพื่อเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ (3) มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสม สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิดและเทคโนโลยี ให้สอดคล้องกับศักยภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการกำหนดนโยบายการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ และเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนประกอบการพิจารณาจัดทำข้อเสนอในด้านนโยบายต่อไป และ (4) มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนต่อ กพช. เพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน
ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 ได้มีมติรับทราบมติ กพช. ดังกล่าว และให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับข้อสังเกตของคณะรัฐมนตรีไปพิจารณาดำเนินการด้วย โดยมีข้อสังเกตต่อข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน ในส่วนของการกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผน พัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี นั้น ในการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอไฟฟ้า ให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณเป้าหมายที่กำหนดได้เท่าที่จะไม่ส่งผล กระทบต่อค่า Ft
2. คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีการประชุมแล้ว 2 ครั้ง เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2552 และ 27 กรกฎาคม 2552 โดยสรุปผลการดำเนินงานได้ดังนี้
2.1 เร่งรัดและติดตามการดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3แห่ง ให้มีการออกประกาศส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ภายในเดือนสิงหาคม 2552
2.2 เร่งรัด สนพ. ให้ดำเนินการจัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสมสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิด และเทคโนโลยี โดยกำหนดระยะเวลาการดำเนินงานของที่ปรึกษาให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.3 ติดตามการดำเนินงานของ กฟภ. และ กฟน. ให้มีการรายงานความก้าวหน้าการสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้า ใช้ และการเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนในพื้นที่ดังกล่าว เพื่อให้คณะอนุกรรมการฯ พิจารณากลั่นกรองก่อนเสนอ กพช. ต่อไป
2.4 มอบหมายให้ กฟผ. และกฟภ. ร่วมกันพิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการพลังงานลมที่มีลักษณะ Wind Farm เพื่อลดปัญหาความซ้ำซ้อนของการยื่นข้อเสนอโครงการ และปัญหาข้อจำกัดของระบบส่งและระบบจำหน่าย
2.5 รวบรวมประเด็นปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะในการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับเทคโนโลยี แต่ละประเภท เพื่อจัดกลุ่มปัญหา และแนวทางการแก้ไขปัญหา
2.6 จัดทำข้อมูลการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งที่เป็นการรับซื้อไฟฟ้าตาม ระเบียบ SPP และ VSPP และการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยการไฟฟ้า และ พพ.
3. สรุปผลการดำเนินงานตามนโยบายได้ดังนี้
3.1 กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้จัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และร่างประกาศส่วนเพิ่มฯ เพื่อให้การไฟฟ้าใช้เป็นกรอบแนวทางในการจัดทำรายละเอียดก่อนดำเนินการประกาศ การกำหนดส่วนเพิ่มฯ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP ประเภทพลังงานหมุนเวียนแล้ว
3.2 กกพ. ได้ประสานกับการไฟฟ้าเพื่อรายงานผลการดำเนินงานตามมติ กพช. วันที่ 9 มีนาคม 2552 ที่เกี่ยวกับการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
3.2.1 มี SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อไปขายไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP จำนวน 2 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 8.30 เมกะวัตต์ สำหรับ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ได้ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อไปขายเป็น VSPP ตั้งแต่ปี 2549 จนถึงปัจจุบัน รวมทั้งสิ้น 32 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 160.50 เมกะวัตต์ ดังนั้น มี SPP ที่ยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าไปเป็น VSPP รวมทั้งสิ้น 34 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 168.80 เมกะวัตต์
3.2.2 กฟผ. เริ่มสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน SPP ประเภทสัญญา Firm ตามความสามารถในการผลิตตามสัญญา ทั้งในช่วง Peak และ Off-Peak ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2552 เป็นต้นมา ทั้งนี้ กฟผ. ยังมีประเด็นปัญหาในทางปฏิบัติ และต้องการให้มีการปรับลดราคารับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว และได้แจ้งให้ กฟผ. สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ SPP เฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามความสามารถในการผลิตตามสัญญาทั้งใน ช่วง Peak และ Off-Peak ตามมติ กพช. โดยไม่ต้องแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าหรือสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.2.3 ตามประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP และ VSPP ได้กำหนดให้โครงการพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้าน ที่สามารถคำนวณส่วนเพิ่มฯ ตามหน่วยผลิตได้ จะต้องเป็นผู้ใช้ไฟประเภทบ้านอยู่อาศัยของ กฟภ. หรือ กฟน. ตามประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3.3 สนพ. ได้จัดทำข้อเสนอโครงการศึกษามาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียน เพื่อขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กำหนดระยะเวลาดำเนินการศึกษา 6 เดือน มีขอบเขตการดำเนินงานเพื่อศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะ (1) ปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขาย และเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะสนับสนุนที่เหมาะสมตามพื้นที่ ชนิดเชื้อเพลิง และเทคโนโลยี (2) การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า รูปแบบ และมาตรการสนับสนุนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแต่ละเทคโนโลยี และประเภทผู้ประกอบการ (3) แนวทางการปรับปรุงการวางแผนการขยายระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (4) หลักเกณฑ์ เงื่อนไข ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (5) รูปแบบ มาตรฐาน และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ที่เหมาะสมสำหรับเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนที่แตกต่างกัน
3.4 กระทรวงมหาดไทยได้สำรวจครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟน. และ กฟภ. แล้ว มีจำนวนรวม 234,363 ครัวเรือน โดยเป็นครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟน. จำนวน 4,693 ครัวเรือน และเป็นครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ในเขตความรับผิดชอบของ กฟภ.จำนวน 229,670 ครัวเรือน ขณะนี้ กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และกระทรวงมหาดไทยโดย กฟภ. และ กฟน. อยู่ระหว่างการพิจารณาจัดทำข้อเสนอแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนสำหรับครัวเรือนที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ เพื่อเสนอคณะอนุกรรมการฯ พิจารณากลั่นกรองก่อนเสนอ กพช. ต่อไป โดยมีข้อเสนอเบื้องต้นในส่วนของ กฟภ. จะมีการขยายการจัดหาไฟฟ้าให้กับครัวเรือนที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ด้วยวิธีปักเสาพาด สายโดยพิจารณาจากค่าใช้จ่ายในการดำเนินการต่อครัวเรือน สำหรับการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในพื้นที่ที่ไม่มี ไฟฟ้าใช้ มีแนวทางใน 2 ลักษณะ คือ (1) การติดตั้งระบบพลังงานหมุนเวียนร่วมกับแบตเตอรี่หรือเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ดีเซล (ระบบ Hybrid) ซึ่งจะสามารถจ่ายไฟฟ้าได้หลายครัวเรือน และ (2) การติดตั้งระบบ Solar Home System เพื่อจ่ายไฟฟ้าตรงให้แต่ละครัวเรือน นอกจากนี้ มีแนวทางส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับเกาะห่างไกล ที่มีไฟฟ้าใช้แล้ว ซึ่งมีการผลิตไฟฟ้าจากเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล จะสนับสนุนให้ติดตั้งระบบ Hybrid เพื่อช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล และเป็นการเสริมภาพลักษณ์ความเป็น Green Island เพื่อการท่องเที่ยวเชิงอนุรักษ์
4. ณ เดือนมิถุนายน 2552 มีปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตจากโครงการพลังงานหมุนเวียนทั้งระบบ on-grid และ off-grid รวมทั้งสิ้น 635.84 เมกะวัตต์ และมีโครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ (SPP และ VSPP) ซึ่งหากสามารถดำเนินการได้จะมีปริมาณพลังไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น อีก 6,228.91 เมกะวัตต์ ภายในประมาณปี 2555 ทั้งนี้ ปริมาณพลังไฟฟ้าส่วนใหญ่ เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามระเบียบ SPP และ VSPP ซึ่งหากเปรียบเทียบกับเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี พบว่า ปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสูงกว่าเป้าหมาย ยกเว้น พลังน้ำ และชีวมวล สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ และพลังลม สูงกว่าเป้าหมายมาก คาดว่าการออกประกาศส่วนเพิ่มฯ ใหม่ จะสามารถคัดกรองผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีความพร้อมได้ระดับหนึ่ง ซึ่งจะทำให้เห็นถึงปริมาณพลังไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง
5. สรุปปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน ที่จำเป็นต้องพิจารณาต่อไป ดังนี้
5.1 การกำหนดให้การไฟฟ้าสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้เกินกว่าเป้าหมายตามแผนฯ 15 ปี โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อค่า Ft ทำให้ กกพ. และการไฟฟ้า มีความกังวลว่าหากตอบรับซื้อไฟฟ้าจนมีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว จะเป็นข้อผูกพันที่ทำให้ต้องรับซื้อ ซึ่งจะทำให้ภาระต่อค่าไฟฟ้าสูงกว่าค่า Ft ที่ประเมินไว้
5.2 ความเหมาะสมของการส่งผ่านส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าไปยังค่า Ft ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้า ต้องรับภาระจากการสนับสนุนพลังงานหมุนเวียน ควรมีการกำหนดผลกระทบที่สามารถส่งผ่านได้ระดับหนึ่ง การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนควรใช้เงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ที่ให้มีการใช้เงินกองทุนฯ เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
5.3 เทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มีการพัฒนาอย่างต่อเนื่อง และหลากหลายมากขึ้น ทำให้ต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์เปลี่ยนไป รวมทั้ง ระดับเงินสนับสนุนสำหรับเทคโนโลยีบางประเภท จะแตกต่างกัน เช่น พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar Cell กับ Solar Thermal เป็นต้น จึงจำเป็นต้องมีการศึกษาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและระดับการสนับสนุนที่สอดคล้อง กัน
5.4 ข้อจำกัดทางด้านเทคนิคของระบบไฟฟ้าในการรับไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียนที่มีลักษณะการผลิตไฟฟ้าที่ไม่สม่ำเสมอ (Intermittent) รวมถึงข้อกำหนดเรื่องการเชื่อมต่อระบบพลังงานหมุนเวียนกับระบบไฟฟ้าที่มีแนว โน้มในทางกีดกันการแข่งขัน
5.5 ข้อจำกัดเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์ที่ดินที่อยู่ภายใต้กฎหมายของหน่วยงานต่างๆ เช่น โยธาผังเมือง สปก. กรมป่าไม้ อุทยานแห่งชาติ เป็นต้น ทำให้โครงการไม่สามารถเกิดขึ้นได้แม้จะมีแรงจูงใจทางด้านราคาที่เหมาะสม เช่น โครงการพลังงานขยะ โครงการพลังงานลม เป็นต้น
5.6 ผลกระทบจากนโยบายสนับสนุนพลังงานหมุนเวียนต่อภาคเศรษฐกิจ อื่นๆ เช่น ภาคการเกษตร เป็นต้น
5.7 การกระจายตัวของการลงทุนในโครงการพลังงานหมุนเวียนยังเป็นการลงทุนโดยภาค เอกชนเป็นส่วนใหญ่ ทำให้การสนับสนุนโครงการพลังงานหมุนเวียนในระดับชุมชนยังไม่แพร่หลาย
ทั้งนี้ ในการติดตามการดำเนินงาน สนพ. จะประสานงานกับ กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อรายงานผลการดำเนินงาน ปัญหา และอุปสรรคในการดำเนินงานตามนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนเพื่อปรับปรุงแก้ไขต่อไป และเพื่อให้การติดตามการดำเนินงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเป็นไปตามเป้า หมาย จะมีการจัดทำฐานข้อมูลที่เป็นระบบทั้งข้อมูลพลังงานหมุนเวียนประเภท on-grid และ off-grid ที่กระจัดกระจายตามหน่วยงานต่างๆ โดยเร็ว
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความก้าวหน้าการดำเนินงานตามนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. เห็นชอบให้ปริมาณพลังไฟฟ้าตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี เป็นเป้าหมายขั้นต่ำ ในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ กกพ. กำกับดูแลการไฟฟ้าในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามขั้นตอนของประกาศ และระเบียบที่กำหนด ทั้งนี้ หากปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อมีผลกระทบต่อค่า Ft อย่างมีนัยสำคัญ ให้ กกพ. เสนอผลการวิเคราะห์พร้อมข้อเสนอให้ กพช. พิจารณาต่อไป
3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปหารือร่วมกับกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อพิจารณาแนวทางการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ในเขตพื้นที่ที่มีกฎหมายกำหนด
เรื่องที่ 8 การศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 ได้มีมติเรื่องข้อเสนอการปรับปรุงแนวทาง การแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG โดยเห็นชอบให้ชะลอการพิจารณาปรับราคาก๊าซ LPG ออกไปก่อน เนื่องจากปัจจุบันราคาน้ำมันอยู่ในระดับต่ำและสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศ ชะลอตัว ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาน้ำมันได้เปลี่ยนแปลงไป ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำมาพิจารณาในที่ประชุมใหม่อีกครั้ง และต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 ได้อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ สนพ. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการศึกษาวิจัย เรื่องการศึกษาต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลว (LPG) ตามต้นทุนการผลิตที่แท้จริง
2. สนพ. ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาและได้คัดเลือกให้ บริษัท ดีลอยท์ ทู้ช โธมัทสุ ไชยยศ ที่ปรึกษา จำกัด (Deloitte Touche Tohmatsu) ร่วมกับ บริษัท เอ็นไวร์เทค คอนซัลแต้นท์ จำกัด เป็นผู้ดำเนินการ ซึ่งการศึกษาจะเริ่มในเดือนสิงหาคม 2552 และจะแล้วเสร็จภายใน 6 เดือน (180 วัน)
3. โครงการดังกล่าวมีวัตถุประสงค์ของการศึกษา เพื่อวิเคราะห์ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับการกำหนดราคาก๊าซ LPG ตามต้นทุนการผลิตที่แท้จริง และเพื่อกำหนดราคาขายก๊าซ LPG ในประเทศอย่างเป็นธรรมและเหมาะสม
สำหรับ ขอบเขตการศึกษาวิจัยประกอบด้วย (1) ศึกษาและรวบรวมข้อมูลเกี่ยวกับแหล่งวัตถุดิบก๊าซ LPG ในระดับประเทศและต่างประเทศ (2) ศึกษาวิจัยเทคโนโลยีและขบวนการ ผลิตก๊าซ LPG ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (3) ศึกษาวิจัยค่าใช้จ่ายและต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติในประเทศและต่างประเทศ เพื่อนำมาวิเคราะห์ต้นทุนเชิงเปรียบเทียบ (4) ศึกษาทบทวนระเบียบ กฎหมายและนโยบายที่เกี่ยวข้อง (5) เสนอแนะรูปแบบและโครงสร้างต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสม (6) วิเคราะห์ความต้องการ ความคาดหวัง และอิทธิพลของผู้ที่มีส่วนได้ ส่วนเสีย (Stakeholder Analysis) และ (7) เสนอแนะกลยุทธ์การบริหารจัดการผู้ที่มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Analysis) เพื่อลดอุปสรรค และเพิ่มแรงเสริมเพื่อพัฒนานโยบายการกำหนดราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้ คาดว่าผลที่ได้รับจากการศึกษาจะทำให้การกำกับดูแลราคาอยู่ในระดับที่เหมาะสม เป็นธรรมต่อประชาชน และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงที่ผลิตได้ในประเทศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เรื่องแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ซึ่งกำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 เป็นต้นไป โดยให้ กฟผ. เป็นผู้เรียกเก็บเงินผ่านค่า Ft และจ่ายเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้รับทราบแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ซึ่งกำหนดให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้ารายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงิน ประจำปีเสนอต่อคณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนา ชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2552 รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 เรื่องเห็นชอบนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระ ราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตลอดจนแนวทางการดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน
2. ปัจจุบัน มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จจำนวน 72 กองทุน และอยู่ระหว่างดำเนินการจัดตั้งจำนวน 12 กองทุน โดย กฟผ. เรียกเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้าผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550 - มิถุนายน 2552 รวมทั้งสิ้น 3,539.74 ล้านบาท และได้โอนเงินให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้า ที่จัดตั้งแล้วเสร็จจำนวน 2,936.38 ล้านบาท (หักภาษี ณ ที่จ่ายไว้ 1%) และส่วนที่เหลือ กฟผ. เก็บรักษาไว้จำนวน 603.36 ล้านบาท
3. คณะอนุกรรมการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบ โรงไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2552 รับทราบความคืบหน้าการติดตามและประเมินผลการดำเนินงาน และรายงานงบการเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าจำนวน 21 กองทุน จาก 72 กองทุน และได้มอบหมายให้ สนพ. ประสานแจ้งให้พลังงานจังหวัดเร่งรัดให้กองทุนรอบโรงไฟฟ้าจัดส่งรายงานฯ ประจำปี 2551 ภายใน 15 วัน เพื่อรายงานผลการดำเนินงานให้ กพช. ทราบต่อไป รวมทั้งได้เห็นชอบแผนงานติดตามและประเมินผลการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า
4. ปัจจุบัน สนพ. ได้รับรายงานผลการดำเนินงานและรายงานงบการเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าประจำปี 2551 จำนวน 38 และ 31 กองทุน ตามลำดับ และอยู่ระหว่างการติดตามรายงานฯ ในส่วนที่เหลือ รวมทั้งอยู่ระหว่างดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาฯ เพื่อช่วยดำเนินการตามแผนงานติดตามและประเมินผล การดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมีมติรับทราบ
เรื่องที่ 10 ความคืบหน้าการดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจพลังงาน พ.ศ. 2550 กำหนดให้จัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าขึ้น ในสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นทุนสนับสนุนให้มีการให้บริการไฟฟ้าไปยังท้องที่ ต่างๆ อย่างทั่วถึง เพื่อกระจายความเจริญและพัฒนาชุมชนในท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผล กระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยโดยคำนึงถึงความสมดุลของทรัพยากรธรรมชาติและสร้าง ความเป็นธรรมให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า
2. การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีขั้นตอนการดำเนินการตามมาตราต่างๆ ดังนี้ (1) มาตรา 9(8) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบายในการนำส่ง เงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. (2) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ในการออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ นโยบายของ กพช. (3) มาตรา 26 กำหนดให้ก่อนการออกระเบียบ กกพ. จะต้องเปิดเผยสาระสำคัญของระเบียบ และเปิดโอกาสให้มีการแสดงความคิดเห็นตามกระบวนการรับฟังความเห็นที่ กกพ. กำหนด และ (4) มาตรา 11 วรรค 2 กำหนดให้ระเบียบที่ใช้บังคับเป็นการทั่วไปต้องประกาศในราชกิจจานุเบกษา ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 กพช. ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอนโยบายการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนา ไฟฟ้า รวมทั้งข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) ในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. อุปสรรคที่มีผลต่อการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มีดังนี้ (1) การกำหนดให้ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้า นับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับ ใช้ และให้บริจาคเงินและทรัพย์สินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อใช้ในกิจการตามมาตรา 97(3) โดยให้นำกลับไปใช้ในท้องถิ่นนั้นๆ ซึ่งคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ามีความเข้าใจคลาดเคลื่อนว่าจะมีการ ยุบกองทุนรอบโรงไฟฟ้า และยึดอำนาจการบริหารและเงินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเดิมที่เหลืออยู่มาไว้ที่ ส่วนกลาง จึงรวมตัวจัดตั้งเครือข่ายกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อคัด ค้านการรวมกองทุนรอบโรงไฟฟ้าเข้ากับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (2) ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้ามีภาระในการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในส่วนของปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ใช้เองและที่ขายตรงให้กับ ลูกค้าบริเวณข้างเคียง (3) การกำหนดให้ปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อ ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงในการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้านั้น เนื่องจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจึงไม่สามารถส่งผ่านภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนา ไฟฟ้าได้ และ (4) ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีจำนวนมาก ประกอบกับความเข้าใจที่คลาดเคลื่อน ส่งผลให้การยกร่างระเบียบเกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต้องดำเนินการด้วยความ ระมัดระวังและรอบคอบ
4. การดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่ผ่านมา สรุปได้ดังนี้ (1) สกพ. จัดการประชุมหารือร่วมกับการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อหาแนวทางการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามมติ กพช. (2) ร่วมกับ สนพ. จัดการสัมมนาเรื่อง "แนวทางการดำเนินงานกองทุนรอบโรงไฟฟ้า" ซึ่งผู้เข้าร่วมสัมมนาส่วนมากเป็นกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้า และได้รับข้อคิดเห็นที่เป็นประโยชน์ต่อการยกร่างระเบียบฯ เกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (3) ดำเนินการตามมติ กพช. โดยแต่งตั้ง "อนุกรรมการเตรียมการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและกำกับดูแลการดำเนินงานกอง ทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน" (4) จัดประชุมสัมมนาร่วมกับพลังงานจังหวัดในฐานะเลขานุการกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เรื่อง "แนวทางการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้ รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า" และ (5) ชี้แจงทำความเข้าใจกับแกนนำคณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้านิคม อุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง และผู้นำชุมชนกองทุนรอบโรงไฟฟ้าผลิตไฟฟ้าราชบุรีและราชบุรีเพาเวอร์ และผู้จัดการกองทุนฯ จังหวัดราชบุรี โดยได้รับทราบข้อกังวลในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เกี่ยวกับการยุบกองทุนรอบโรงไฟฟ้า งบประมาณที่จัดสรรให้กับแต่ละพื้นที่น้อยลง จำนวนเงินที่เข้ากองทุนลดลง และข้อสงสัยเกี่ยวกับอำนาจในการบริหารและอนุมัติโครงการ ตลอดจนการมีส่วนร่วมในการร่างระเบียบเกี่ยวกับกองทุนพัฒนาไฟฟ้าของภาค ประชาชน
5. ปัจจุบัน สกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาและรวบรวมประเด็นเพื่อประกอบการยกร่างระเบียบกองทุน พัฒนาไฟฟ้า โดยมีแผนการดำเนินงานดังนี้ (1) จัดสัมมนาให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับ "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อให้ข้อมูลที่ถูกต้องกับสาธารณชน โดยเชิญผู้แทนจากจังหวัดที่มีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง NGO สื่อมวลชน และประชาชนทั่วไปเข้าร่วมสัมมนา รวมประมาณ 400 คน (2) ดำเนินการยกร่างระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยเปิดโอกาสให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในทุกภาคส่วนเข้ามามีส่วนร่วมตั้งแต่ เริ่มแรก และจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นทั้งในระดับพื้นที่และระดับประเทศก่อนการนำ ระเบียบไปประกาศใช้ คาดว่าระเบียบดังกล่าวจะมีผลบังคับใช้ประมาณเดือนมกราคม 2553 และ (3) ในการยกร่างระเบียบการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 (3) เพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรง ไฟฟ้า ซึ่งเป็นเรื่องที่ละเอียดอ่อนและต้องดำเนินการด้วยความรอบคอบ คาดว่าระเบียบฯ จะแล้วเสร็จและสามารถอนุมัติแผนงานโครงการของชุมชนได้ในราวเดือนเมษายน 2553
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 126 - วันจันทร์ที่ 10 สิงหาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2552 (ครั้งที่ 126)
วันจันทร์ที่ 10 สิงหาคม พ.ศ. 2552 เวลา 15.00 น.
ณ ห้องประชุม 3601 ชั้น 6 อาคารรัฐสภา 3
1.มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2552 นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ได้มอบนโยบายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการจัดทำมาตรการเพื่อบรรเทาผล กระทบจากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่ยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นซึ่งจะส่งผลกระทบ โดยตรงต่อค่าครองชีพของประชาชนและการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ของประเทศ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อ ประชาชนตามนโยบายของรัฐบาลขึ้น
2. ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบได้ปรับเพิ่มขึ้นอยู่ในระดับ 70 เหรียญสหรัฐฯ โดยยังมีแนวโน้มที่จะเพิ่มขึ้นอีกอยู่ในช่วง 75 - 90 เหรียญสหรัฐฯ จนถึงสิ้นปี 2552 เนื่องจากกองทุนการเก็งกำไรที่คาดการณ์ ถึงแนวโน้มเศรษฐกิจที่เริ่มมีสัญญาณการฟื้นตัว จึงส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ของประเทศปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 40.54, 34.94, 31.34, 30.54, 28.89 และ 26.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบัน มีการจัดเก็บภาษีประเภทต่างๆ ได้แก่ ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่ม รวมทั้งการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนประเภทต่างๆ คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันที่ 7 สิงหาคม 2552
4. นอกจากนี้ได้มีการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบายการ ส่งเสริมการผลิตพลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยกระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกของกองทุนน้ำมันฯ กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันที่มีเอทานอลหรือไบโอดีเซลมากในระดับ ที่ต่ำกว่าน้ำมันที่มีเอทานอลหรือไบโอดีเซลน้อย เพื่อเป็นการจูงใจและส่งเสริมทั้งผู้ผลิตที่จะได้รับค่าการตลาดที่ สูงกว่าและผู้บริโภคที่จะได้รับราคาขายปลีกที่ต่ำกว่า
5. ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2552 ฐานะกองทุนน้ำมันฯสุทธิ 16,863 ล้านบาท (ทั้งนี้ยังไม่รวมถึงเงินที่กระทรวงการคลังจะต้องจ่ายคืนให้แก่กองทุน น้ำมันฯ จากการดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ของรัฐบาล ประมาณ 2,166 ล้านบาท) และฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2552 มีเงินสดเหลือ 14,856 ล้านบาท ทั้งนี้เมื่อพิจารณาการดำเนินการตามนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบาย การส่งเสริมการผลิตพลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยอาศัยกลไกของกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารและจัดการพบว่ากองทุนน้ำมันฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 3,104 ล้านบาท/เดือน และกองทุนอนุรักษ์ฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 1,026 ล้านบาท/เดือน
6. กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายรัฐบาล โดยคำนึงถึงการบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชนครอบคลุมถึงภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรมและภาคการผลิต รวมทั้งภาคครัวเรือน โดยให้ความสำคัญกับการลดค่าครองชีพของประชาชนเป็นหลัก รวมทั้งการลดต้นทุนการผลิตเพื่อเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจโดยรวมของประเทศ ดังนี้
6.1 ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 2.00 บาท/ลิตร โดยอาศัยกลไกของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควบคู่ไปกับกลไกกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยการบริหารและจัดการ ดังนี้
(1) ยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของทั้งน้ำมัน เบนซินและน้ำมันดีเซล ที่ปัจจุบันเก็บอยู่ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.54 บาท/ลิตร
(2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.37 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 1.70 บาท/ลิตร เป็น 0.33 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 1.46 บาท/ลิตร
- การยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.54 บาท/ลิตร ตามข้อ ควบคู่ไปกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1.46 บาท/ลิตร ตามข้อ (2) รวมกันแล้วจะทำให้สามารถลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงได้ 2.00 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.37 บาท/ลิตร จะส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง ประมาณ 1,002 ล้านบาท/เดือน
(3) เพื่อจูงใจและส่งเสริมผู้ผลิต โดยให้มีค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 สูงกว่าน้ำมันดีเซล รวมทั้งจูงใจผู้ใช้น้ำมัน โดยทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่า น้ำมันดีเซล จึงจำเป็นต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีก 0.58 บาท/ลิตร จากปัจจุบันซึ่งชดเชยอยู่ 0.23 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.81 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล 1.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 421 ล้านบาท/เดือน
(4) เพื่อไม่ให้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลกระทบต่อเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ จึงต้องปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 95 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 7.00 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร และน้ำมันเบนซิน 91 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 5.70 บาท/ลิตร เป็น 6.20 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงขึ้นประมาณ 123 ล้านบาท/เดือน โดยที่การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันทั้ง 2 ประเภท จะไม่ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้น เนื่องจากการปรับเพิ่มจะทำพร้อมไปกับการยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของน้ำมันเบนซิน ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร เช่นเดียวกัน ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล การปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวมลดลงประมาณ 1,300 ล้านบาท/เดือน
6.2 ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) กระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกการกำหนดราคาขายส่งให้คงที่ในระดับ 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 10.99 บาท/กก. เพื่อทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ในระดับราคาประมาณ 18.13 บาท/กก. ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศต่ำกว่าต้นทุนการนำเข้าที่ปัจจุบันอยู่ในระดับประมาณ 550 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 18.59 บาท/กก. ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG ขาดแรงจูงใจในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ระดับ 350,000 ตัน/เดือน จะไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ ในระดับประมาณ 74,000 ตัน/เดือน โดยเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเฉลี่ยประมาณ 10.00 บาท/กก. ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 1 ปี คาดว่าจะเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 740 ล้านบาท/เดือน
6.3 มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติเพื่อ เป็นทางเลือก โดยเฉพาะในกลุ่มของรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน จำนวนรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนเป็น NGV ประมาณ 30,000 คัน โดยรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ LPG กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดให้มีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวนประมาณ 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV ซึ่งมีค่าใช้จ่ายประมาณ คันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่สามารถช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
6.4 ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) กระทรวงพลังงานเห็นว่า NGV เป็นต้นทุนที่สำคัญต่อราคาสินค้าอุปโภคบริโภคที่ส่งผลต่อค่าครองชีพของ ประชาชน และต้นทุนที่สำคัญต่อภาคขนส่ง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ประกอบกับ ปัจจุบันราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มอบหมายให้ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดและจัดทำแผนการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่ง เสริมการใช้ NGV อย่างต่อเนื่องเพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนอย่างยั่งยืน ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นควรที่จะตรึงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 8.50 บาท/กก. ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 ปี (ส.ค. 52 - ส.ค. 53)
เพื่อไม่ให้การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวกระทบต่อแผนการขยายเครือข่าย และส่งเสริมการใช้ NGV ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ การกำหนดราคา NGV โดยขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550 - 2551 ในระดับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไปจึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง กระทรวงพลังงาน เห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานรับไปดำเนินการชดเชยราคาขาย ปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า นอกจากนั้นการดำเนินการชดเชยดังกล่าวจะต้องคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย พร้อมทั้งมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่าย รวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
6.5 มาตรการตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ปัจจุบันค่า Ft ที่ประชาชนต้องจ่ายจะอยู่ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ซึ่งประกอบด้วย ค่า Ft คงที่ 46.83 สตางค์/หน่วย และค่า Ft ที่เปลี่ยนแปลงไป (เดลต้า Ft) 45.72 สตางค์/หน่วย โดยปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้รับภาระค่า Ft แทนประชาชนประมาณ 20,000 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้มีมาตรการตรึงค่า Ft เพื่อเป็นการลดภาระของประชาชน และเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันให้กับภาคอุตสาหกรรมตามที่ภาค อุตสาหกรรมได้ร้องขอ โดยกระทรวงพลังงานจะประสานการดำเนินการตามนโยบายดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับ กิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในรายละเอียดกับ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในทางปฏิบัติสามารถดำเนินการได้โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวจะทำให้สามารถคงค่า Ft ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ได้จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ทั้งนี้การตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. คิดเป็นวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท
6.6 การตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ การดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของ รัฐบาล โดยเฉพาะในประเด็นการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 2 บาท/ลิตร และ 0.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ จำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน และสถานีบริการ เนื่องจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง ผู้ผลิตจะส่งเงินเข้ากองทุนฯ พร้อมกับชำระภาษีสรรพสามิต ก่อนที่จะมีการขนส่งไปจำหน่ายในคลังน้ำมันและสถานีบริการทั่วประเทศ ดังนั้น น้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมันและสถานีบริการ จึงเป็นน้ำมันที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้วทั้งสิ้น เมื่อมีการลดอัตราเงินกองทุนฯ จะไม่มีผลย้อนหลังไปยังน้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมัน และสถานีบริการ ซึ่งส่งเงินเข้ากองทุนฯ ไปแล้วในอัตราเดิม ทำให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการเกิดผลการขาดทุนจากน้ำมันคงเหลือที่ ซื้อมาในราคาสูง มาลดราคาจำหน่ายตามอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ที่ลดลง ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการจะลดปริมาณน้ำมันคงเหลือที่ซื้อมาในราคา เก่าให้เหลือน้อยที่สุด หรือหยุดจำหน่ายชั่วคราว อาจทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันได้
เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว จะต้องมีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และ มีการชดเชยผลการขาดทุนให้แก่ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการ ซึ่งสามารถดำเนินการได้ โดยใช้อำนาจนายกรัฐมนตรีตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ../2552 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อนำเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาลงนามและเพื่อให้การดำเนินการดังกล่าวเป็นไป อย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงมหาดไทย รวมทั้งสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการต่อไป
7. ประมาณการวงเงินเพื่อสนับสนุนการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้าน พลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาลตามข้อ 6 คาดว่ามีวงเงินเพื่อการสนับสนุน ดังนี้
7.1 กองทุนน้ำมันฯ ใช้เงินสนับสนุนจำนวนทั้งสิ้น 29,280 ล้านบาท แบ่งเป็น 1) ลดราคาน้ำมันดีเซลจำนวน 1,300 ล้านบาท/เดือน 2) ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG จำนวน 740 ล้านบาท/เดือน 3) ตรึงราคา NGV จำนวน 300 ล้านบาท/เดือน และ 4)โครงการเปลี่ยนแท็กซี่เป็น NGV 30,000 คัน ภายใน 4 เดือน จำนวน 300 ล้านบาท/เดือน อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีเงินสดหมุนเวียนสุทธิ ประมาณ 3,104 ล้านบาท/เดือน กรณีที่ต้องสนับสนุนมาตรการดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง 2,640 ล้านบาท/เดือน เหลือเงินสดหมุนเวียนสุทธิ 464 ล้านบาท/เดือน เพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมพลังงานทดแทนและนโยบายการส่งเสริมการผลิต พลังงานให้มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ตามข้อ 4 รวมทั้งสำรองไว้เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
7.2 กฟผ. รับภาระการยืดเวลาการจ่ายคืนค่า Ft ของประชาชนประมาณ 10,000 ล้านบาท
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ที่ประชุมได้หยิบยกประเด็นภาระของกองทุนหากราคาน้ำมันปรับขึ้นมากกว่า 70 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ขึ้นมาพิจารณา ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า มาตรการตรึงราคา NGV จะไม่ทำให้เกิดภาระเพิ่มขึ้น เนื่องจากมาตรการได้กำหนดให้ ปตท. สามารถทยอยปรับราคาขึ้นได้ประมาณ 2 บาท/กก. ส่วนกรณีการตรึงราคาก๊าซ LPG หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นเป็น 80 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น เป็นประมาณ 600 - 650 เหรียญสหรัฐ/ตัน และทำให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 2 - 3 บาท/กก. จากปัจจุบันที่กองทุนน้ำมันฯ ได้จ่ายชดเชยอยู่ที่ 10 บาท/กก.นอกจากนี้ถ้าราคาน้ำมันเพิ่มขึ้นผู้ใช้น้ำมันจะหันมาใช้ก๊าซ LPG เพิ่มมากขึ้นซึ่งทำให้ต้องมีการนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นด้วย และกองทุนน้ำมันฯ อาจมีภาระเพิ่มขึ้น เพราะราคาก๊าซ LPG จะผันแปรตามราคาน้ำมัน แต่อย่างไรก็ตามมาตรการเปลี่ยนเป็นรถแท็กซี่ NGV จะลดการใช้ LPG ได้ และในเดือนมิถุนายน 2553 โรงแยกก๊าซที่ 6 จะเปิดเดินเครื่องซึ่งจะทำให้กำลังผลิตก๊าซ LPG ในประเทศเพิ่มขึ้น การนำเข้าก๊าซ LPG จะลดลง และจะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ ลดลงได้
2.รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงในส่วนความพร้อมของสถานีบริการและบริการอื่นๆ เพื่อรองรับมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ ที่จะมีผู้ใช้ NGV เพิ่มขึ้นว่าปัจจุบันกระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการตามแผนขยายสถานีบริการ NGV และเครือข่ายเพื่อเตรียมรองรับนโยบายดังกล่าวแล้ว
3.ประธานฯ ได้สอบถามข้อดีและข้อเสียกรณีปรับลดเงินส่งเฉพาะกองทุนอนุรักษ์ฯ ทั้งหมด โดยไม่ปรับลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่า ปัจจุบันกองทุนอนุรักษ์ฯ มีภาระผูกพันค่อนข้างมาก หากลดการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ มากเกินไปอาจทำให้มีผลกระทบต่อฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ในการจ่ายชดเชยการจ่ายหนี้ผูกพันและการพัฒนาส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้
4.ประธานฯ สอบถามเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ที่ได้จัดเก็บไว้แล้วจำนวน 7,596 ล้านบาท ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ชี้แจงว่าจะนำเสนอแนวทางการบริหารเงินดังกล่าวในการประชุม กพช. ในวันที่ 24 สิงหาคม 2552
5.ปลัดกระทรวงพลังงานได้เสนอความเห็นว่า ขอให้ที่ประชุมฯ มีมติให้โอนเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บไว้เพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งที่ได้จัดเก็บ ไว้แล้วประมาณ 7,596 ล้านบาท มาสมทบกับเงินสำหรับส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และลดอัตราจัดเก็บเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลสำหรับส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานจากที่เก็บอยู่ 0.25 บาท/ลิตร เหลือ 0.05 บาท/ลิตร และภายหลังระยะเวลา 1 ปี ให้กลับมาจัดเก็บในอัตราเดิม คือ 0.25 บาท/ลิตร ทั้งนี้เนื่องจากตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี จะต้องมีมาตรการในการส่งเสริมพลังงานทดแทนจำนวนมาก ซึ่งจะต้องใช้เงินจำนวนมากเพื่อผลักดันให้เป็นไปตามเป้าหมาย ดังนั้นจึงมีความจำเป็นต้องใช้เงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ จำนวนนี้มาสนับสนุน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล ดังนี้
1.1 ปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 2.00 บาท/ลิตร โดยอาศัยกลไกของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานควบคู่ไปกับกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยการบริหารและจัดการ ดังนี้
(1) ยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของทั้งน้ำมัน เบนซินและน้ำมันดีเซล ที่ปัจจุบันเก็บอยู่ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร และให้โอนเงินที่ได้จัดเก็บไว้แล้วในส่วนนี้ประมาณ 7,596 ล้านบาท มาสมทบกับเงินสำหรับส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และลดอัตราจัดเก็บเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลสำหรับส่งเสริมอนุรักษ์พลังงานจากที่เก็บอยู่ 0.25 บาท/ลิตร เหลือ 0.05 บาท/ลิตร เป็นระยะเวลา 1 ปี จนถึงสิ้นเดือนสิงหาคม 2553 หลังจากนั้นให้กลับมาจัดเก็บในอัตราเดิม คือ 0.25 บาท/ลิตร รวมลดอัตราเงินเก็บเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.75 บาท/ลิตร
(2) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.17 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 1.70 บาท/ลิตร เป็น 0.53 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 1.25 บาท/ลิตร การยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงได้ประมาณ 0.75 บาท/ลิตร ตามข้อ (1) ควบคู่ไปกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อทำให้ราคาขายปลีกลดลงประมาณ 1.25 บาท/ลิตร ตามข้อ (2) รวมกันแล้วจะทำให้สามารถลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงได้ 2.00 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ลง 1.17 บาท/ลิตร จะส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลง ประมาณ 856 ล้านบาท/เดือน
(3) เพื่อจูงใจและส่งเสริมผู้ผลิต โดยให้มีค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 สูงกว่าน้ำมันดีเซล รวมทั้งจูงใจผู้ใช้น้ำมัน โดยทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล จึงจำเป็นต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 อีก 0.58 บาท/ลิตร จากปัจจุบันซึ่งชดเชยอยู่ 0.23 บาท/ลิตร เป็นชดเชย 0.81 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซล 1.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้การดำเนินการปรับอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ดังกล่าวทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 421 ล้านบาท/เดือน
(4) เพื่อไม่ให้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลกระทบต่อเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ จึงต้องปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันเบนซิน 95 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 7.00 บาท/ลิตร เป็น 7.50 บาท/ลิตร และน้ำมันเบนซิน 91 จำนวน 0.50 บาท/ลิตร จากปัจจุบัน 5.70 บาท/ลิตร เป็น 6.20 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงขึ้นประมาณ 123 ล้านบาท/เดือน โดยที่การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันทั้ง 2 ประเภท จะไม่ส่งผลทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้น เนื่องจากการปรับเพิ่มจะทำพร้อมไปกันกับการยกเลิกการจัดเก็บเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ ในส่วนที่เก็บเพื่อส่งเสริมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งของน้ำมันเบนซิน ในอัตรา 0.50 บาท/ลิตร เช่นเดียวกัน ทั้งนี้การดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซล ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และปรับเพิ่มเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับรวมลดลงประมาณ 1,154 ล้านบาท/เดือน
1.2 ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553)
กระทรวงพลังงานได้อาศัยกลไกการกำหนดราคาขายส่งให้คงที่ในระดับ 330 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 10.99 บาท/กก. เพื่อทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงที่ซึ่งส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศต่ำกว่าต้นทุนการนำเข้าที่ปัจจุบันอยู่ในระดับประมาณ 550 เหรียญสหรัฐ/ตัน หรือเทียบเท่า 18.59 บาท/กก. ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG ขาดแรงจูงใจในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และทำให้ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ที่ระดับ 350,000 ตัน/เดือน จะไม่เพียงพอต่อความต้องการที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศ ในระดับประมาณ74,000 ตัน/เดือน โดยเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าเฉลี่ยประมาณ 10.00 บาท/กก. ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 1 ปี คาดว่าจะเป็นภาระของกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 740 ล้านบาท/เดือน
1.3 มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่
กระทรวงพลังงานได้จัดทำมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นทางเลือก โดยเฉพาะในกลุ่มของรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เป็นเชื้อเพลิงแทนเพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน จำนวนรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนเป็น NGV ประมาณ 30,000 คัน โดยรถแท็กซี่ที่ยังไม่ได้ปรับเปลี่ยนส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ LPG กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดให้มีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวนประมาณ 30,000 คัน ให้เปลี่ยนมาใช้ NGV ซึ่งมีค่าใช้จ่ายประมาณ คันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่สามารถช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
1.4 ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553)
กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า NGV เป็นต้นทุนที่สำคัญต่อราคาสินค้าอุปโภคบริโภคที่ส่งผลต่อค่าครองชีพของ ประชาชน และต้นทุนที่สำคัญต่อภาคขนส่ง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ประกอบกับ ปัจจุบันราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น จึงได้มอบหมายให้ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดและจัดทำแผนการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่ง เสริมการใช้ NGV อย่างต่อเนื่องเพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนอย่างยั่งยืน ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นควรที่จะตรึงราคาขายปลีก NGV ไว้ที่ระดับ 8.50 บาท/กก. ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 ปี (ส.ค. 52 - ส.ค. 53)
เพื่อไม่ให้การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว กระทบต่อแผนการขยายเครือข่ายและส่งเสริมการใช้ NGV ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550 - 2551 ในระดับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และ ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไปจึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นควร มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานรับไปดำเนินการชดเชยราคาขาย ปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกันกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า นอกจากนั้นในการดำเนินการชดเชยดังกล่าวจะต้องคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย และมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้ NGV เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้การดำเนินการตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
1.5 มาตรการตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553
ปัจจุบันค่า Ft ที่ประชาชนต้องจ่ายจะอยู่ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ซึ่งประกอบด้วย ค่า Ft คงที่ 46.83 สตางค์/หน่วย และค่า Ft ที่เปลี่ยนแปลงไป (เดลต้า Ft) 45.72 สตางค์/หน่วย โดยปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้รับภาระค่า Ft แทนประชาชนประมาณ 20,000 ล้านบาท กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้มีมาตรการตรึงค่า Ft เพื่อเป็นการลดภาระของประชาชน และเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันให้กับภาคอุตสาหกรรมตามที่ภาค อุตสาหกรรมได้ร้องขอ โดยกระทรวงพลังงานจะประสานการดำเนินการตามนโยบายดังกล่าวให้คณะกรรมการกำกับ กิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในรายละเอียดกับ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ซึ่งในทางปฏิบัติก็สามารถดำเนินการได้โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวจะทำให้สามารถคงค่า Ft ในระดับ 92.55 สตางค์/หน่วย ได้จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 ทั้งนี้ การตรึงค่า Ft จนถึงเดือนสิงหาคม 2553 โดยการขยายเวลาการจ่ายคืนภาระค่า Ft ให้กับ กฟผ. คิดเป็นวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท
1.6 การตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ
การดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของ รัฐบาล โดยเฉพาะในประเด็นการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อทำให้ราคาน้ำมันดีเซล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 2 บาท/ลิตร และ 0.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ จำเป็นต้องดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมัน และสถานีบริการ เนื่องจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนอนุรักษ์ฯ ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง ผู้ผลิตจะส่งเงินเข้ากองทุนฯ พร้อมกับชำระภาษีสรรพสามิต ก่อนที่จะมีการขนส่งไปจำหน่ายในคลังน้ำมันและสถานีบริการทั่วประเทศ ดังนั้น น้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมันและสถานีบริการ จึงเป็นน้ำมันที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้วทั้งสิ้น เมื่อมีการลดอัตราเงินกองทุนฯ จะไม่มีผลย้อนหลังไปยังน้ำมันที่จำหน่ายและคงเหลืออยู่ในคลังน้ำมัน และสถานีบริการ ซึ่งส่งเงินเข้ากองทุนฯ ไปแล้วในอัตราเดิม ทำให้ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการเกิดผลการขาดทุนจากน้ำมันคงเหลือที่ ซื้อมาในราคาสูง มาลดราคาจำหน่ายตามอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ที่ลดลง ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการจะลดปริมาณน้ำมันคงเหลือที่ซื้อมาในราคา เก่าให้เหลือน้อยที่สุด หรือหยุดจำหน่ายชั่วคราว อาจทำให้เกิดการขาดแคลนน้ำมันได้
เพื่อแก้ปัญหาดังกล่าว จะต้องมีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่มีผลบังคับใช้ และมีการชดเชยผลการขาดทุนให้แก่ผู้ค้าน้ำมันและเจ้าของสถานีบริการ ซึ่งสามารถดำเนินการได้ โดยใช้อำนาจนายกรัฐมนตรีตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ../2552 เรื่องกำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อนำเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาลงนาม
เพื่อให้การดำเนินการดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงมหาดไทย รวมทั้งสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน รับไปดำเนินการปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง ตามข้อ 1 ภายใน 1 สัปดาห์ หลังจากที่คณะรัฐมนตรีได้พิจารณาให้ความเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ
กพช. ครั้งที่ 125 - วันพุธที่ 6 พฤษภาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2552 (ครั้งที่ 125)
วันพุธที่ 6 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
3.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
4.การแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (เพิ่มเติม)
5.นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
7.งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) เป็นประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) เป็นกรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. สายส่งเชื่อมโยง 115 เควี ระหว่างสถานีไฟฟ้า (สฟ.) ท่าลี่ กับสถานีไฟฟ้า (สฟ.) ปากลาย เป็นส่วนหนึ่งของโครงการ Lao : GMS Northern Transmission Project ซึ่งธนาคารเพื่อการพัฒนา แห่งเอเซีย (Asian Development Bank : ADB) และกลุ่มผู้ให้เงินกู้จะให้เงินกู้ในการก่อสร้างโครงการฯ แก่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ทั้งนี้สายส่งส่วนใหญ่จะเป็นการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าใน สปป.ลาว ส่วนที่เหลืออีกประมาณ 10 เปอร์เซนต์ เป็นการเชื่อมโยงระหว่างไทยกับ สปป.ลาว (115 เควี ท่าลี่ - ปากลาย) ซึ่งการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ดำเนินการศึกษาระบบไฟฟ้าเบื้องต้นเพื่อดูขีดความสามารถ ในการไหล (Flow) ของกำลังไฟฟ้าจากไทยไปยัง สปป.ลาว แล้ว
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2552 มีมติให้ กฟผ. เจรจาด้านเทคนิคกับ สปป. ลาว และเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี จุดใหม่ ระหว่าง สฟ.ท่าลี่ (ไทย) กับ สฟ. ปากลาย (สปป. ลาว) และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2552 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจ และกำหนดให้มีการลงนามร่วมกับ สปป. ลาว ในช่วงที่ประธานประเทศของ สปป. ลาว จะเดินทางมาประเทศไทยระหว่างวันที่ 12 - 14 พฤษภาคม 2552
3. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้
3.1 ทั้งสองฝ่ายเห็นชอบในการให้ความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี จุดใหม่ ระหว่าง สฟ.ท่าลี่ (ไทย) กับ สฟ.ปากลาย (สปป.ลาว) ส่วนเงื่อนไขรายละเอียดตลอดทั้งกำหนดเวลาในการเชื่อมต่อเข้าสู่ระบบไฟฟ้า ทั้งสองฝ่ายจะได้กำหนดรายละเอียดเพิ่มเติมต่อไป
3.2 ทั้งสองฝ่ายจะร่วมจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยมีราคาและเงื่อนไขที่เหมาะสมสอดคล้องกับความมั่นคง การจำหน่ายไฟฟ้าและดำเนินการอื่นๆ ตามความจำเป็น
3.3 ทั้งสองฝ่ายจะร่วมมือเพื่อประสานการเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าระหว่างสองประเทศให้ สอดคล้องกับหลักการทางเทคนิค นโยบายการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าของแต่ละประเทศให้มี ประสิทธิภาพสูงและเป็นไปตามกำหนดเวลาที่ได้ตกลงกัน
3.4 ทั้งสองฝ่ายจะเสนอเรื่องความร่วมมือนี้ต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ของไทย และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศของ สปป. ลาว เพื่อให้ความเห็นชอบในการดำเนินการและส่งผลในทางปฏิบัติต่อไป
3.5 บันทึกความเข้าใจฉบับนี้ จะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบ จากคณะอนุกรรมการประสานฯ และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศ และจะสิ้นสุดแล้วแต่เหตุการณ์ใดจะเกิดก่อน ดังนี้ 1) ทั้งสองฝ่ายตกลงร่วมกันยกเลิกบันทึกความเข้าใจฉบับนี้เป็น ลายลักษณ์อักษร หรือ 2) เมื่อทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 เควี จุดใหม่ ระหว่างสถานีไฟฟ้าท่าลี่ (ไทย) กับสถานีไฟฟ้าปากลาย (สปป.ลาว)
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบัน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ส่งพลังงานไฟฟ้าให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) ที่ สฟ.นครพนม (ฝั่งไทย) ถึง สฟ.ท่าแขก (ฝั่งลาว) ที่ระดับแรงดัน 115 กิโลโวลต์ ภายใต้สัญญาน้ำงึม 1 ในอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจาก ฟฟล. บวกด้วยค่าก่อสร้างระบบส่งในฝั่งไทย 0.19 บาท/หน่วย (Peak 1.79 บาท/หน่วย และ Off-Peak 1.39 บาท/หน่วย) เพื่อตอบสนองกับความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในประเทศลาว และภายใต้สัญญาลูกค้าตรง (โรงปูนซีเมนต์และเหมืองเซโปน) ในอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกของไทย
2. ต่อมา ฟฟล. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ไฟฟ้าภายในประเทศลาว โรงปูนซีเมนต์ และเหมืองเซโปน ที่ผลิตจากโครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 75 เมกะวัตต์ ที่มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าให้ ฟฟล. ประมาณกลางปี 2552 โดย ฟฟล. ได้มีการสร้าง สฟ.มหาไซย และสายส่งเชื่อมโยงจากโครงการน้ำเทิน 2 เข้ากับ สฟ.ท่าแขก
3. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ในการประชุมเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2552 ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินความต้องการของ ฟฟล. จากโครงการน้ำเทิน 2 และมีมติเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจดังกล่าวเพื่อเสริมสร้างความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ ฟฟล.
4. สาระสำคัญของร่างบันทึกความเข้าใจ สรุปได้ดังนี้
4.1 กฟผ. รับทราบว่า ฟฟล. มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโครงการโรงไฟฟ้าน้ำเทิน 2 ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าประมาณกลางปี 2552 โดยในระยะแรกจะมีไฟฟ้าเกินจากความต้องการของ ฟฟล. จึงประสงค์จะขายไฟฟ้าส่วนเกินความต้องการนี้ให้ กฟผ. และ กฟผ. ยินดีที่จะรับซื้อ ทั้งนี้ ทั้งสองฝ่ายจะร่วมกันตกลงราคาและเงื่อนไขในการซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
4.2 ทั้งสองฝ่ายจะเสนอเรื่องความร่วมมือนี้ต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ของไทย และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศของ สปป. ลาว เพื่อให้ความเห็นชอบในการดำเนินการและส่งผลในทางปฏิบัติต่อไป
4.3 บันทึกความเข้าใจฉบับนี้ จะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการ ประสานฯ และคณะประสานงานการพัฒนาไฟฟ้ากับต่างประเทศและจะสิ้นสุดแล้วแต่เหตุการณ์ใด จะเกิดก่อน ดังนี้ 1) ทั้งสองฝ่ายตกลงร่วมกันยกเลิกบันทึกความเข้าใจฉบับนี้เป็นลายลักษณ์อักษร หรือ 2) เมื่อทั้งสองฝ่ายได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ ไทย (กฟผ.) กับรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) เรื่องความร่วมมือในการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เกินความต้องการของ ฟฟล. จากโครงการน้ำเทิน 2
เรื่องที่ 3 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 3 โครงการ ได้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ โครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ขนาดกำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการหงสาลิกไนต์ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ซึ่งได้ผ่านการเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุด คณะอนุกรรมการประสานฯ กพช. และ ครม. แล้ว และเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2552 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์
3. สรุปสาระสำคัญของโครงการหงสาลิกไนต์ได้ดังนี้
3.1 ผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (40%) ราชบุรี 40%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (20%)
3.2 โครงการ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้า (กำลังผลิต (3 X 551 เมกะวัตต์ : 1,653 เมกะวัตต์) เหมืองถ่านหิน และเหมืองหินปูน มีกำลังผลิตที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทยที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์
3.3 ระบบส่ง : จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลต์ ณ ชายแดนไทย-ลาว บริเวณจังหวัดน่าน ห่างจากสถานีไฟฟ้าแม่เมาะประมาณ 245 กิโลเมตร และในฝั่ง สปป. ลาว ระยะทางประมาณ 67 กิโลเมตร และกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) : Unit 1 : 1 มีนาคม 2558; Unit 2 : 1 สิงหาคม 2558 และ Unit 3 : 1 ธันวาคม 2558
4. สาระสำคัญของร่าง Tariff MOU สรุปได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด และบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน)
4.2 โครงการหงสาลิกไนต์เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป.ลาว
4.3 บริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ โดยSponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.4 กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และบริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม ซึ่ง MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบตามที่ ระบุข้างต้น
4.5 โครงการมีกำลังผลิตสุทธิที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย 1,473 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การที่จะขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว จะต้องมีระบบป้องกัน ที่จะไม่กระทบอีกฝ่ายหนึ่ง
4.6 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) สรุปได้ดังนี้ 1) Availability Payment (AP) เท่ากับ 1.409 บาท/หน่วย 2) Energy Payment (EP) เท่ากับ0.866 บาท/หน่วย และ 3) รวม AP + EP เท่ากับ 2.275 บาท/หน่วย
4.7 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) ของเครื่องที่จ่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาวอนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.8 ทั้งสองฝ่ายจะใช้ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ที่ กฟผ. ได้จัดส่งให้เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2552 เป็นต้นแบบในการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายในอายุของ MOU นี้
4.9 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ดังนี้ 1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ 3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.10 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่วางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามในร่างสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ได้ภายในระยะเวลาที่เหมาะสม
4.11 ผู้พัฒนาโครงการจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกันจำนวน 147.3 ล้านบาท ภายในระยะเวลา 30 วันหลังจากวันที่ กฟผ. แจ้งว่า MOU ได้รับการอนุมัติจาก กพช.
4.12 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้
-Scheduled Financial Close Date (SFCD) : วันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2554 และ 12 เดือนนับจากวันลงนาม PPA
-Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 44 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง
Unit 1: 50 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
Unit 2: 55 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
Unit 3 : 59 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.13 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ดังนี้ 1) วันลงนามสัญญาฯ เท่ากับ 21 Million USD 2) วัน Financial Close Date เท่ากับ 53 Million USD 3) วัน COD เท่ากับ 47 Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 13 ปี เท่ากับ 16 Million USD
4.14 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
- เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขจากร่าง MOU โครงการหงสาลิกไนต์ ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากโครงการหงสาลิกไนต์เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ตั้งอยู่ใน ต่างประเทศ เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ฉบับเบื้อง ต้น ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์และ การแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดยเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2550 รองนายกรัฐมนตรี (นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์) ประธาน กพช. ได้มีคำสั่งคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 3/2550 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน นิวเคลียร์ ซึ่งประกอบด้วย พลอากาศเอก กำธน สินธวานนท์ เป็นประธานที่ปรึกษาคณะกรรมการ นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 20 คน เป็นกรรมการ โดยมีอำนาจหน้าที่ในการกำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ กำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนฯ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการพัฒนาและก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
2. เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2551 กระทรวงการต่างประเทศได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเพิ่มผู้แทนของกรมองค์การ ระหว่างประเทศเป็นกรรมการในคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เนื่องจากเห็นว่าจะเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในการพัฒนา โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ รวมทั้งเพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เกิดประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน นิวเคลียร์ ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2552 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2552 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการแต่งตั้งองค์ประกอบของคณะกรรมการประสานฯ เพิ่มเติม ดังนี้ 1) ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยหรือผู้แทน 2) ผู้แทนกรมองค์การระหว่างประเทศ กระทรวงการต่างประเทศ และ 3) นายธเนศ สุจารีกุล เป็นกรรมการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการเพิ่มเติมตามร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการ ประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (เพิ่มเติม) พร้อมทั้งให้ปรับปรุงในส่วนของ รองประธานกรรมการจากรองปลัดกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (นายพูลสุข พงษ์พิพัฒน์) เป็น รองปลัดกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีที่ได้รับมอบหมาย
เรื่องที่ 5 นโยบายการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการออกกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 และมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2550 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง ในคลังน้ำมัน สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานคร นนทบุรี ปทุมธานี และสมุทรปราการ และได้ออกประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ลงวันที่ 23 เมษายน 2550 ออกตามความในข้อ 2 (1)(ก) แห่งกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 จะมีผลบังคับใช้ในวันที่ 23 พฤษภาคม พ.ศ. 2552 กำหนดให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมในพื้นที่ 7 จังหวัด ได้แก่ จังหวัดชลบุรี พระนครศรีอยุธยา ระยอง สงขลา สมุทรสาคร สระบุรี และสุราษฏร์ธานี
2. ตามประกาศกระทรวงข้างต้น ทำให้ผู้ประกอบกิจการคลังน้ำมันเชื้อเพลิง สถานีบริการน้ำมัน และรถขนส่งน้ำมันในพื้นที่ 7 จังหวัด ต้องปรับปรุงสถานประกอบการให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงและดัดแปลงรถขน ส่งน้ำมันให้เป็นระบบรับน้ำมันเชื้อเพลิงใต้ถัง (bottom loading) ในคลังน้ำมัน จำนวน 27 แห่ง สถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่ง และรถขนส่งน้ำมัน จำนวน 3,526 คัน มีภาระเกิดขึ้น โดยมีต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดัดแปลงรถขนส่งน้ำมันให้เป็นระบบ bottom loading ประมาณ 300,000 - 500,000 บาทต่อคัน ผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์จากกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ขอให้ยกเว้นภาษีนำเข้าอุปกรณ์ระบบควบคุมไอน้ำมัน ยกเว้นหรือลดเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และขอให้จัดเงินกู้ยืมปลอดดอกเบี้ยเพื่อใช้ในการปรับปรุงรถขนส่งน้ำมันเพื่อ ไม่ให้เป็นภาระต่อผู้ประกอบการ ขณะเดียวกัน ธพ. ได้มีการศึกษาระบบการควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ รถขนส่งฯ และพบว่าระบบ modified top loading ที่ใช้ในญี่ปุ่นเป็นระบบที่สามารถควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงได้ดีพอควร โดยมีประสิทธิภาพประมาณร้อยละ 85 และราคาค่าปรับปรุงประมาณ 70,000 บาท รวมทั้งมีค่ามลพิษอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้ ซึ่งต่อมาในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 กลุ่มผู้ประกอบการรถขนส่งน้ำมัน จึงมีหนังสือขอให้ ธพ. พิจารณาทางเลือกให้ใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันแบบ top loading เนื่องจากมีค่าใช้จ่ายที่ต่ำกว่าเพื่อช่วยลดภาระให้กับผู้ประกอบการ
3. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2552 คณะกรรมการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงได้มีมติ เห็นชอบร่างกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. .... โดยกฎกระทรวงดังกล่าวจะเป็นการผ่อนผันให้กับรถบรรทุกน้ำมันเก่าที่มีอยู่ ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ และจะสามารถใช้ระบบ top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันที่มีอายุ ไม่เกิน 10 ปี พร้อมทั้งเห็นชอบร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... กำหนดให้การควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงในพื้นที่ 7 จังหวัด มีผลบังคับใช้หลังจากกฎกระทรวงดังกล่าวมีผลบังคับใช้แล้ว 180 วัน
4. เมื่อเดือนเมษายน 2552 คณะกรรมาธิการการกฎหมาย การยุติธรรม และสิทธิมนุษยชน ได้ประชุมร่วมกับกระทรวงพลังงาน ในกรณีผู้ขนส่งน้ำมันร้องเรียนว่าไม่ได้รับความเป็นธรรมตามกฎกระทรวงควบคุม ไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ซึ่งที่ประชุมได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาดำเนินการเลื่อนเวลาบังคับใช้ ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดเขตพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปเป็นเวลา 2 ปี ขณะที่ปัจจุบันมีคลังน้ำมันจำนวน 17 แห่ง และสถานีบริการน้ำมัน จำนวน 1,791 แห่งที่สามารถปรับปรุงให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงทันตามกำหนดเวลา บังคับใช้ สำหรับรถขนส่งน้ำมันจำนวน 3,526 คัน ได้ปรับปรุงเป็นระบบเติมน้ำมันใต้ถังแล้ว จำนวน 1,058 คัน ส่วนที่เหลือจำนวน 2,468 คัน ยังไม่ได้ทำการปรับปรุง เนื่องจากยังขาดเงินทุนในการปรับปรุงให้ได้ทันกำหนดได้ และเป็นรถเก่าที่ไม่เหมาะปรับปรุงเป็น bottom loading ซึ่งจะไม่คุ้มค่า
5. จากสภาวะเศรษฐกิจในปัจจุบันการแก้ไขกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 เพื่อให้มีทางเลือกใช้ระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันชนิด ที่มีการรับน้ำมันเชื้อเพลิงเหนือถัง และการแก้ไขรถขนส่งน้ำมันให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงจำเป็นต้องใช้ เวลาในการดำเนินการ หากไม่เลื่อนกำหนดบังคับใช้ ซึ่งจะมีผลในวันที่ 23 พฤษภาคม 2552 รถทุกคันในพื้นที่จะต้องปรับปรุงเป็น bottom loading ซึ่งอาจเกิดปัญหาการขนส่งน้ำมันไปยังสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง และปัญหาการขาดแคลนน้ำมันได้ จึงจำเป็นต้องพิจารณาเลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปก่อน และให้มีผลบังคับใช้หลังจากกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ที่แก้ไขให้มีระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับรถขนส่งน้ำมันชนิดที่มีการ รับน้ำมันเชื้อเพลิงเหนือถัง มีผลบังคับใช้แล้ว 180 วัน
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้ปรับปรุงกฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2550 ในประเด็นดังนี้
1.1 ให้เพิ่มเติมการใช้ระบบ modified top loading สำหรับรถขนส่งน้ำมันไว้ในกฎกระทรวงด้วย
1.
1.2 กำหนดให้ใช้ระบบ modified top loading กับรถขนส่งน้ำมันที่มีอยู่ก่อนกฎกระทรวงใช้บังคับ
3 สำหรับรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตขึ้นใหม่ กำหนดให้ใช้เป็นระบบ Bottom Loading
2.เห็นควรให้เลื่อนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่องกำหนดพื้นที่ให้มีการติดตั้งระบบควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 ออกไปอีก 1 ปี
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 45.59 และ 48.00 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 2.50 และ 8.84 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ และในช่วงวันที่ 1 - 27 เมษายน 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัสปรับเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 50.26 และ 49.68 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2552 อยู่ที่ระดับ 54.20 และ 53.14 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 3.77 และ 2.28 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล และในช่วงวันที่ 1 - 27 เมษายน 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95และ 92 และน้ำมันดีเซล ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.20, 59.01 และ 58.39 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและการลดอัตราการกลั่นของโรงกลั่นในเอเชียในเดือนพฤษภาคม เนื่องจากค่าการกลั่นที่อ่อนตัวลง
2. เดือนมีนาคม 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 เพิ่มขึ้น 0.60 บาท/ลิตร, เบนซิน 91 เพิ่มขึ้น 2.10 บาท/ลิตร, แก๊สโซฮอล 95 E10, แก๊สโซฮอล 91 เพิ่มขึ้น 2.60 บาท/ลิตร แก๊สโซฮอล 95 E20, E85 และดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้น 1.60 บาท/ลิตร ส่วนดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3.10 บาท/ลิตร ต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 28 เมษายน 2552 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันทุกชนิดเพิ่มขึ้น ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ณ วันที่ 28 เมษายน 2552 อยู่ที่ระดับ 37.14, 30.04, 26.24, 23.94, 21.29, 25.44, 22.79 และ 19.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. สถานการณ์ก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2552 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง 63 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 399.00 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบ ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นในประเทศอยู่ที่ระดับ 10.9960 บาท/กิโลกรัม และราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 14.6443 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม ทั้งนี้ มีการนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - เมษายน 2552 รวมทั้งสิ้น 497,719.56 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 8,180 ล้านบาท
4. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนมีนาคม 2552 มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตจริง 10 ราย และมีปริมาณผลิตจริง 1.27 ล้านลิตร/วัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพ ไตรมาส 2 ปี 2552 อยู่ที่ 17.18 บาท/ลิตร ในเดือนมีนาคมและช่วงวันที่ 1-18 เมษายน 2552 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 12.10 และ 12.50 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากสถานีบริการรวม 4,178 แห่ง ส่วนการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณ 0.17 ล้านลิตร/วัน จากสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 จำนวน 188 แห่ง ซึ่งราคาขายปลีกต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซินแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.30 บาท/ลิตร
5. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนมีนาคม 2552 มีผู้ผลิตไบโอดีเซล 13 ราย กำลังการผลิตรวม 5.60 ล้านลิตร/วัน ปริมาณความต้องการเฉลี่ยในเดือนมีนาคมและในช่วงวันที่ 1-18 เมษายน 2552 อยู่ที่ 1.71 และ 1.62 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยในช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ 26.96 และ 24.96 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ปริมาณ 21.89 และ 21.68 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ สถานีบริการรวม 2,866 แห่ง ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เท่ากับ 0.20 บาท/ลิตร มีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3.00 บาท/ลิตร
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 29 เมษายน 2552 มีเงินสดในบัญชี 25,835 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 10,702 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 10,252 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 410 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 15,132 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบแผนอนุรักษ์พลังงานและเป้าหมาย ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2551-2554 ตามที่ กพช. เสนอ โดยมีเป้าหมายและการดำเนินการจะลดปริมาณการใช้พลังงานลง 7,820 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 10.8 ของความต้องการใช้พลังงานทั้งหมดของประเทศในปี 2554 และกำหนดเป้าหมายการนำพลังงานหมุนเวียนมาใช้แทนพลังงานเชิงพาณิชย์ 8,858 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 12.2 ของความต้องการใช้พลังงานในปี 2554
2. คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้จัดสรรเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 89,848,165,183 บาท เพื่อนำไปช่วยเหลือ อุดหนุน หรือเป็นเงินทุนหมุนเวียน สนับสนุนการดำเนินงานตามแผนดังกล่าว เป็นรายจ่ายสำหรับแผนอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 18,881 ล้านบาท และงบประมาณรอจ่ายสำหรับ โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง จำนวน 70,967 ล้านบาท โดยอนุมัติจำนวนเงินจำแนกตามแผนงานรายปี
ตารางที่ 1 งบประมาณรายจ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2551-2554
| ปีงบประมาณ | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | รวม 5 ปี |
| 1. แผนพลังงานทดแทน | 4,838 | 1,190 | 1,315 | 880 | 1,110 | 9,332 |
| 2. แผนเพิ่มประสิทธิภาพฯ | 12,549 | 15,927 | 17,940 | 17,116 | 16,736 | 80,267 |
| - ดำเนินการตามแผนอนุรักษ์ฯ | 5,838 | 2,356 | 428 | 351 | 328 | 9,300 |
| - ลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง | 6,711 | 13,571 | 17,512 | 16,765 | 16,408 | 70,967 |
| 3. แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ | 249 | 249 | ||||
| รวม (ล้านบาท) | 17,635 | 17,116 | 19,255 | 17,996 | 17,846 | 89,848 |
| รวม (ล้านบาท) ไม่รวมขนส่ง | 10,924 | 3,545 | 1,743 | 1,231 | 1,438 | 18,881 |
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ งบประมาณรายจ่ายประจำปี 2552 เพื่อให้หน่วยงานต่างๆ ได้มีงบประมาณสำหรับใช้เป็นหลักในการใช้จ่ายเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุนสำหรับการลงทุน และดำเนินงานเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน มาตรา 25 แห่ง "พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" โดยมี "คณะทำงานพิจารณากลั่นกรองงบประมาณประจำปี 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ที่ประธานคณะอนุกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้ง ทำหน้าที่กลั่นกรองงบประมาณและแผนการปฏิบัติงานของหน่วยงานต่างๆ ที่จะขอจัดสรรจากกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2552 ซึ่งคณะทำงานฯ ได้ดำเนินการตามที่ได้รับมอบหมายเรียบร้อยแล้ว โดยในการพิจารณากลั่นกรองงบประมาณ คณะทำงานฯ ได้ยึดตามภารกิจสำคัญ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ภารกิจตามข้อกำหนดและกฎหมาย พ.ร.บ.ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (2) ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน และ (3) ภารกิจตามเจตนารมณ์ของกองทุนฯ ตามมาตรา 25 แห่ง พ.ร.บ.ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และ ตามแผนและเป้าหมายอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554
4. สรุปมติคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2552 ได้รับทราบผลการดำเนินงานในช่วงปี 2551 และอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2552 เป็นจำนวน 2,396,252,804.00 บาท ตามที่คณะอนุกรรมการกองทุนฯ เสนอแล้ว โดยจำแนกตามภารกิจ ดังนี้
| ภารกิจ | โครงการ | จำนวนเงิน |
| 1. ภารกิจตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน | 26 | 1,085,000,000.00 |
| 1.1 โรงงาน/อาคารควบคุม | 3 | 110,000,000.00 |
| 1.2 อาคารที่จะก่อสร้าง หรือดัดแปลง | 1 | 20,000,000.00 |
| 1.3 เครื่องจักร อุปกรณ์ | 6 | 80,500,000.00 |
| 1.4 มาตรการส่งเสริม ช่วยเหลือ | 5 | 473,000,000.00 |
| 1.5 อาคารของรัฐ | 2 | 125,000,000.00 |
| 1.6 โรงงาน/อาคารทั่วไป (นอกข่ายควบคุม) | 9 | 276,500,000.00 |
| 2. ภารกิจตามยุทธศาสตร์ระดับชาติ นโยบายรัฐบาล และกระทรวงพลังงาน | 26 | 736,360,560.00 |
| 2.1 ด้านพลังงานทดแทน | ||
| (1) ผลักดันการผลิตและใช้เอทานอล | 1 | 4,500,000.00 |
| (2) พัฒนาและบูรณาการแผนงานวิจัยให้ตอบสนอง REDP 15 ปี | 17 | 498,436,680.00 |
| (3) สร้างเครือข่ายพลังงานหมุนเวียน | 6 | 191,423,880.00 |
| 2.2 ด้านอนุรักษ์พลังงานและเพิ่มประสิทธิภาพ | ||
| (1) สร้างเครือข่ายต้นแบบการประหยัดพลังงาน | 1 | 7,000,000.00 |
| (2) พัฒนาและบูรณาการแผนงานวิจัยให้เป็นระบบ | 1 | 35,000,000.00 |
| 3. การจัดสรรเงินตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ | 26 | 574,892,244.00 |
| 3.1 โครงการสาธิต หรือโครงการริเริ่ม | 1 | 15,000,000.00 |
| 3.2 โครงการพัฒนาบุคลากร ฝึกอบรม และการประชุม | 18 | 156,800,000.00 |
| 3.3 โครงการโฆษณา ประชาสัมพันธ์ เผยแพร่ข้อมูล | 3 | 250,000,000.00 |
| 3.4 ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 4 | 153,092,244.00 |
| รวม | 78 | 2,396,252,804.00 |
ทั้งนี้ผลการใช้จ่ายเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2552 ของกองทุนฯ คาดว่าจะช่วยลดปริมาณการใช้พลังงานลงได้อีก 90.23 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี หรือเท่ากับ 1,501 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ณ ปี 2554 และมีการนำพลังงานหมุนเวียนมาใช้แทนพลังงานเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้น 14.65 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อปี หรือเท่ากับ 108.87 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ณ ปี 2554
มติของที่ประชุม
1.รับทราบงบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ. 2552 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
2.มอบหมายให้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พิจารณาความเหมาะสมในการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง
กพช. ครั้งที่ 124 - วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2552 (ครั้งที่ 124)
เมื่อวันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2552 เวลา 9.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี หลังใน ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
2.ข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) เป็นประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2552 ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานตรวจสอบให้ชัดเจนว่า PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ซึ่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2552 เป็นกรณีที่ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อกฎหมายที่อาจเกี่ยวข้องก่อนด้วย หรือไม่ เช่น การจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นจากประชาชน แล้วให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีอีกครั้ง
2. กระทรวงพลังงาน โดยคณะกรรมการพิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (คณะกรรมการฯ) ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2552 เพื่อพิจารณาประเด็นตามที่คณะรัฐมนตรีมอบหมาย สรุปได้ดังนี้
2.1 แผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ควรมีการจัดการรับฟังความเห็นจากประชาชนก่อนหรือไม่ โดยได้เชิญผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดและผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เข้าร่วมประชุมซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า แผน PDP 2007 ซึ่งเป็นกรอบใหญ่ได้มีการจัดรับฟังความคิดเห็นแล้ว เมื่อมีการปรับปรุงแผนเพื่อให้มีความชัดเจนยิ่งขึ้น โดยการปรับปรุงดังกล่าวไม่ได้กระทบกรอบใหญ่และไม่กระทบ ส่วนได้เสียของประชาชน ไม่จำเป็นต้องจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติม
2.2 เพื่อความรอบคอบ คณะกรรมการฯ ได้มีมติให้จัดประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการ เรื่อง แผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2552 พร้อมทั้งได้นำสรุปความเห็นและคำชี้แจงจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการฯ เผยแพร่ในเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ตั้งแต่วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552
3. การประชุมคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2552 ได้นำความเห็นที่ได้จากการสัมมนาเชิงปฏิบัติการฯ มาปรับปรุงแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 อีกครั้ง โดยปรับปรุงแผนฯ ดังนี้
3.1 เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เป็นทางเลือกหนึ่งในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า โดยพิจารณาศักยภาพการผลิตพลังไฟฟ้าของโครงการ VSPP จากเดิมที่มีอยู่ในปี 2551 จำนวน 235 เมกะวัตต์ และคาดว่าจะมี VSPP ที่จะพึ่งพาได้เพิ่มขึ้นในแผนฯ ในปี 2552 - 2564 จำนวนทั้งสิ้น 564 เมกะวัตต์ ดังนั้น จะมีกำลังผลิตสะสมจาก VSPP ณ สิ้นปี 2564 จำนวน 799 เมกะวัตต์ ซึ่งทำให้ปรับลดโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 800 เมกะวัตต์ออกไปได้
3.2 ปรับแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 โดยแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้
ช่วงที่ 1 ปี 2552-2558 เป็นการปรับแผนระยะสั้นและเร่งด่วน เพื่อให้ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศอยู่ในระดับที่เหมาะสม ลดภาระการลงทุนของประเทศและผลกระทบค่าไฟฟ้าที่จะเป็นภาระต่อประชาชน รวมทั้งเพื่อให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินการของผู้ผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโครงการผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPP) ของภาคเอกชนที่ให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าออกไป นอกจากนี้ ได้เร่งกำหนดเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนาดเล็กของภาคเอกชนให้เร็วขึ้น เพื่อให้เป็นโครงการกระตุ้นเศรษฐกิจ โดยให้สามารถเริ่มดำเนินการได้ในไตรมาส ที่ 3-4 ปี 2552
ช่วงที่ 2 ปี 2559-2564 โครงการที่เพิ่มขึ้นยังไม่ควรระบุรายละเอียดโครงการ และให้นำไปพิจารณาทบทวนในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศครั้งต่อ ไป เมื่อประมาณการแนวโน้มเศรษฐกิจชุดใหม่ ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ร่วมกันจัดทำแล้วเสร็จ คาดว่าจะใช้เวลาในการจัดทำประมาณ 8 เดือน ทั้งนี้ ให้นำความเห็นจากการประชุมสัมมนาเชิงปฏิบัติการฯ ไปเป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าต่อไปด้วย
3.3 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบแผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ตามที่คณะกรรมการฯ เสนอ
4. สรุปสาระสำคัญแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 สรุปได้ดังนี้
4.1 ภาพรวมกำลังการผลิตไฟฟ้า ในปี 2551 กำลังผลิตติดตั้ง 29,140 เมกะวัตต์ และช่วงปี 2552-2564 จะมีกำลังผลิตเพิ่มขึ้น 30,155 เมกะวัตต์ รวมเป็นกำลังผลิตทั้งสิ้นในปี 2564 จำนวน 59,295 เมกะวัตต์ และจะมีโรงไฟฟ้าที่ถูกทยอยปลดออกจากระบบ 7,502 เมกะวัตต์ จึงเหลือกำลังผลิตสุทธิในปี 2564 จำนวน 51,792 เมกะวัตต์ ลดลงจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จำนวน 6,408 เมกะวัตต์
กำลังผลิตที่เพิ่มขึ้น 30,155 เมกะวัตต์ ในปี 2552-2564 ประกอบด้วย โครงการที่ดำเนินการโดย กฟผ. จำนวน 11,769 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 6,000 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP จำนวน 1,985 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP จำนวน 564 เมกะวัตต์ รับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านจำนวน 5,037 เมกะวัตต์ และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใหม่ 4,800 เมกะวัตต์
สัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ในปี 2552 อยู่ที่ร้อยละ 48 และได้ลดลงเหลือ ร้อยละ 43 ในปี 2564 ส่วนภาคเอกชนและต่างประเทศอยู่ที่ร้อยละ 52 ในปี 2552 ลดลงเหลือร้อยละ 48 ในปี 2564 และได้กำหนดให้มีโครงการใหม่ซึ่งยังไม่ได้ระบุสถานที่และผู้ดำเนินการ ตั้งแต่ปี 2559 เป็นต้นไป ในระดับร้อยละ 9 ในปี 2564
4.2 ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ในปี 2552-2564
หน่วย: ร้อยละ
| PDP 2007 | ปี | ||||||||||||
| 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | |
| ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 | |||||||||||||
| - ค่าพยากรณ์ชุด ก.ย. 50 | 21.1 | 22.7 | 18.5 | 20.6 | 22.0 | 21.1 | 19.8 | 17.2 | 16.7 | 16.6 | 15.5 | 17.3 | 16.2 |
| - ค่าพยากรณ์ชุด ธ.ค. 51 | 23.6 | 27.3 | 26.6 | 29.2 | 32.8 | 32.0 | 30.6 | 27.8 | 27.3 | 27.2 | 26.1 | 28.3 | 27.0 |
| ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 (ค่าพยากรณ์ชุด ธ.ค. 51) |
|||||||||||||
| - ก่อนประชุมสัมมนาฯ | 22.4 | 23.9 | 23.4 | 19.9 | 19.9 | 15.9 | 15.7 | 15.7 | 15.6 | 16.8 | 15.8 | 16.8 | 15.8 |
| - หลังประชุมสัมมนาฯ | 22.4 | 24.0 | 23.7 | 20.3 | 20.4 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 16.6 | 15.8 | 17.0 | 16.1 | 15.3 |
4.3 การลงทุนโครงการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า
- แผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 2,107,534 ล้านบาท
- แผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 1,626,274 ล้านบาท
- การลงทุนโครงการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าลดลง 481,260 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) โดยให้ดำเนินการตามแผนเฉพาะในปี 2552-2558 เพื่อให้ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศอยู่ในระดับที่เหมาะสมสอดคล้อง กับสถานการณ์เศรษฐกิจที่ชะลอตัวลง ลดภาระการลงทุนการขยายโครงการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าที่ไม่จำเป็นของ ประเทศลงให้อยู่ในเกณฑ์ที่เหมาะสม สำหรับแผนการดำเนินงานในปี 2559-2564 ให้นำไปพิจารณาทบทวนในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศครั้งต่อไป เมื่อประมาณการภาวะเศรษฐกิจชุดใหม่ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจ และสังคมแห่งชาติ ร่วมกันจัดทำแล้วเสร็จ
2.มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (ส่วนเพิ่มฯ) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ สำหรับ SPP โครงการพลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ และไม่กำหนดระยะเวลาการยื่นข้อเสนอ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ เช่น ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ ให้รับซื้อโดยวิธีประมูลแข่งขัน และกำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2555 ทั้งนี้ มีการกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากแต่ละชนิดเชื้อเพลิงไว้ด้วย ในส่วนของ VSPP ได้กำหนดส่วนเพิ่มฯ สำหรับโครงการพลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ และพลังน้ำขนาดเล็ก ในอัตราคงที่ ทั้งนี้ ให้ยื่นข้อเสนอภายในปี พ.ศ.2551 แต่ไม่กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ นอกจากนี้ โครงการ SPP และ VSPP ที่ได้รับส่วนเพิ่มฯ ดังกล่าว หากตั้งอยู่ใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส จะได้รับส่วนเพิ่มฯ พิเศษด้วย
2. ณ เดือนธันวาคม 2551 มี SPP พลังงานหมุนเวียน ที่ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและขอรับส่วนเพิ่มฯ รวม 1,623 เมกะวัตต์ เป็นโครงการพลังงานลม 1,458 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ 55 เมกะวัตต์ และ ชีวมวล 110 เมกะวัตต์ ในส่วนของการให้ส่วนเพิ่มฯ พิเศษ ใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ มี SPP ได้รับ ส่วนเพิ่มฯ พิเศษ จำนวน 1 ราย ซึ่งตั้งอยู่ในจังหวัดยะลา ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 20.20 เมกะวัตต์ ใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิง สำหรับ VSPP พลังงานหมุนเวียน มีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและขอรับ ส่วนเพิ่มฯ รวม 6,299.43 เมกะวัตต์ เป็นพลังงานแสงอาทิตย์ 2,809.26 เมกะวัตต์ ชีวมวล 2,278.93 เมกะวัตต์ พลังงานลม 810.92 เมกะวัตต์ ขยะ 211.21 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 188.84 เมกะวัตต์ และพลังน้ำขนาดเล็ก 0.27 เมกะวัตต์
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปข้อเสนอเพื่อปรับปรุงแนวทางการการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้
3.1 เห็นควรยกเลิกเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP พลังงานหมุนเวียนเดิม และกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ตามระเบียบ SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ ในแต่ละปีให้สอดคล้องกับเป้าหมายในแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี ทั้งนี้ ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียนได้โดยไม่จำกัดปริมาณ แต่ในกรณีพลังงานหมุนเวียนที่ขอรับส่วนเพิ่มฯ ให้พิจารณาปริมาณรับซื้อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี
ทั้งนี้ การกำหนดเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อใหม่ ให้นับรวม (1) SPP และ VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่อยู่ระหว่างการดำเนินการเพื่อจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบ (2) SPP และ VSPP ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า และ (3) SPP และ VSPP ที่จะยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าใหม่ สำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ให้การไฟฟ้ากำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) ให้สอดคล้องกับเป้าหมายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากพลังงานหมุนเวียนด้วย
โครงการพลังงานหมุนเวียนที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าไว้ก่อนวันที่ออกประกาศ ส่วนเพิ่มฯ ใหม่ เห็นควรให้กำหนดหลักเกณฑ์เงื่อนไขในการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม โดยให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าตามลำดับการยื่นข้อเสนอ และรายที่มีความพร้อมก่อน โดยให้การไฟฟ้าสามารถขอเอกสารเพิ่มเติมเพื่อประกอบการพิจารณาได้ ทั้งนี้ เห็นควรแก้ไขหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP และ VSPP เพื่อให้การไฟฟ้าพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าทั้งรายเก่า และรายใหม่ โดยเพิ่มเติมเอกสารประกอบการพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
3.1.1 แผนการดำเนินงานและเอกสารประกอบการพิจารณาในขั้นตอนการยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า การตอบรับซื้อไฟฟ้า การจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อแสดงความพร้อมของโครงการ
3.1.2 ให้มีการวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าที่เหมาะสมกับขนาดโครงการ โดยหลักค้ำประกันดังกล่าวจะคืนให้กับผู้ประกอบการในกรณี (1) ได้รับแจ้งจากการไฟฟ้าว่าไม่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า (2) ในวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ สำหรับโครงการที่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และเป็นบทปรับในกรณีไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนด ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.2 ข้อเสนอการปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า
(1) กำหนดส่วนเพิ่มฯ แยกตามประเภทเทคโนโลยีและเชื้อเพลิง โดยให้ส่วนเพิ่มสูงขึ้นสำหรับโครงการระดับชุมชน เพื่อส่งเสริมการจัดการด้านเชื้อเพลิง การจัดการด้านสิ่งแวดล้อม การพัฒนาเทคโนโลยีภายในประเทศ และเพื่อการอนุรักษ์ทรัพยากรป่าไม้และต้นน้ำ โดยยังคงส่วนเพิ่มฯ พิเศษสำหรับ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ต่อไป และกำหนดให้ส่วนเพิ่มฯ พิเศษสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนที่ทดแทนการใช้น้ำมันดีเซล สำหรับโครงการที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ที่มีการใช้ไฟฟ้าจากดีเซลของ กฟภ. เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลซึ่งมีราคาแพง และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม โดยกำหนดส่วนเพิ่มฯ พิเศษในอัตราเดียวกับโครงการใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ทั้งนี้ ในระยะยาวเห็นควรให้มีการศึกษาอัตราส่วนเพิ่มพิเศษที่เหมาะสม โดยไม่ควรสูงกว่าต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้น้ำมันดีเซล และการลงทุนในระบบจำหน่ายในพื้นที่ห่างไกล ทั้งนี้ จากการประมาณการปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่จะขอรับส่วนเพิ่มฯ ใหม่ จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft เฉลี่ยทุกประเภทเชื้อเพลิงประมาณ 8 สตางค์ต่อหน่วย ภายในปี 2565
(2) กำหนดระยะเวลาสนับสนุน เป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ยกเว้น พลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี นับจากวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
(3) เห็นควรให้บังคับใช้กับ SPP และ VSPP รายใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบภายหลังวันที่ประกาศใช้มาตรการ สนับสนุนใหม่ และ SPP และ VSPP ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามประกาศส่วนเพิ่มฯ ก่อนวันที่ออกประกาศส่วนเพิ่มฯ ใหม่ และยังไม่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า หรือยังไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
สรุปข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเทคโนโลยีและเชื้อเพลิง
| เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ ปัจจุบัน (บาท/kWh) |
ข้อเสนอส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) |
ส่วนเพิ่มพิเศษ* (บาท/kWh) |
ระยะเวลาสนับสนุน | เหตุผลสนับสนุน |
| 1. ชีวมวล | |||||
| - กำลังการผลิตติดตั้ง <= 1 MW | 0.30 | 0.50 | 1.00 | 7 | เพิ่มขึ้น เพื่อส่งเสริมโรงไฟฟ้าระดับชุมชน |
| - กำลังการผลิตติดตั้ง >1 MW | 0.30 | 0.30 | 1.00 | 7 | เท่าเดิม |
| 2. ก๊าซชีวภาพ (จากทุกประเภทแหล่งผลิต) | |||||
| - กำลังการผลิตติดตั้ง <= 1 MW | 0.30 | 0.50 | 1.00 | 7 | เพิ่มขึ้น เพื่อส่งเสริมโครงการขนาดเล็กที่มีการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมในระดับชุมชน |
| - กำลังการผลิตติดตั้ง >1 MW | 0.30 | 0.30 | 1.00 | 7 | เท่าเดิม และกำหนดนิยามให้ครอบคลุมแหล่งที่มาของเชื้อเพลิงที่นำมาผลิตเป็นก๊าซชีวภาพ |
| 3. ขยะ (ขยะชุมชน และขยะอุตสาหกรรมที่ไม่ใช่ขยะอันตราย และไม่เป็นขยะที่เป็นอินทรียวัตถุ) | |||||
| - ระบบหมักหรือหลุมฝังกลบขยะ | 2.50 | 2.50 | 1.00 | 7 | เท่าเดิม |
| - พลังงานความร้อน (Thermal Process) | 2.50 | 3.50 | 1.00 | 7 | เพิ่มขึ้น เพราะมีต้นทุนการคัดแยกขยะสูงกว่า |
| 4. พลังงานลม | |||||
| - กำลังการผลิตติดตั้ง <= 50 kW | 3.50 | 4.50 | 1.50 | 10 | เพิ่มขึ้นเพื่อส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีในประเทศ |
| - กำลังการผลิตติดตั้ง > 50 kW | 3.50 | 3.50 | 1.50 | 10 | เท่าเดิม |
| 5. พลังน้ำขนาดเล็ก | |||||
| - กำลังการผลิตติดตั้ง 50 kW - <200 kW | 0.40 | 0.80 | 1.00 | 7 | ส่งเสริมการอนุรักษ์ป่าและต้นน้ำ และการพัฒนาเทคโนโลยีในประเทศ |
| - กำลังการผลิตติดตั้ง <50 kW | 0.80 | 1.50 | 1.00 | 7 | |
| 6. พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 8.00 | 1.50 | 10 | เท่าเดิม |
หมายเหตุ: * สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ในพื้นที่มีการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล
3.3 การปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
(1) เห็นควรให้ SPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ หากขอยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและประสงค์จะเปลี่ยนไปใช้ระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก VSPP ให้สามารถรับส่วนเพิ่มฯ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ตามอัตราเดิมได้ โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน ให้นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้า (COD) ตามสัญญา SPP เดิม จนครบระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี
(2) เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าสั่งการเดิน เครื่องโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามความสามารถในการผลิตตามสัญญาทั้งในช่วง Peak และ Off-Peak
(3) เห็นควรให้ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ในส่วนของการคำนวณส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้าน ให้คิดจากหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ ทั้งนี้ หากต้องปรับปรุงเครื่องวัดค่าพลังงานไฟฟ้าให้สอดคล้องกับวิธีคำนวณให้เป็นไป ตามระเบียบปฏิบัติของการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการปรับปรุงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รายละเอียด ในข้อ 3.1-3.3 ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับนโยบายดังกล่าวไปจัดทำในรายละเอียดหลัก เกณฑ์เงื่อนไข และยกร่างประกาศการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลภายใต้กรอบนโยบายของรัฐต่อไป
2.เห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน โดยมีอำนาจหน้าที่ในการศึกษา วิเคราะห์ และเสนอนโยบายมาตรการสนับสนุนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้ง ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายเพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ ความเห็นชอบ
3.มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาและเสนอแนะมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เหมาะสม สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแต่ละชนิดและเทคโนโลยี ให้สอดคล้องกับศักยภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการกำหนดนโยบายการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ และเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุน เวียนประกอบการพิจารณาจัดทำข้อเสนอในด้านนโยบายต่อไป
4.มอบหมายให้กระทรวงมหาดไทยรับไปสำรวจและรวบรวมข้อมูลพื้นที่ที่ยังไม่มี ไฟฟ้าใช้ พร้อมทั้งพิจารณาร่วมกับกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอรูปแบบหรือมาตรการจูงใจการ ส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนต่อ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาภายใน 6 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามความมาตรา 9(8) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบายในการนำส่ง เงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าต่อ กพช. และตามความในมาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ในการออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้สอดคล้องกับ นโยบายของ กพช. ดังกล่าว
2. พระราชบัญญัติฯ กำหนดให้การนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ต้องมีการแยกบัญชีตามกิจการที่กำหนดอย่างชัดเจน ดังนี้ มาตรา 97(1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการ แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค มาตรา 97(2) เพื่อการชดเชยผู้ใช้ไฟฟ้า ซึ่งต้องจ่ายอัตราค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุม ระบบไฟฟ้าสั่งให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าดำเนินการผลิตไฟฟ้าอย่าง ไม่เป็นธรรมหรือมีการเลือกปฏิบัติ มาตรา 97(3) เพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรง ไฟฟ้า มาตรา 97(4) เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย มาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า และมาตรา 97(6) เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยเงินที่นำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อใช้จ่ายตามมาตรา 97(1)ให้หักจากอัตราค่าบริการ
3. ก่อนที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ รัฐบาลได้มีนโยบายจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนรอบโรงไฟฟ้า) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่ง แวดล้อมของชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรง ไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้าแล้วเสร็จ 71 กองทุน และอยู่ระหว่างการดำเนินการจัดตั้งอีก 9 กองทุน ทั้งนี้ กฟผ. เก็บเงินเข้ากองทุนผ่านค่า Ft ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2550-ธันวาคม 2551 รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 2,665.79 ล้านบาท และได้โอนเงินให้กับกองทุนที่จัดตั้งแล้วเสร็จและพร้อมที่จะรับเงินรวมทั้ง สิ้น 1,655.59 ล้านบาท ทั้งนี้ ในการโอนเงินให้แต่ละกองทุน กฟผ. จะหักภาษี ณ ที่จ่ายไว้ร้อยละ 1
4. การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าที่ผ่านมาประสบปัญหาและอุปสรรคในการบริหาร กองทุน ดังนี้ 1) การจัดตั้งกองทุนไม่มีกฎหมายรองรับ 2) ภาระภาษีของกองทุน 3) บางกองทุนมีเงินไม่มากพอที่จะนำไปพัฒนาคุณภาพชีวิตของชุมชนรอบโรงไฟฟ้าได้ อย่างทั่วถึง 4) การใช้จ่ายเงินของกองทุนไม่ตรงตามความต้องการของชุมชน 5) การประสานงานเพื่อบริหารกองทุนไม่มีประสิทธิภาพอย่างที่ควร เนื่องจากพลังงานจังหวัดในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการบริหารกองทุนมี ภารกิจมาก โดยเฉพาะพลังงานจังหวัดที่ต้องดูแลกองทุนขนาดใหญ่หรือหลายกองทุน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
5.1 ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าที่กระทำการฝ่าฝืนหรือไม่ปฏิบัติตามหลัก เกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขที่ กกพ. กำหนด และ กกพ. ได้กำหนดค่าปรับไว้ ให้จ่ายเงินค่าปรับตามมาตรา 128 และ 140 เข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
5.2 ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในแต่ละประเภทนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าดังนี้
5.2.1 ให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
(1) ผู้รับใบอนุญาตฯ รายใหม่ หมายถึง ผู้รับใบอนุญาตฯ ที่ได้รับใบอนุญาตในการปลูกสร้างอาคารหรือการตั้งโรงงานตั้งแต่วันที่ ระเบียบ กกพ. เรื่องหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินและการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้ เป็นต้นไป นำส่งเงินเข้ากองทุน ดังนี้
ช่วงระหว่างการก่อสร้าง (นับตั้งแต่วันที่เริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าตามสัญญาว่าจ้างผู้รับเหมา เพื่อดำเนินการก่อสร้าง จนถึงวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)) ให้จ่ายเงินเป็นรายปีตามกำลังการผลิตติดตั้งของ โรงไฟฟ้า ในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี สำหรับปีใดที่มีการก่อสร้างไม่ครบปีให้คำนวณตามสัดส่วนของเดือนในปีนั้น ทั้งนี้ต้องไม่น้อยกว่า 50,000 บาทต่อปี โดยในปีแรกให้จ่ายภายใน 5 วันทำการนับจากวันที่เริ่มดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้า สำหรับปีถัดไปให้จ่ายภายใน 5 วันทำการแรกของปี
ช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้า (นับตั้งแต่วันที่เริ่ม COD เป็นต้นไป) ให้จ่ายเงินเข้ากองทุนเป็นรายเดือนตามปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยจำแนกตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในอัตราดังนี้
อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปริมาณการผลิตไฟฟ้า
| เชื้อเพลิง | สตางค์/หน่วย |
| ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
| น้ำมันเตา, ดีเซล | 1.5 |
| ถ่านหิน, ลิกไนต์ | 2.0 |
| พลังงานหมุนเวียน - ลม และแสงอาทิตย์ - พลังน้ำ - ก๊าซชีวภาพ ชีวมวล กากและเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน และอื่นๆ |
0.0 2.0 1.0 |
(2) ผู้รับใบอนุญาตฯ รายปัจจุบัน หมายถึง ผู้รับใบอนุญาตฯ ที่ได้รับใบอนุญาตในการปลูกสร้างอาคารหรือการตั้งโรงงานก่อนวันที่ระเบียบ ของ กกพ. ดังกล่าวมีผลบังคับใช้ กำหนดให้จ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเฉพาะช่วงระหว่างการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น
5.2.2 ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการ จำหน่ายไฟฟ้า นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นรายเดือน โดยหักจากอัตราค่าบริการ ตามอัตราที่ กกพ. ประกาศกำหนด ทั้งนี้ปริมาณเงินที่นำส่งเข้ากองทุน จะต้องสอดคล้องกับการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าที่ให้ บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสหรือให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค รวมทั้ง ต้องสอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและแผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้าตามที่ กพช. กำหนด โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะต้องรับภาระในการที่ผู้รับอนุญาต ประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนด้วย
5.2.3 ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าประเภทอื่น ได้แก่ใบอนุญาตระบบส่งไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบจำหน่ายไฟฟ้า และใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า ให้ กกพ. กำหนดอัตราการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะต้องรับภาระในการที่ผู้รับอนุญาต ประกอบกิจการไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนด้วย
5.3 ผู้ที่มีความประสงค์จะบริจาคเงินหรือทรัพย์สินให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้าต้องระบุ การบริจาคเพื่อกิจการใดตามมาตรา 97 ให้ชัดเจน เพื่อ กกพ. จะได้นำเงินไปใช้ให้ถูกต้องตรงตามวัตถุประสงค์ของผู้บริจาคต่อไป หากไม่ระบุ กกพ. สามารถนำไปใช้ในกิจการตามมาตรา 97 ที่เห็นสมควรได้
5.4 เงินหรือทรัพย์สินที่กองทุนพัฒนาไฟฟ้าได้รับจากข้อ 5.2.1-5.2.3 ให้ กกพ. ทำการจัดสรรให้กับแต่ละบัญชีที่แยกตามกิจการที่กำหนดไว้ในมาตรา 97 (1) (2) (3) (4) (5) และ (6) ตามความเหมาะสม
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอนโยบายการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ดังนี้
6.1 ให้นำเงินในมาตรา 97 (1) ไปจ่ายให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการจำหน่ายไฟฟ้าที่ให้บริการแก่ผู้ใช้ ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสหรือให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค โดยต้องสอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและแผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้าตาม ที่ กพช. กำหนด และให้คำนึงถึงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน
6.2 ให้นำเงินในมาตรา 97 (2) ไปจ่ายชดเชยผ่านทางค่า Ft ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องจ่ายอัตราค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบอนุญาต ที่ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสั่งให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าดำเนินการ ผลิตไฟฟ้าอย่างไม่เป็นธรรมหรือมีการเลือกปฏิบัติ
6.3 ให้นำเงินในมาตรา 97 (3) ไปใช้จ่ายเงินเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้า โดยเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืนและให้ชุมชนในท้องถิ่นมีส่วนร่วมการพัฒนาท้องถิ่น ของตน โดยในระยะแรกให้คำนึงถึงการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าที่มีอยู่ในปัจจุบัน
6.4 ให้นำเงินในมาตรา 97 (4) ไปใช้จ่ายเพื่อการศึกษาและวิจัย รวมทั้งส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
6.5 ให้นำเงินในมาตรา 97 (5) ไปใช้จ่ายในการจัดกิจกรรมต่างๆ เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า
6.6 ให้นำเงินในมาตรา 97 (6) ไปใช้จ่ายเพื่อการบริหารจัดการกองทุน ทั้งนี้ให้แบ่งเงินในส่วนนี้ออกเป็นสามส่วนคือ
6.6.1 เพื่อสำรองไว้ใช้กรณีฉุกเฉิน เพื่อเยียวยาหรือบรรเทาความเสียหายในเบื้องต้นจากผลกระทบที่มีสาเหตุจากโรง ไฟฟ้าตามที่ กกพ. เห็นสมควร
6.6.2 เพื่ออุดหนุนให้กับการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนิน งานของโรงไฟฟ้าที่ได้รับการจัดสรรเงินจากข้อ 6.3 จำนวนน้อยไม่เพียงพอต่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ทั้งนี้ จำนวนเงินที่จะอุดหนุนให้กับแต่ละท้องถิ่นให้ขึ้นอยู่กับความเหมาะสมตามที่ กกพ. กำหนด
6.6.3 เพื่อการบริหารจัดการกองทุนและการติดตามและประเมินผลการดำเนินงานของกองทุน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. พิจารณากำหนดสัดส่วนของเงินที่ใช้ในแต่ละส่วนตามความเหมาะสม
7. เนื่องจากวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งกองทุนรอบโรงไฟฟ้า สอดคล้องกับการดำเนินงานตามความในมาตรา 97 (3) ของพระราชบัญญัติฯ ซึ่งกำหนดให้นำเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าไปใช้จ่ายในการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า ดังนั้น เพื่อไม่ให้การดำเนินงานของกองทุนรอบโรงไฟฟ้า มีความซ้ำซ้อนกับการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการดำเนินงาน ดังนี้
7.1 ให้ กฟผ. ยุติการเก็บเงินเข้ากองทุนรอบโรงไฟฟ้านับตั้งแต่ระเบียบการนำส่งเงินและการ ใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีผลบังคับใช้เป็นต้นไป ทั้งนี้ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนรอบโรงไฟฟ้ายังคงสามารถบริหารงานกองทุนรอบโรง ไฟฟ้าต่อไปจนครบวาระ โดยวาระการดำรงตำแหน่งจะต้องไม่เกิน 2 ปี หลังจากนั้นควรมีการบริจาคเงินและทรัพย์สินของกองทุนรอบโรงไฟฟ้าให้กับกอง ทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อใช้ในกิจการตามมาตรา 97(3) โดยให้นำเงินและทรัพย์สินดังกล่าวกลับไปใช้ในท้องถิ่นนั้นๆ เพื่อให้ชุมชนยังคงได้รับสิทธิและประโยชน์จากเงินและทรัพย์สินดังกล่าวตาม กรอบในพระราชบัญญัติฯ เหมือนเดิม
7.2 การกำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ การไฟฟ้าก่อนที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้านั้น ภาระค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าอยู่นอก เหนือจากที่กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว อาจมีการฟ้องร้องได้ ดังนั้นเพื่อความเป็นธรรมแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า จึงเห็นควรให้มีการปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าใหม่ โดยให้การไฟฟ้าสามารถปรับราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามค่าใช้จ่ายที่เกิด ขึ้นจริงของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุน พัฒนาไฟฟ้า
7.3 เห็นควรให้มีการจัดตั้งคณะทำงานร่วมกันระหว่างสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้การดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านของทั้งสองกองทุนเป็นไปด้วยความเรียบ ร้อย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบข้อเสนอนโยบายการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามข้อ 5
2.เห็นชอบข้อเสนอนโยบายการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามข้อ 6
3.เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ตามข้อ 7
ที่ประชุมได้รับทราบสถานการณ์และความก้าวหน้าของเรื่องต่างๆ ดังต่อไปนี้
เรื่องที่ 4.1 แนวทางการชำระเงินชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากการนำเข้า
เรื่องที่ 4.2 รายงานการดำเนินการการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน
เรื่องที่ 4.3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
เรื่องที่ 4.4 แผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) (พ.ศ. 2551-2555)
เรื่องที่ 4.5 โครงการความร่วมมือกับบราซิลด้านพลังงานทดแทนเพื่อประกอบการดำเนินนโยบายพลังงานทดแทนของไทย
กพช. ครั้งที่ 123 - วันศุกร์ที่ 16 มกราคม 2552
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2552 (ครั้งที่ 123)
เมื่อวันศุกร์ที่ 16 มกราคม พ.ศ. 2552 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ข้อเสนอการปรับปรุงแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ( LPG)
2.นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ( NGV)
3.นโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน : มาตรการด้านภาษีสรรพสามิตน้ำมัน
4.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
5.การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ปี 2552
7.สถานการณ์พลังงานปี 2551 และแนวโน้มปี 2552
8.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
9.ความก้าวหน้าการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในปี 2551
10.การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
11.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
12.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
13.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2551
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) เป็นประธานคณะกรรมการ
รองนายกรัฐมนตรี (นายกอร์ปศักดิ์ สภาวสุ) เป็นรองประธานคณะกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการปรับปรุงแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ( LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) นำเสนอ เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 กล่าวคือเห็นชอบหลักการการจัดสรรปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศ หลักการกำหนดส่วนต่างราคาระหว่างก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม โดยกำหนดราคาขายปลีกเป็น 2 ราคา ด้วยการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 อัตรา และแนวทางการทยอยปรับขึ้นราคาหลายครั้งเพื่อลดผลกระทบต่อประชาชน และยังได้เห็นชอบแนวทางในการแก้ไขและป้องกันปัญหาต่างๆ ที่อาจจะเกิดขึ้นตามมา
2. ต่อมาภายหลังสถานการณ์ราคาน้ำมันและก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้เปลี่ยนแปลงไป ทำให้ข้อสมมติฐานที่ใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการด้านราคาจำเป็นต้องเปลี่ยนแปลงตามไปด้วย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ปรับปรุงแก้ไขแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG โดยยังคงหลักการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ไว้ตามเดิม ยกเว้นขอให้มีการปรับปรุงเพิ่มเติมเฉพาะในส่วนของมาตรการด้านราคา เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป กล่าวคือยังคงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนไว้ที่ 18.13 บาท/กก. เช่นเดิม และปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ในอัตรา 2.52 บาท/กก. ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมหลังจากที่รวมภาษีมูลค่า เพิ่มแล้วเป็นราคาเพิ่มขึ้น 2.70 บาท/กก. (1.46 บาท/ลิตร) และมอบหมายให้ กบง. รับไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ว่าจะเห็นสมควรปรับขึ้นราคากี่ครั้งและเมื่อใด สำหรับมาตราการต่างๆ ในการแก้ไขและป้องกันปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้นตามมาให้คงไว้ตามเดิม
มติของที่ประชุม
ให้ชะลอการพิจารณาปรับราคาก๊าซ LPG ออกไปก่อน เนื่องจากปัจจุบันราคาน้ำมันอยู่ในระดับต่ำ และสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศชะลอตัว ซึ่งจะเป็นการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ทั้งนี้หากสถานการณ์ราคาน้ำมันได้เปลี่ยนแปลงไปอยู่ในระดับสูงขึ้น ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำมาพิจารณาในที่ประชุมใหม่อีกครั้ง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปพิจารณาแนวทางการชำระหนี้ของกอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เกิดจากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG
เรื่องที่ 2 นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ ( NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 เห็นชอบมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคขนส่ง ในช่วงปี 2546 - 2551 โดยกำหนดเงื่อนไขราคาจำหน่าย NGV ในปี 2552 เป็นต้นไป ให้กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 65 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 ทั้งนี้ ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาท/กิโลกรัม แม้ว่าราคาน้ำมันจะปรับเพิ่มสูงขึ้นในระดับใดก็ตาม
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอหลักการในการกำหนดราคาขายปลีก NGV ว่าควรเป็นราคาที่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง จึงเห็นควรให้มีการยกเลิกมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว และขอเสนอปรับราคาขายปลีก NGV ขึ้น 2 บาท/กก. โดยมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาในช่วงเวลาที่ เหมาะสม
มติของที่ประชุม
ให้ชะลอการพิจารณาปรับราคา NGV ออกไปก่อน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำภาพรวมของการผลิต การใช้ และโครงสร้างราคา NGV เสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 นโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน : มาตรการด้านภาษีสรรพสามิตน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. ภายหลังจากการสิ้นสุดของมาตรการช่วยเหลือประชาชน 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทย ในวันที่ 31 มกราคม 2552 จะมีผลทำให้ภาษีสรรพสามิตน้ำมันจะต้องปรับตัวกลับขึ้นไปอยู่ในอัตราเดิม กล่าวคือจะทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันแก๊สโซฮอล ดีเซลหมุนเร็ว B2 และดีเซลหมุนเร็ว B5 ปรับเพิ่มขึ้นอีก 3.88 บาท/ลิตร 2.71บาท/ลิตร และ 2.47 บาท/ลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นครั้งเดียวในทันที และอาจจะสร้างความเดือดร้อนให้แก่ประชาชนผู้บริโภคได้ เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบที่อาจจะเกิดขึ้นต่อประชาชนผู้บริโภค กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรทยอยการปรับขึ้นราคาขายปลีกเป็นหลายครั้ง ด้วยวิธีการลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลงส่วนหนึ่ง ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นเพียงครั้งละประมาณ 1.00 บาท/ลิตร จนกว่าอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จะกลับสู่อัตราเดิม ณ วันที่ 31 มกราคม 2552
2. การปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดังกล่าว จำเป็นต้องตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนวันที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่ มีผลบังคับใช้ ซึ่งจะต้องตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือทุกครั้งที่มีการปรับราคา ขายปลีกใหม่ แต่เนื่องจากคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ในข้อ 3 และ ข้อ 6 ได้กำหนดให้มีการเรียกเก็บเงินส่วนเกินของปริมาณน้ำมันคงเหลือที่คลังน้ำมัน และสถานีบริการซึ่งผู้ประกอบการมิควรได้ และให้ทำการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันที่ 31 มกราคม 2552 เพียงครั้งเดียว ดังนั้นจึงจำเป็นต้องแก้ไขเพิ่มเติมคำสั่งนายกรัฐมนตรีดังกล่าวเสียใหม่ เพื่อให้สามารถตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือได้ทุกครั้งเมื่อมีการ ปรับขึ้นราคา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบรรเทาผลกระทบจากราคา น้ำมันที่จะสูงขึ้นจากการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 โดยการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาน้ำมันขายปลีกทยอยเพิ่มขึ้นในระดับและในช่วงเวลาที่เหมาะสม และมิให้ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้บริโภค
2.มอบหมายให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปพิจารณาดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้เป็นไปตามหลักการในข้อ 1
3.มอบหมายให้ กรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน รับไปดำเนินการแก้ไขเพิ่มเติมคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้สามารถดำเนินการตรวจสอบปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือ ณ คลังน้ำมันและสถานีบริการ ได้ทุกครั้งที่มีการปรับราคาใหม่ ตั้งแต่เวลา 24.00 น. ของวันก่อนที่ประกาศราคาขายปลีกใหม่บังคับใช้ และเรียกเก็บเงินส่วนเกินของปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือจากผู้ประกอบการ คลังน้ำมันและสถานีบริการ และนำส่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ให้สอดคล้องกับแนวทางปฏิบัติในข้อ 1
เรื่องที่ 4 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551-2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2)
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันประเทศไทยใช้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1) ซึ่งต่อมา สถานการณ์ทางเศรษฐกิจของโลกได้เปลี่ยนแปลงไปในทางชะลอตัวลง และส่งผลกระทบต่อสถานการณ์ทางเศรษฐกิจของประเทศไทยตามมา สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) จึงได้พิจารณาปรับอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) เสียใหม่ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจในปัจจุบัน โดยคาดการณ์ GDP ลดลง อยู่ในระดับร้อยละ 1-2 ส่งผลทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวมลดลง จนทำให้ปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองตามแผน PDP อยู่ในระดับที่สูงเกินความเหมาะสม ดังนั้น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) จึงได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการปรับปรุงแผนพัฒนา กำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเสียใหม่ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจของ ประเทศที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อมิให้มีการลงทุนในกิจการด้านการผลิตและส่งไฟฟ้าอยู่ในระดับที่สูงเกิน ไป ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าฐานสูงขึ้นเกินควร อันจะเป็นการเพิ่มภาระให้แก่ประชาชน ที่จะต้องชำระค่าไฟฟ้าในอัตราที่สูงขึ้น โดยให้ไปพิจารณาดำเนินการปรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองให้อยู่ในระดับ ที่เหมาะสมตามเกณฑ์มาตรฐานสากล ตามนโยบายของรัฐบาล
2. สาระสำคัญของการปรับปรุงแผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 มีดังนี้ (1) ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า ตามสถานการณ์เศรษฐกิจที่เกิดขึ้นจริง ระหว่างปี พ.ศ. 2552 ถึง 2553 และช่วงระหว่าง พ.ศ. 2554 - 2564 ยังคงใช้อัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจตามประมาณการเดิม (กรณีฐาน) สำหรับการจัดทำแผน PDP ใหม่ (แผน PDP 2009) จำเป็นต้องรอผลการศึกษาร่วมกันระหว่างกระทรวงพลังงานและ สศช. ซึ่งกำหนดจะแล้วเสร็จในระยะเวลา 8 เดือน (2) เร่งกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) โดยเฉพาะประเภท Firm ให้เร็วขึ้นเป็นภายในปี 2557 และหากเศรษฐกิจมีการฟื้นตัวและความต้องการไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้นในช่วงปี 2557 - 2561 อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้นได้ (3) เลื่อนกำหนดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) 2 ราย ออกไป 1 ปี ทั้งนี้โดยมิได้มีการเปลี่ยนแปลงราคารับซื้อไฟฟ้าจากที่ได้มีการตกลงกันไว้ เดิม (4) กำหนดให้มีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่จะหมดอายุการใช้งาน จำนวน 1 โรง ที่ อ.ขนอม จ.นครศรีธรรมราช ในปี พ.ศ. 2559 เพื่อรองรับนโยบายการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศของโรงแยกก๊าซโรงที่ 4 ซึ่งตั้งอยู่ที่ อ.ขนอม (5) พิจารณาทบทวนปริมาณและระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านให้เหมาะ สม (6) ปรับเลื่อนกำหนดเวลาโครงการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้เหมาะสม และปรับลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (7) ปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก SPP สัญญาประเภท Non-Firm (8) ยกเลิกโครงการ Combined Heat and Power ของ กฟผ. เนื่องจากโครงการดังกล่าวไม่เหมาะสมทางด้านเทคนิคและไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน และ (9) ปรับเพิ่มขนาดกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อ เพลิงแห่งใหม่ของ กฟผ. ที่มีกำหนดการก่อสร้างตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไปจากขนาดกำลังการผลิตเดิม 700 เมกะวัตต์ เป็น 800 เมกะวัตต์
3. การปรับปรุงครั้งนี้ทำให้กำลังการผลิตไฟฟ้า ตามแผน PDP ฉบับใหม่ ณ สิ้นปี พ.ศ. 2564 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าจำนวน 52,028 เมกะวัตต์ ลดลงจากแผนเดิม จำนวน 6,171.60 เมกะวัตต์ ซึ่งจะทำให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ปรับลดลงมาอยู่ในระดับที่เหมาะสมตามเกณฑ์มาตรฐานสากล
4. จากการปรับแผน PDP ในครั้งนี้ จะส่งผลให้สามารถประหยัดเงินลงทุนของกิจการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าใน ภาพรวมได้ถึงประมาณ 459,550 ล้านบาท โดยปรับลดจากวงเงินเดิม 2,107,534 ล้านบาท เป็น 1,647,984 ล้านบาท และยังสามารถกระตุ้นเศรษฐกิจได้อีกทางหนึ่ง จากการเร่งรัดการลงทุนในโครงการ SPP ในวงเงินลงทุนประมาณ 104,000 ล้านบาท ในระหว่างปี 2550 - 2556
5. เพื่อเป็นการดำเนินงานตามความในมาตรา 9 (3) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 กระทรวงพลังงานได้ขอความเห็นจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เกี่ยวกับแผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 โดย กกพ. พิจารณาแล้วเห็นชอบในหลักการการปรับแผน PDP 2007 : ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 และมีข้อสังเกตเพิ่มเติม ดังนี้ คือ (1) การปรับแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 เป็นการเปลี่ยนแปลงจากแผน PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 อย่างมีนัยสำคัญ โดยโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และ IPP ใหม่เกิดขึ้นหลายโครงการ (2) สัดส่วนการลงทุนในโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ที่เพิ่มขึ้น ของ กฟผ. ในช่วงปี 2552 - 2564 สูงกว่าภาคเอกชนมาก ซึ่งไม่ได้ส่งเสริมการแข่งขันในการผลิตไฟฟ้า แต่เป็นภาระการลงทุนและหนี้สาธารณะของประเทศในอนาคต และ (3) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าควรจัดทำให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ และควรคำนึงถึงประสิทธิภาพในการใช้ไฟฟ้า รวมทั้งการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Side Management : DSM)
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) พร้อมทั้งรับความเห็นและข้อสังเกตจากการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำสู่การ ปฏิบัติต่อไป
2.มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ ประเทศไทย พ.ศ. 2551 - 2564 (PDP 2007: ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2) นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ปี 2552
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดเงินชดเชยรายได้จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ในปี 2548 - 2551 เท่ากับ 9,083 ล้านบาท/ปี 10,507 ล้านบาท/ปี 10,728 ล้านบาท/ปี และ 11,014 ล้านบาท/ปี ตามลำดับ
2. เนื่องจากการกำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้สิ้นสุดลงใน ปี 2551 แต่การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ของ กกพ. และการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ของ สนพ. ยังไม่แล้วเสร็จ ดังนั้น กฟภ. จึงได้ขอให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาการจ่ายเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2552 เป็นการชั่วคราวแทนไปพลางก่อน ซึ่งผลจากการพิจารณาของ กกพ. ร่วมกับ สนพ. เห็นว่า กฟน. และ กฟผ. จะต้องจ่ายเงินชดเชยรายได้ให้แก่ กฟภ. เป็นจำนวนเงิน 9,336 และ 2,842 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเฉพาะปี 2552 เป็นการชั่วคราว จำนวน 12,178 ล้านบาท โดยให้ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จำนวน 9,336 และ 2,842 ล้านบาท ตามลำดับ ในระหว่างที่การจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ยังไม่แล้วเสร็จ โดยให้ กฟน. และ กฟผ. นำส่งเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เฉลี่ยเป็นรายเดือน
2.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานนโยบายและ แผนพลังงานพิจารณานำเสนอการปรับปรุงการกำหนดเงินชดเชยรายได้ที่เหมาะสม ระหว่างการไฟฟ้าในปี 2552 ในการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
เรื่องที่ 6 แผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565)
1.1 สมมติฐานสำคัญ โดยกำหนดให้อัตราการขยายตัวของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายร้อยละ 2 ระหว่างปี 2551 - 2554 และร้อยละ 3 ระหว่างปี 2555 - 2565
1.2 วัตถุประสงค์ของแผน ประกอบด้วย 1) เพื่อให้ประเทศไทยใช้พลังงานทดแทนเป็นพลังงานหลักของประเทศแทนการนำเข้า น้ำมัน 2) เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาพลังงานให้ประเทศ 3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานรูปแบบชุมชนสีเขียวแบบครบวงจร 4) เพื่อสนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตเทคโนโลยีพลังงานทดแทนในประเทศ และ 5) เพื่อวิจัย พัฒนา ส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนที่มีประสิทธิภาพสูง
1.3 เป้าหมายคือ เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนให้เป็นร้อยละ 20 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ภายในปี 2565
2. แผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี แบ่งเป็น 3 ระยะ ดังนี้ 1) ระยะสั้น (พ.ศ. 2551 - 2554) มุ่งเน้นส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนที่ได้รับการยอมรับแล้ว (proven technologies) และมีศักยภาพแหล่งพลังงานทดแทนสูง โดยใช้มาตรการสนับสนุนทางด้านการเงินเต็มรูปแบบ โดยตั้งเป้าหมาย 10,961 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 15.6 ของการใช้พลังงานทั้งหมด 2) ระยะกลาง (พ.ศ. 2555 - 2559) ส่งเสริมอุตสาหกรรมเทคโนโลยีพลังงานทดแทน และสนับสนุนพัฒนาต้นแบบเทคโนโลยีพลังงานทดแทนใหม่ๆ ให้มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์เพิ่มสูงขึ้น รวมถึงส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีใหม่ในการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ และพัฒนาต้นแบบ Green City และนำไปสู่การสร้างความเข้มแข็งให้กับการผลิตพลังงานทดแทนระดับชุมชน โดยตั้งเป้าหมายร้อยละ 15,579 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 19.1 ของการใช้พลังงานทั้งหมด และ 3) ระยะยาว (พ.ศ. 2560 - 2565) ส่งเสริมเทคโนโลยีพลังงานทดแทนใหม่ๆ ที่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ รวมถึงการขยายผล Green City และพลังงานชุมชน และสนับสนุนให้ประเทศไทยเป็นศูนย์ส่งออกเชื้อเพลิงชีวภาพและการส่งออก เทคโนโลยีพลังงานทดแทนในภูมิภาคอาเซียน โดยตั้งเป้าหมาย 19,799 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นร้อยละ 20.3 ของการใช้พลังงานทั้งหมด
3. ปัจจัยแห่งความสำเร็จของแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี โดยการ 1) กำหนดให้พลังงานทดแทนเป็นวาระแห่งชาติ 2) ภาครัฐมีนโยบายสนับสนุนพลังงานทดแทนที่ต่อเนื่อง โดยเฉพาะอย่างยิ่งมาตรการจูงใจทางด้านการเงิน 3) ภาครัฐดำเนินการจัดหาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการขยายตัวของพลังงานทดแทน 4) ปรับปรุงกฎหมายหรือกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องกับพลังงานทดแทน 5) ทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้รับการจัดสรรงบประมาณเพื่อใช้ในการวิจัย พัฒนา สาธิต ส่งเสริม รณรงค์ เผยแพร่ และประชาสัมพันธ์ด้านพลังงานทดแทน ภายใต้กรอบการดำเนินงานของแผน 6) สามารถเข้าถึงแหล่งพลังงานทดแทน และ 7) กำหนดให้มีมาตรฐานเทคโนโลยีและการผลิตพลังงานทดแทน
4. ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ คือ ด้านเศรษฐกิจ : ช่วยลดการนำเข้าพลังงานได้มากกว่า 460,000 ล้านบาท/ปี ในปี 2565 และให้เกิดการลงทุนในภาคเอกชนได้มากกว่า 382,240 ล้านบาท/ปี พร้อมทั้งลดการลงทุนของภาครัฐ ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล นอกจากนี้สร้างรายได้กลับเข้าสู่ประเทศ โดยการพัฒนาประเทศสู่ศูนย์กลางการส่งออก เอทานอลและเทคโนโลยีพลังงานทดแทน ด้านสังคม : ช่วยลดผลกระทบจากการอพยพแรงงานสู่เมือง และทำให้เกษตรกรมีรายได้จากการขายพืชผลทางการเกษตรมากขึ้นอย่างต่อเนื่องและ มั่นคง ตลอดจนยกระดับคุณภาพชีวิตของประชาชนในประเทศให้เข้าถึงพลังงานอย่างเท่า เทียมและทั่วถึง และด้านสิ่งแวดล้อม : พัฒนาสู่สังคมการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่ำ (Low Carbon Society) และช่วยลดผลกระทบต่อภาวะโลกร้อน
5. กรอบงบประมาณตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี คาดว่าจะเกิดการลงทุนทั้งภาคเอกชน ภาครัฐ และรัฐวิสาหกิจรวมทั้งสิ้นเป็นมูลค่ามากกว่า 488,257 ล้านบาท ประกอบด้วยการลงทุนภาคเอกชนรวม 382,240 ล้านบาท งบประมาณการลงทุนภาครัฐรวม 52,968 ล้านบาท และรัฐวิสาหกิจรวม 53,049 ล้านบาท
โดยทั้งนี้ในการนำแผนฯ ไปสู่การปฏิบัติการที่เป็นรูปธรรม จึงควรจัดตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงานขึ้นเพื่อกำหนดแผนปฏิบัติการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี (พ.ศ.2551 - 2565)
2.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
3.รับทราบวงเงินงบประมาณในการดำเนินการของภาครัฐ
เรื่องที่ 7 สถานการณ์พลังงานปี 2551 และแนวโน้มปี 2552
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมของสถานการณ์พลังงานปี 2551 มีความผันผวนมาก เนื่องจากในช่วงต้นปีจนถึง เดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นทำสถิติสูงสุดเป็นรายวัน มีผลให้การใช้น้ำมันลดลง แต่ภาวะเศรษฐกิจของโลกและของไทยยังคงดีอยู่ ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.3 แต่ในช่วงไตรมาสที่สามราคาน้ำมันตลาดโลกเริ่มลดลงพร้อมมีข่าวไม่ดีเกี่ยวกับ สถานภาพการเงินของประเทศสหรัฐอเมริกา จนเกิดภาวะเศรษฐกิจถดถอยลุกลามไปทั่วโลก มีผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในช่วงครึ่งปีหลังชะลอตัวลงจากครึ่ง ปีแรกค่อนข้างมาก ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นในปี 2551 อยู่ที่ระดับ 1,629 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4 เมื่อเทียบกับปีที่แล้ว โดยเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.1 การใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 13.7 ขณะที่การใช้น้ำมันลดลงจากปีก่อนร้อยละ 5.4 การใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลง ร้อยละ 15.7 การผลิตพลังงาน เชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 847 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันหรือเพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 6.8 โดยการผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท และก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตไฟฟ้าพลังน้ำ และลิกไนต์ลดลง
2. ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกพุ่งสูงขึ้นเป็นประวัติการณ์ ในปี 2551 ช่วงเดือนมกราคมราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 87.36 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจนถึงเดือนกรกฎาคม ซึ่งมีระดับราคาสูงสุดอยู่ที่ 140.77 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล หลังจากนั้นราคาค่อยๆ ปรับลดลง แต่ยังคงทรงตัวอยู่ ในระดับสูงที่ราคาสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และปรับลดลงมาอย่างเร็วในช่วงเดือนตุลาคมถึงธันวาคมจนถึงระดับ 36.4 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันดิบที่สูงเป็นระยะเวลานานมีผลให้ไทยมีมูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบใน ปี 2551 เพิ่มขึ้นร้อยละ 49.6 ขณะที่มีปริมาณการนำเข้าเพิ่มเพียงร้อยละ 0.4
3. การใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 678 พันบาร์เรลต่อวันลดลงจากปีก่อนร้อยละ 4.0 เนื่องจากราคาน้ำมันภายในประเทศทรงตัวอยู่ในระดับสูง ส่งผลให้การใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลชะลอตัวลง อีกทั้ง กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลง ขณะที่การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 17.8 เนื่องจากรถยนต์ส่วนบุคคลจำนวนมากได้ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ไปใช้ LPG แทนน้ำมันในช่วงที่ราคาน้ำมันสูง
3.1 การใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 3.8 จากราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวในระดับสูง การใช้แก๊สโซฮอลอยู่ที่ระดับ 9.2 ล้านลิตรต่อวัน เป็นแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ระดับ 2.5 ล้านลิตรต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 276.9 และเป็นแก๊สโซฮอล 95 (E10) 6.6 ล้านลิตรต่อวัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 59.2 ทั้งนี้รัฐบาลได้ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E20) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 โดยลดภาษีสรรพสามิตสำหรับรถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E20) จากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 25 ซึ่งทำให้ในปีนี้การใช้แก๊สโซฮอล 95 (E20) อยู่ที่ระดับ 0.08 ล้านลิตรต่อวัน
3.2 การใช้น้ำมันดีเซล อยู่ที่ระดับ 48.2 ล้านลิตรต่อวัน หรือลดลงร้อยละ 5.8 ปัจจุบันกระทรวงพลังงานกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วต้องผสมไบโอดีเซลร้อยละ 2 (B2) โดยปริมาตร ซึ่งมีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 เป็นต้นมา การจำหน่ายไบโอดีเซล (B5) ได้เพิ่มจาก 1.7 ล้านลิตรต่อวัน ในปี 2550 เป็น 10.3 ล้านลิตรต่อวัน ในปีนี้ หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 500.6
3.3 การใช้ LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 16.0 โดยการใช้ LPG ในรถยนต์ปีนี้ขยายตัวเพิ่มสูงถึง ร้อยละ 36.9 เนื่องจากระดับราคาน้ำมันเบนซินสูงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ส่วนหนึ่งหันมาใช้ LPG ทดแทน การใช้ในครัวเรือนเพิ่มขึ้นมากถึงร้อยละ 12.7 และการใช้ในอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 11.4 ปีนี้เป็นปีแรกที่ต้องนำเข้า LPG มาใช้ในประเทศตั้งแต่เดือนเมษายน จำนวน 22 พันตัน (นำเข้าในรูปโพรเพนและบิวเทน) ซึ่งคาดว่าทั้งปีมีการนำเข้าจำนวน 527 พันตัน
4. การใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ระดับ 3,480 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อน ร้อยละ 5.8 เนื่องจากในปีนี้มีแหล่งผลิต 2 แหล่งที่สำคัญได้ทำการผลิต คือ แหล่งอาทิตย์และ JDA
5. การใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน อยู่ที่ระดับ 35 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 9.9 ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 17 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรมต่างๆ การใช้ถ่านหินเพิ่มขึ้น ร้อยละ 14.0 แบ่งเป็นการใช้ในอุตสาหกรรมจำนวน 11 ล้านตัน ที่เหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ SPP และ IPP จำนวน 6 ล้านตัน
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าในปี 2551 อยู่ที่ 29,892 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันที่ 21 เมษายน 2551 ที่ระดับ 22,568 เมกะวัตต์ ต่ำกว่าปี 2550 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 22,586 เมกะวัตต์
ค่าตัว ประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.6 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 29.8 โดยการผลิตไฟฟ้า ปี 2551 จำนวน 148,589 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อน ร้อยละ 1.1 โดยมีสัดส่วนการผลิตจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์/ถ่านหิน พลังน้ำ การนำเข้า และน้ำมันร้อยละ 70, 21, 5, 3 และ 1 ตามลำดับ ในปี 2551 มีการปรับค่าเอฟที 4 ครั้ง โดยปรับลดลง 2 ครั้ง และปรับขึ้น 2 ครั้ง รวมเป็นจำนวนเงินเพิ่มขึ้น 9.28 สตางค์/หน่วย ขณะที่การใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศอยู่ที่ระดับ 134,804 กิกะวัตต์ชั่วโมง หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 แบ่งเป็นการใช้ในเขตนครหลวงอยู่ที่ระดับ 42,274 กิกะวัตต์ชั่วโมง หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.6 และในเขตภูมิภาคอยู่ที่ระดับ 89,685 กิกะวัตต์ชั่วโมงหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.2 รวมทั้งการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. 2,845 กิกะวัตต์ชั่วโมง หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.3 เป็นการใช้ไฟฟ้าในสาขาอุตสาหกรรม สาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตรกรรม และอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 1.4, 1.1, 2.9, 1.2 และ 2.3 ตามลำดับ
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2552 สศช. คาดว่าในปี 2552 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 2.0 - 3.0 และ สนพ. คาดว่าราคาน้ำมันจะอยู่ในระดับต่ำคือประมาณ 40 - 50 เหรียญต่อบาร์เรล จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,670 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2551 ร้อยละ 1.9 โดยความต้องการน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ ลิกไนต์/ถ่านหิน และพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.3, 3.9, 1.3 และ 2.6 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส
ไตรมาส 1 ปี 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 91.38 และ 98.03 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 8.19 และ 7.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนตัวลง และข่าวกลุ่มคนร้ายติดอาวุธได้ก่อเหตุลอบวางระเบิด ท่อส่งน้ำมันในประเทศอิรัก ไตรมาส 2 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 116.91 และ 123.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากโอเปคแถลงจะไม่เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ และไตรมาส 3 ราคาน้ำมันดิบทั้งสองชนิดได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 113.34 และ 117.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากตลาดการเงินสหรัฐฯ ประสบปัญหาอย่างรุนแรง ส่วนไตรมาส 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 52.60 และ 58.49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลง จากตลาดกังวลต่อสภาวะเศรษฐกิจถดถอยในประเทศสหรัฐฯ ในช่วงวันที่ 1 - 8 มกราคม 2552 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 46.62 และ 45.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาส 4 ปี 2551 5.98 และ 12.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวประเทศผู้ส่งออกน้ำมันในกลุ่มตะวันออกกลางไม่เห็นด้วยกับข้อเสนอของ อิหร่านที่จะระงับการส่งออกให้แก่ประเทศที่สนับสนุนอิสราเอล ประกอบกับกระทรวงพลังงานสหรัฐฯ รายงานปริมาณน้ำมันดิบคงคลังสัปดาห์สิ้นสุดวันที่ 2 มกราคม 2552 เพิ่มขึ้น
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
ไตรมาส 1 ปี 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 105.12 , 104.29 และ 114.36 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 9.33 , 9.79 และ 11.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ไตรมาส 2 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 129.84 , 128.64 และ 154.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในเวียดนาม จีน และอินโดนีเซีย และไตรมาส 3 ราคาน้ำมันทั้ง 3 ชนิด เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 119.29, 117.83 และ 139.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวลดลงจากจีนลดปริมาณการนำเข้าหลังการแข่งขันกีฬาโอลิมปิกสิ้นสุด และไตรมาส 4 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ย อยู่ที่ระดับ 56.32 , 54.51 และ 70.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวลดลง จากข่าวปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินของประเทศจีนเพิ่มขึ้น และปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐฯ ยังอยู่ในระดับสูงที่ 204 ล้านบาร์เรล และในช่วงวันที่ 1 - 8 มกราคม 2552 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 47.92 , 44.92 และ 63.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากไตรมาส 4 ปี 2551 8.40, 9.59 และ 6.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว Reliance Industries Limited (RIL) ของอินเดียอาจเพิ่มปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินมาเอเชียหลังจากลดปริมาณส่งออก ให้อิหร่าน และการไฟฟ้าของประเทศอินโดนีเซีย มีแผนลดการใช้น้ำมันดีเซลในปี 2552 ลง
3. ราคาขายปลีก
ไตรมาส 1 ปี 2551 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 33.49, 32.39, 29.49, 28.69, 30.01 และ 29.34 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 ที่ระดับ 1.17, 1.20,1.00, 1.00,1.07 และ 1.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ และไตรมาส 2 ขายปลีกน้ำมันทุกชนิดได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น แต่ไตรมาส 3 ราคาได้ปรับลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 38.22, 36.49, 28.99, 27.69, 28.19, 33.91 และ 33.27 บาท/ลิตร และไตรมาส 4 ราคาได้ปรับลดลงอย่างมากเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 29.12, 24.12, 19.29, 17.99, 18.49, 20.74 และ 19.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ ในช่วงวันที่ 1 - 9 มกราคม 2552 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 21.39, 16.89, 15.59, 16.09, 18.94 และ 17.44 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาส 4 ปี 2551 ที่ระดับ 2.73, 2.40, 2.40, 2.40, 1.80 และ 1.97 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซิน 95 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 29.99 ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2551 ที่ระดับ 0.87 บาท/ลิตร
4. สถานการณ์ LPG ไตรมาส 4 ปี 2551 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง 328 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 542 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและภาวะชะลอตัว ทางเศรษฐกิจในสหรัฐฯ ส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ลดลง โดยไทยได้นำเข้าก๊าซ LPG ปริมาณ 183,086 ตัน ที่ระดับราคา 25.06 บาท/กิโลกรัม แต่รัฐบาลได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ 10.99 บาท/กิโลกรัม ทำให้ต้องชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าที่ระดับ 14.07 บาท/กิโลกรัม คิดเป็นเงินชดเชยประมาณ 2,576 ล้านบาท โดยที่ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม ส่วนราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2552 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 380 เหรียญสหรัฐ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการในภูมิภาคเอเชียมีมาก รัฐบาลกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ 10.9960 บาท/กิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 11 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.57 ล้านลิตร/วัน แต่ผลิตเอทานอลเพียง 9 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 0.80 ล้านลิตร/วัน มีสต๊อคเอทานอลที่ผู้ผลิตรวม 6.64 ล้านลิตร และจากการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลของภาครัฐ ทำให้ยอดจำหน่ายแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งในไตรมาส 4 ปี 2551 มียอดจำหน่าย 11.21 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 1.13 ล้านลิตร/วัน ในส่วนสถานีบริการน้ำมัน แก๊สโซฮอล มีบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย 12 บริษัท มีสถานีบริการ รวม 4,171 แห่ง และราคาเอทานอล ปี 2551 เฉลี่ยอยู่ที่ 18.74 บาท/ลิตร และไตรมาส 1 ปี 2552 อยู่ที่ 17.18 บาท/ลิตร
6. สำหรับสถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 10 ราย กำลังการผลิตรวม 2.90 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ยอดจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในไตรมาส 4 ปี 2551 อยู่ที่ 32.93 และ 14.80 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล (B100) จำนวน 1.40 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 จำนวน 2,886 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศ ปี 2551 เฉลี่ยอยู่ที่ 34.46 บาท/ลิตร และในช่วงวันที่ 1 - 9 มกราคม 2552 เฉลี่ยอยู่ที่ 23.10 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 7 มกราคม 2552 เงินสดในบัญชี 16,593 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 4,543 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 4,217 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 326 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 12,050 ล้านบาท นอกจากนี้ ยังมีหนี้นำเข้า LPG จาก ปตท. ถึงสิ้นเดือนพฤศจิกายน 2551 อยู่ประมาณ 7,948 ล้านบาท ซึ่งทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 4,102 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ความก้าวหน้าการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ในปี 2551
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551 ในเรื่องการเร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555
2. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการติดตามการดำเนิน การขยายบริการและส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV)
3. คณะกรรมการฯ ได้จัดทำแผนการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV Roadmap) โดยในปี 2555 จะเพิ่มปริมาณการใช้ NGV ให้ได้ 12,220 ตันต่อวัน (440 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน) ซึ่งจะทดแทนการใช้น้ำมันในภาคขนส่งได้ร้อยละ 20 นอกจากนี้ ยังมีแผนที่จะเพิ่มสถานีบริการ NGV เป็น 740 สถานี โดยสถานีบริการ NGV จะครอบคลุมทุกจังหวัดทั่วประเทศตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป นอกจากนี้ เพื่อให้การขยายบริการ NGV ทั่วถึงทุกภาคของประเทศไทย จึงมีแผนการขยายเครือข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังภูมิภาคต่างๆ ดังนี้ 1) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายเอเชีย (ภาคเหนือ) จากอยุธยาถึงนครสวรรค์ 2) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายมิตรภาพ (สายตะวันออกเฉียงเหนือ) จากแก่งคอยถึงนครราชสีมา และ 3) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายเพชรเกษม (สายใต้) จากราชบุรีถึงประจวบคีรีขันธ์
4. ความก้าวหน้าการขยายบริการและการใช้ NGV ในปี 2551 โดยปริมาณการจำหน่าย NGV และจำนวนรถ NGV เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 จำนวน 1,146 ตัน/วัน และ 60,415 คัน เป็น 2,900 ตัน/วัน และ 127,735 คัน ตามลำดับ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 นอกจากนี้การติดตั้ง NGV ของรถยนต์ ในปี 2551 ได้เพิ่มสูงขึ้นเฉลี่ย 452 คันต่อวัน ในเดือนสิงหาคม 2551 เนื่องจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้นมาก ซึ่งต่อมาการติดตั้ง NGV ได้ลดลงเหลือเฉลี่ย 212 คันต่อวันในเดือนธันวาคม 2551 เนื่องจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกลดลงอย่างรวดเร็วจากภาวะเศรษฐกิจถดถอย โดยรถที่ติดตั้ง NGV ส่วนใหญ่เป็นรถแท็กซี่ ขณะที่จำนวนสถานีบริการ NGV ได้เพิ่มขึ้นเป็น 303 สถานี ณ สิ้นเดือนมกราคม 2551 และครอบคลุม 46 จังหวัด รวมทั้งจำนวนรถขนส่งก๊าซ NGV ได้เพิ่มขึ้นเป็น 906 คัน ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551
5. เพื่อลดปัญหาก๊าซไม่เพียงพอและลดระยะเวลาการรอเติมก๊าซในสถานีบริการ NGV ได้ดำเนินการโดยเพิ่มจำนวนสถานีแม่และสถานีบริการบนแนวท่อ (Conventional) และเพิ่มกำลังการผลิตติดตั้งในสถานีแม่ เพิ่มขึ้นเป็น 4,865 ตันต่อวัน ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 และแยกประเภทสถานี NGV ตามกลุ่มลูกค้า แบ่งเป็น สถานีค้าปลีกทั่วไปให้บริการรถยนต์ส่วนบุคคลและรถแท็กซี่ สถานีบริการขนาดใหญ่ (Super Station) สำหรับรถแท็กซี่และรถตู้ และสถานี Fleet สำหรับรถโดยสารและรถบรรทุกขนาดใหญ่ พร้อมทั้งเร่งรัดให้มีการเพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซเพื่อจะช่วยบรรเทาปัญหาก๊าซ ขาดในสถานีบริการ NGV โดย ณ สิ้นปี 2550 เป็น 906 คัน ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2551 ได้เพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซเป็น 906 คัน ซึ่งสามารถช่วยลดปัญหาก๊าซขาดในสถานีบริการ NGV ได้อย่างมาก และเป็นผลทำให้ระยะเวลาการรอเติมก๊าซได้ลดลงเหลือเพียงประมาณ 15 นาทีต่อสถานีต่อวัน
6. ปัญหา อุปสรรค และข้อจำกัดในการขยายตลาด NGV ดังนี้คือปัญหาการขยายสถานีบริการ NGV ในเขตพื้นที่ชั้นในของกรุงเทพมหานครมีความยากลำบากเนื่องจากข้อจำกัดทางด้าน พื้นที่ก่อสร้างสถานีและข้อจำกัดด้านกฎหมาย และราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น ทำให้มีผู้หันมาใช้ NGV ทดแทนน้ำมันมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ ทำให้เกิดปัญหาสถานีบริการ NGV ไม่พอเพียง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้รับทราบผลการหารือและศึกษาดูงานเกี่ยวกับนโยบายส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ ณ สหพันธ์สาธารณรัฐบราซิล ของกระทรวงพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2551 ในการประชุมคณะกรรมการส่งเสริมการผลิตการใช้ E85 กระทรวงพลังงานได้นำเสนอร่างวาระแห่งชาติการส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ ซึ่งที่ประชุมเห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเพื่อให้ได้ข้อยุติก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
2. ตั้งแต่ปี 2547 รัฐบาลได้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล โดยทดแทนการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และทดแทนเนื้อน้ำมันในเบนซิน 91 มีเป้าหมายการใช้เอทานอล 2.4 ล้านลิตรต่อวัน ภายในปี 2554 และจากมาตรการสนับสนุนเอทานอลของภาครัฐ ส่งผลให้มีโรงงานได้รับอนุญาต 47 ราย กำลังผลิตรวม 12.3 ล้านลิตรต่อวัน โดยเดือนกันยายน 2551 มีการผลิต 11 ราย กำลังผลิต 1.58 ล้านลิตรต่อวัน สามารถผลิตจริง 8 ราย กำลังผลิตเฉลี่ย 0.85 ล้านลิตรต่อวัน นอกจากนี้ยังมีผู้ผลิตที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2552 อีก 9 ราย กำลังผลิตเฉลี่ย 2.19 ล้านลิตรต่อวัน รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 3.77 ล้านลิตรต่อวัน มีสถานีบริการจำหน่ายแก๊สโซฮอล 4,132 แห่ง ปริมาณการจำหน่าย 291.69 ล้านลิตร หรือเฉลี่ย 9.72 ล้านลิตรต่อวัน
3. กระทรวงพลังงานได้กำหนด Road Map การส่งเสริมการใช้ E85 โดยในปี 2551 - 2552 เริ่มทดลอง Fleet และนำเข้ารถยนต์ FFV เชิงพาณิชย์ประมาณ 1,000 คัน เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชน และเปิด Line การผลิตรถ FFV ในประเทศตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นไป การส่งเสริมการใช้ E85 ตาม Road Map ข้างต้น จะเกิดประโยชน์ต่อประเทศ 447,377 ล้านบาท ภายใน 10 ปีข้างหน้า
4. สำหรับแนวทางส่งเสริมการใช้ E85 ประกอบด้วยมาตรการ ดังนี้
4.1 มาตรการด้านภาษีรถยนต์ ปี 2551 - 2552 ลดอากรนำเข้ารถยนต์ FFV (Flexible Fuel Vehicle) จากร้อยละ 80 เหลือร้อยละ 60 จำนวน 1,000 คัน ลดภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV ขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 2,000 ซีซี จากร้อยละ 25 เหลือร้อยละ 22 และขนาดความจุกระบอกสูบมากกว่า 2,000 ซีซี จากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 27
4.2 มาตรการส่งเสริมวัตถุดิบ การผลิตเอทานอล และน้ำมัน E85 ครบวงจร โดยส่งเสริมการเพิ่มผลผลิตอ้อยเป็น 15 ตัน/ไร่ และมันสำปะหลังเป็น 5 ตัน/ไร่ เพิ่มพื้นที่การเพาะปลูกในพื้นที่รกร้าง ว่างเปล่าและที่ราชพัสดุ พิจารณาราคาเอทานอลให้สอดคล้องกับวัตถุดิบในประเทศ กำหนดราคา E85 ให้มีราคาขายปลีกต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 สนับสนุนการผลิตน้ำมัน E85 ครบวงจร รวมทั้งจัดทำโครงการ Fleet รถยนต์ E85 ตลอดจนสนับสนุนเงินทุนส่งเสริมจากรัฐในการวิจัยและพัฒนาพันธุ์วัตถุดิบและ การใช้เซลลูโลสเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอล การพัฒนารถยนต์ FFV เป็นต้น
4.3 เพื่อให้การส่งเสริมการใช้ E85 เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพเป็นรูปธรรม ควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมดำเนินการตามแผนงาน/โครงการภายใต้แผน ปฏิบัติการการส่งเสริมการใช้ E85 แบบครบวงจรให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด
5. เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 กพช. ได้มีการพิจารณาเรื่อง การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ และได้มีมติดังนี้
5.1 เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการใช้น้ำมัน E85 เป็นวาระแห่งชาติ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลา ที่กำหนดตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมการใช้ E85 ครบวงจร โดยให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการดำเนินงานและประสานกับหน่วย งานที่เกี่ยวข้องต่อไป
5.2 เห็นชอบให้กระทรวงการคลัง ลดอากรนำเข้า จากร้อยละ 80 เหลือเป็นร้อยละ 60 สำหรับรถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ที่จะนำเข้าประเทศไทย ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552
5.3 เห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี ที่จะนำเข้ามาจำหน่ายในราชอาณาจักร จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 และใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ที่ผลิต และต้องจำหน่ายภายในราชอาณาจักร ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 และหลังจากวันที่ 31 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป มอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ FFV ให้สอดคล้องกับโครงสร้างภาษีรถยนต์ประเภทอื่นทั้งระบบต่อไป
ทั้งนี้กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันไทยมีแผนการรับซื้อไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านแบบทวิภาคี (Bilateral) กับ 5 ประเทศ ได้แก่ สปป. ลาว สหภาพพม่า สาธารณรัฐประชาชนจีน กัมพูชา และมาเลเซีย โดยมีการลงนามบันทึกความเข้าใจ (MOU) กับ สปป. ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน ที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศดังกล่าวในปริมาณ 7,000 1,500 และ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558, 2553 และ 2560 ตามลำดับ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากกัมพูชาไม่มีการระบุปริมาณและเวลาในการรับซื้อ
2. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2550 รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจที่จะส่งเสริมและให้ความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยปริมาณ 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบันภายใต้บันทึกความเข้าใจดังกล่าวมี 2 โครงการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 3 โครงการได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ นอกจากนี้ กฟผ. ยังได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) กับผู้ลงทุน สปป. ลาว รวม 5 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 (523 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเงี้ยบ (261 เมกะวัตต์) โครงการน้ำอู (1,043 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) แต่ปัจจุบันมี 2 โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ส่วนอีก 3 โครงการ ซึ่ง Tariff MOU ยังไม่หมดอายุแต่ผู้ลงทุน สปป.ลาว ได้มีหนังสือขอยกเลิก Tariff MOU และขอเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่
3. เมื่อวันที่ 14 พฤศจิกายน 2551 กพช. ได้มีมติรับทราบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว 3 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี้ยบ และโครงการน้ำอู และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้านพิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ปัจจุบัน คณะอนุกรรมการฯ อยู่ระหว่างพิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2540 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสหภาพ พม่าได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจที่จะรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2548 รัฐบาลทั้งสองประเทศได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนา โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำในลุ่มแม่น้ำสาละวิน และลุ่มแม่น้ำตะนาวศรี ประกอบด้วย 4 โครงการ ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าชายแดนสาละวินตอนบน (4,000 เมกะวัตต์) โครงการโรงไฟฟ้าชายแดนสาละวินตอนล่าง (500 เมกะวัตต์) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำฮัจยี (600-2,000 เมกะวัตต์) และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำตะนาวศรี (600 เมกะวัตต์) โดยโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำฮัจยีจะเป็นโครงการแรกที่จะทำการพัฒนา และในเบื้องต้นสหภาพพม่าเสนอโครงการผลิตไฟฟ้าบนลุ่มแม่น้ำสาละวิน 2 โครงการ คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำฮัจยี (1,200 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำท่าซาง (7,000 เมกะวัตต์) ปัจจุบันบริษัทผู้ลงทุนโครงการฮัจยีอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาสัมปทานกับรัฐบาล สหภาพพม่า และเมื่อแล้วเสร็จบริษัทผู้ลงทุนฯ จะมาเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าอีกครั้ง
5. การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2541 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาชนจีนได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจที่จะรับ ซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 โดยจะพิจารณาจากโครงการที่มีศักยภาพ และจีนจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการที่เหมาะสมเสนอแก่ไทย ปัจจุบัน มีความร่วมมือในการวางแผนและก่อสร้างระบบสายส่งเชื่อมโยงระหว่างสองประเทศ รวมทั้งเจรจากับ สปป. ลาว เรื่องค่าชดเชยอัตราค่ากรรมสิทธิ์ที่ดินแนวสายส่งที่จะต้องก่อสร้างผ่าน สปป. ลาว
6. ความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับกัมพูชา เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2543 รัฐบาลไทยและรัฐบาลกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความตกลงโครงการความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าที่จะสนับสนุนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างสองประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2545 กฟผ. และการไฟฟ้ากัมพูชาได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ที่จะขายไฟฟ้าให้กับกัมพูชาในจังหวัดเสียมราฐ พระตะบอง และ ศรีโสภณ ปริมาณพลังไฟฟ้า 20-30 เมกะวัตต์ สัญญามีอายุ 12 ปี นับจากวันที่ กฟผ. เริ่มขายไฟฟ้าให้กัมพูชา โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นแบบคิดตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) โดยกำหนดเป็นอัตราคงที่ (Flat Rate) ปัจจุบันได้มีการศึกษาความเหมาะสมโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำสตึงนัม (120 เมกะวัตต์) และโครงการโรงไฟฟ้าเกาะกงในกัมพูชา (3,660 เมกะวัตต์) ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง
7. การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซีย โดย กฟผ. และการไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad : TNB) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเมื่อปี 2523 เพื่อขายไฟฟ้าให้ไทยปริมาณพลังไฟฟ้า 80 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมผ่านระบบส่ง 115 เควี ต่อมา ทั้งสองฝ่ายได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า HVDC System Interconection Agreement (SIA 2002) ฉบับวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 อายุสัญญา 25 ปี โดยตกลงทำข้อเสนอราคาขายล่วงหน้าเดือนต่อเดือน ต่อมา กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 เพื่อซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 เมกะวัตต์ อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) อัตรารับซื้อไฟฟ้าในปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย ในราคาลดหลั่นลงตามลำดับ โดยมีเงื่อนไขที่ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่มขึ้นได้หากต้นทุนเชื้อเพลิง สูงขึ้น และได้มีการขยายอายุสัญญาเรื่อยมาจนถึงปัจจุบัน และเมื่อวันที่ 14 พฤศจิกายน 2551 กพช. ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่ (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) โดยให้ปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากสัญญาเดิม 3.32 RM Sen/kWh และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป ปัจจุบัน กฟผ. อยู่ระหว่างดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่กับ มาเลเซียเพื่อทดแทนสัญญาเดิม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555 - 2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 และ เนื่องจากพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการต่อไปจนแล้วเสร็จ และให้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานให้กระทรวงพลังงานทราบด้วย
ปัจจุบัน มีโครงการ IPP ที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 3 โครงการ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด กำลังการผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เพาเวอร์ เจนเนอร์เรชั่น ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมา การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ฉบับ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ ได้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอ ขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนให้ SPP ชีวมวล ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าโดยมีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กพลังงาน หมุนเวียนได้รับการคัดเลือกจำนวน 7 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ กำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี พ.ศ. 2555 สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก และขยะชุมชน และให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก โดยมี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่สามารถรับซื้อได้รวม 19 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,584 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP แล้ว
สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนพฤศจิกายน 2551 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 90 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 4,203.0 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 60 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,285.5 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 4 พฤศจิกายน 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ให้คณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาดำเนินการต่อไป
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) กพช. มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบ ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อเดือนธันวาคม 2549 และรัฐให้การส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และกำหนดให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟภ. และ กฟน. ภายในปี พ.ศ. 2551 โดยอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็ก 0.40-0.80 บาทต่อหน่วย ขยะชุมชน 2.50 บาทต่อหน่วย พลังลม 3.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ 8.00 บาทต่อหน่วย โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี ยกเว้น พลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ กำหนดให้ระยะเวลาสนับสนุนเท่ากับ 10 ปี ทั้งนี้ ระยะเวลาของการยื่นขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า พลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้สิ้นสุดลงแล้ว โดย สนพ. อยู่ระหว่างการทบทวนการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้ารอบใหม่ เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนธันวาคม 2551 มี VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 351 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,390.91 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 118 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 238.18 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2551
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียมและนำเสนอต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและ กพช. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2549 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2550 - 2552 ปีละ 30 ล้านบาท ในกรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 90 ล้านบาท โดยให้คงเงินสำรองร้อยละ 20 ของกรอบวงเงิน 90 ล้านบาท และในปีงบประมาณ 2550 - 2552 ให้นำเงินมาจัดสรรปีละ 24 ล้านบาท และสำรองไว้กรณีมีแผนงาน/โครงการที่จำเป็นและฉุกเฉินปีละ 6 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2551 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติปรับปรุงแผนการใช้จ่ายเงินตามหมวดรายจ่ายต่างๆ ของปีงบประมาณ 2551 ในวงเงิน 26,000,000 บาท เพื่อให้เหมาะสมกับการใช้จ่ายงบประมาณกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม
3. ในปีงบประมาณ 2551 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่างๆ แก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 25,159,600 บาท โดยแบ่งเป็นหมวดการค้นคว้า วิจัยฯ หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงานฯ หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน เป็นจำนวน 2,998,500 15,927,600 4,702,500 1,231,000 และ 300,000 บาท ตามลำดับ ซึ่งได้เบิกจ่ายเงินไปแล้ว 10,089,980.98 บาท ผูกพันไปปี 2551
4. ณ วันที่ 30 กันยายน 2551 ฐานะการเงินของกองทุนฯ มีสินทรัพย์สุทธิ 431,493,853.89 บาท งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2551 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 9,032,357.40 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 122 - วันพฤหัสบดีที่ 13 พฤศจิกายน 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ที่ 3/2551 (ครั้งที่ 122)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 13 พฤศจิกายน พ.ศ. 2551 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุมวิเทศสโมสร ส่วนที่ 2 กระทรวงการต่างประเทศ
1.การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
2.แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3.การจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
4.แนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง
5.การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
6.โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
7.สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB) ฉบับใหม่
8.รายงานผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในช่วงที่ผ่านมา
9.นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
10.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
11.การรักษาเสถียรภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
12.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
15.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์
16.การส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์ รองนายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า การประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เป็นการประชุมที่สำคัญ จึงขอให้คณะกรรมการทุกท่านช่วยแสดงข้อคิดเห็น ทั้งข้อเสนอแนะหรือข้อทักท้วง ได้อย่างเปิดกว้าง อย่างไรก็ตาม ในเรื่องเกี่ยวกับอำนาจและภารกิจของคณะกรรมการต่างๆ ที่จะนำเสนอเข้า กพช. ถ้าหากมีประเด็นขัดแย้งขอให้ปรึกษาหารือกันก่อน โดยไม่ควรถกเถียงในที่ประชุม ซึ่งจะทำให้เสียเวลาการประชุม และหากเรื่องใดไม่มีความขัดแย้ง ให้นำเสนอ กพช. โดยขอความเห็นชอบแล้วนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 1 การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากกระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการหารือและศึกษาดูงานเกี่ยวกับนโยบายส่งเสริมเชื้อเพลิง ชีวภาพ ณ สหพันธ์สาธารณรัฐบราซิล ระหว่างวันที่ 8 - 15 มิถุนายน 2551 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2551 ต่อมากระทรวงพลังงานจึงได้จัดตั้งคณะกรรมการส่งเสริมการผลิตการใช้ E85 เพื่อจัดทำร่างวาระแห่งชาติการส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการขึ้นซึ่งทุกฝ่ายเห็นด้วยในหลักการว่าจะเกิดประโยชน์ ต่อเศรษฐกิจของประเทศ โดยเฉพาะการลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมัน การสร้างมูลค่าเพิ่มทางการเกษตร
2. รัฐบาลได้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลตั้งแต่ปี 2547 โดยมีเป้าหมายการใช้เอทานอล 2.4 ล้านลิตร/วัน ภายในปี 2554 และประเทศไทยมีวัตถุดิบที่เหลือจากการบริโภค อุตสาหกรรมในประเทศ และการส่งออกสามารถสนับสนุนการผลิตเอทานอลขั้นต่ำ 2.95 ล้านลิตร/วัน ปัจจุบันมีโรงงานได้รับอนุญาต 47 ราย กำลังผลิตรวม 12.3 ล้านลิตร/วัน โดยเดือนกันยายน 2551 มีจำนวนผู้ผลิต 11 ราย กำลังผลิต 1.58 ล้านลิตร/วัน ผลิตจริง 8 ราย เฉลี่ย 0.85 ล้านลิตร/วัน นอกจากนี้ยังมีผู้ผลิตที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2552 อีก 9 ราย กำลังผลิต 2.19 ล้านลิตร/วัน รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 3.77 ล้านลิตร/วัน จากการที่ภาครัฐได้มีมาตรการสนับสนุน ประกอบด้วย การทำให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอลถูกกว่าน้ำมันเบนซิน 91 และเบนซิน 95 การประชาสัมพันธ์ ศึกษาวิจัยและทดลอง เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้ประชาชน ส่งผลให้การจำหน่ายและการใช้แก๊สโซฮอลขยายตัวสูง โดยเดือนกันยายน 2551 มีสถานีบริการจำหน่ายแก๊สโซฮอล จำนวน 4,132 แห่ง เฉลี่ย 9.72 ล้านลิตร/วัน เพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2550 ร้อยละ 82 และเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ร้อยละ 37
3. กระทรวงพลังงานได้กำหนด Road Map การส่งเสริมการใช้ E85 โดยในปี 2551 - 2552 เริ่มทดลอง Fleet และนำเข้ารถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) เชิงพาณิชย์บางส่วนประมาณ 1,000 คัน เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชน และเปิด Line การผลิตรถ (FFV) ในประเทศตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นไป การส่งเสริมการใช้ E85 ตาม Road Map ข้างต้น จะเกิดประโยชน์ต่อประเทศชาติ 447,377 ล้านบาท ภายใน 10 ปีข้างหน้า
ตารางที่ 1 Road Map การส่งเสริมการใช้ E85
| รายการ | ระยะสั้น (2551-2552) |
ระยะกลาง (2553-2557) |
ระยะยาว (2558-2561) |
| รถ หัวฉีด สะสม (ล้านคัน) | 3.11 | 3.15 | 3.18 |
| รถ อี 20 สะสม (ล้านคัน) | 0.32 | 0.97 | 1.36 |
| รถ FFV สะสม (ล้านคัน) | 0.001 | 0.40 | 1.07 |
| รวมรถยนต์ (ล้านคัน) | 3.43 | 4.52 | 5.61 |
| เอทานอลรถหัวฉีด (อี10) (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.97 | 1.64 | 1.65 |
| เอทานอลสำหรับรถ อี 20 (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.21 | 1.05 | 1.47 |
| เอทานอลสำหรับรถ FFV (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.004 | 1.66 | 4.55 |
| เอทานอลสำหรับรถ จยย. (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.16 | 0.33 | 0.41 |
| รวมเอทานอล (ล้านลิตรต่อวัน) | 1.34 | 4.69 | 8.08 |
| ลดการใช้เบนซินสะสมเป็นเงิน* (ล้านบาท) | 14,810 | 148,590 | 386,720 |
| การสร้างมูลค่าเพิ่มรายสาขาการผลิตสะสมเป็นเงิน#(ล้านบาท) | 2,345 | 20,930 | 60,657 |
| รวมผลประโยชน์ต่อประเทศ (ล้านบาท) | 17,155 | 169,520 | 447,377 |
หมายเหตุ : * ราคาเบนซินเฉลี่ยคงที่ 30 บาท/ลิตร
4. แนวทางส่งเสริมการใช้ E85 ประกอบด้วยมาตรการ ดังนี้
4.1 มาตรการด้านภาษีรถยนต์ ปี 2551 - 2552 ลดอากรนำเข้ารถยนต์ FFV สามารถใช้น้ำมันเบนซินทั่วไป จนถึงน้ำมัน E85) จาก ร้อยละ 80 เหลือ ร้อยละ 60 เป็นจำนวน 1,000 คัน ลดภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV ขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 2,000 ซีซี จาก ร้อยละ 25 เหลือ ร้อยละ 22 และขนาดความจุกระบอกสูบมากกว่า 2,000 ซีซี จาก ร้อยละ 30 เหลือ ร้อยละ 27
4.2 มาตรการส่งเสริมวัตถุดิบ การผลิตเอทานอล และน้ำมัน E85 ครบวงจร เพื่อสนับสนุนการส่งเสริมการใช้ E85 และเพิ่มประสิทธิภาพในระยะยาว ดังนี้
- ส่งเสริมการเพิ่มผลผลิตต่อไร่ ของอ้อยเป็น 15 ตัน/ไร่ และมันสำปะหลังเป็น 5 ตัน/ไร่ กำหนดการเพิ่มพื้นที่การเพาะปลูกในพื้นที่รกร้างว่างเปล่าและที่ราชพัสดุ
- พิจารณาความเหมาะสมราคาเอทานอลให้สอดคล้องกับวัตถุดิบในประเทศทั้งในระยะสั้นและระยะยาว
- กำหนดราคา E85 ให้มีราคาขายปลีกต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 เนื่องจากประสิทธิภาพความร้อนของ E85 น้อยกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ประมาณร้อยละ 23
- พิจารณาสนับสนุนการผลิตน้ำมัน E85 ครบวงจร ตั้งแต่การจัดทำแผนการผลิต E85 ของโรงกลั่นน้ำมัน การพัฒนาระบบ logistics ระบบคลังน้ำมันและการ Blending
- จัดทำโครงการ Fleet รถยนต์ E85 เพื่อส่งเสริมการใช้และสนับสนุนการวิจัยพัฒนา ในปี 2551 โดยจัดให้มีผู้นำเข้ารถ FFV มาทดสอบประสิทธิภาพอันเนื่องมาจากความต่างพื้นที่และชนิดน้ำมัน ความสิ้นเปลืองน้ำมันเชื้อเพลิง Emission Cold Start เป็นต้น
- สนับสนุนเงินทุนส่งเสริมจากรัฐในการวิจัยและพัฒนา เช่น การพัฒนาพันธุ์วัตถุดิบและการใช้เซลลูโลสเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอล การผลิตเอทานอล การพัฒนารถยนต์ FFV
5. เพื่อให้การส่งเสริมการใช้ E85 เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพเป็นรูปธรรม จึงเห็นควรให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องร่วมดำเนินการตามแผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการการส่ง เสริมการใช้ E85 แบบครบวงจรให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการใช้น้ำมัน E85 เป็นวาระแห่งชาติ และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลาที่กำหนดตามแผนปฏิบัติ การการส่งเสริมการใช้ E85 ครบวงจร โดยให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการดำเนินงานและประสานกับหน่วย งานที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.เห็นชอบให้กระทรวงการคลัง ลดอากรนำเข้า จากร้อยละ 80 เหลือเป็นร้อยละ 60 สำหรับรถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ที่จะนำเข้าประเทศไทย ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552
3.เห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถ ยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี ที่จะนำเข้ามาจำหน่ายในราชอาณาจักร จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 และใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ที่ผลิต และต้องจำหน่ายภายในราชอาณาจักร ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 และหลังจากวันที่ 31 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป มอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ FFV ให้สอดคล้องกับโครงสร้างภาษีรถยนต์ประเภทอื่นทั้งระบบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และได้มีมติเห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG และยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการส่งออกก๊าซ LPG ยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศต่อไป โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาคและเห็นชอบหลัก เกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนต้นทุนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไป สู่ระดับจริง คือร้อยละ 60 ต่อร้อยละ 40 รวมทั้งได้ มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. ได้เห็นชอบยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1.20 บาท/กิโลกรัม จากราคา 16.81 บาท เป็น 18.01 บาท/กิโลกรัม และต่อมาในวันที่ 4 มกราคม 2551 ได้เห็นชอบการปรับสูตรราคา ก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เท่ากับต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกร้อยละ 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 7 มกราคม 2551 และวันที่ 30 มกราคม 2551 ได้เห็นชอบราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ของเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้นกิโลกรัมละ 20 สตางค์ จากราคา 18.01 เป็น 18.21 บาท/กิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG จากการที่รัฐบาลได้มีนโยบายในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนโดยการ รักษาระดับราคาสินค้าอุปโภค บริโภคและราคาพลังงานให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม และได้มีมติ ดังนี้ (1) ให้คงราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เท่ากับต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้จนถึงประมาณเดือนกรกฎาคม 2551 แล้วจึงจะพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้งหนึ่ง (2) ให้คงราคาก๊าซหุงต้มในภาคครัวเรือนไว้ ณ ระดับราคาของเดือนมีนาคม 2551 ส่วนก๊าซ LPG ที่นำไปใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม (ยกเว้นปิโตรเคมี) ให้ปรับเพิ่มขึ้นตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปชำระหนี้เงิน ชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG (3) ให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณที่นำเข้า ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป และ (4) ให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการนำก๊าซ LPG ไปจำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซ LPG
4. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้พิจารณาเรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน และมีมติให้ชะลอการปรับราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนเพื่อลดแรงกดดันค่าใช้จ่ายในภาคครัวเรือน จากการปรับตัวสูงขึ้นของราคาพลังงานเป็นระยะเวลา 6 เดือน (1 สิงหาคม 2551 - 31 มกราคม 2552)
5. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ประกอบไปด้วย ราคาของโรงแยกก๊าซฯ และราคาส่งออก (ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน) ในสัดส่วนร้อยละ 95 ต่อ 5 (332.75 $/ตัน) ซึ่งเป็นระดับราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตในประเทศที่สัดส่วนร้อยละ 60 ต่อ 40 (456.53 $/ตัน) และราคาตลาดโลก (490.00 $/ตัน) ทั้งนี้ราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตจริงในประเทศที่ระดับ 23.24 บาท/กิโลกรัม และราคาตลาดโลกที่ระดับ 24.48 บาท/กิโลกรัม ในขณะที่การจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศมาจาก โรงแยกก๊าซฯ ประมาณร้อยละ 60 และจากโรงกลั่นน้ำมันประมาณร้อยละ 40 ส่วนความต้องการใช้หลัก จะอยู่ในภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 46 ในภาคขนส่งร้อยละ 17 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 15 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 22
6. การที่รัฐบาลเข้ามากำหนดราคาขายปลีก LPG อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนที่ควรจะเป็น ทำให้ความต้องการใช้เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว โดยเฉพาะความต้องการในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนน้ำมัน ส่งผลให้ปริมาณการผลิต LPG ในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นมา และต้องนำเข้าโดย ปตท. ตั้งแต่เดือนเมษายน - ตุลาคม 2551 จำนวน 375,953 ตัน คิดเป็นภาระเงินชดเชยการนำเข้าให้แก่ ปตท. ประมาณ 7,423 ล้านบาท ในขณะเดียวกันขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และกระจายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคจำกัดไม่พอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น และเพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาควรปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น และเพื่อให้สอดคล้องกับมติ ครม. ที่ให้ชะลอการปรับขึ้นราคาก๊าซหุงต้มออกไปอีก 6 เดือน จึงควรพิจารณาปรับขึ้นราคาเฉพาะก๊าซ LPG ที่ใช้ในรถยนต์และอุตสาหกรรม ซึ่งจะทำให้เกิดปัญหา 1) การส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม อาจไม่ครบถ้วน 2) การลักลอบ นำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรมและ 3) การนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือนไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะรวมทั้งการลักลอบถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังในครัวเรือนไปใช้ในยานพาหนะและโรงงานอุตสาหกรรม
7. การแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ประกอบด้วยแนวทางต่างๆ ดังนี้
7.1 มาตรการด้านราคา
7.1.1 การแก้ไขปัญหาในระยะสั้น จำเป็นจะต้องปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น โดยมีหลักการกำหนดหลักการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สอดคล้องกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 คือ ปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG เฉพาะในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม โดยหลักการจัดสรรการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศ จะถูกจัดสรรไปให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก และจัดสรรให้ภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ หากปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีไม่เพียงพอกับความต้อง การใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศมารองรับกับความต้องการใช้ในส่วนที่ขาด
การกำหนดส่วนต่างราคาในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ที่ประมาณ 6.00 บาท/กิโลกรัม หรือ 3.24 บาท/ลิตร ใช้หลักการคำนวณส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (10.9960 บาท/กิโลกรัม) กับต้นทุนก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม (24.5000 บาท/กิโลกรัม) ซึ่งคำนวณได้จากสัดส่วนของมูลค่าของยอดปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศที่เหลือจากการใช้ในภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีและมูลค่า ของปริมาณก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศกับปริมาณการใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม
7.1.2 แนวทางการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมโดยใช้วิธีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่ง เข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้แก่ กรณี 1 ปรับเพิ่มเดือนละ 1 บาท/กิโลกรัม (0.54 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 6 เดือน และกรณี 2 ปรับเพิ่มเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม (1.08 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ เพื่อทยอยเพิ่มส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม (3.24 บาท/ลิตร)
7.1.3 แนวทางการลดภาระจากการนำเข้าก๊าซ LPG ได้แก่ 1) แนวทางที่ 1 กรณีไม่มีการปรับขึ้นราคาจะทำให้ภาระนำเข้าสะสม ณ เดือนตุลาคม 2551 ที่ระดับ 7,423 ล้านบาท คาดว่าจะเพิ่มขึ้นเป็น และ 12,890 ล้านบาท ณ สิ้นปี 2551 และ 2552 ตามลำดับ ทั้งนี้ คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2551 ได้เห็นชอบให้ ปตท. รับภาระจากการนำเข้าก๊าซ LPG แทนภาครัฐในวงเงินไม่เกิน 10,000 ล้านบาท 2) แนวทางที่ 2 กรณีปรับขึ้นราคาเดือนละ 1 บาท/กิโลกรัม เป็นเวลา 6 เดือน คาดว่าจะสามารถหยุดภาระหนี้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2552 และชำระหนี้ได้หมดภายในเดือนธันวาคม 2553 และ 3) แนวทางที่ 3 กรณีปรับขึ้นราคาเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน คาดว่าหยุดภาระหนี้ภายในเดือนมกราคม 2552 และชำระหนี้ได้หมดภายในเดือนพฤศจิกายน 2553
7.1.4 การปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งและอุตสาหกรรมจำเป็นต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อกลุ่มรถแท็กซี่ใน กรุงเทพฯ ซึ่งมีอยู่ประมาณ 70,000 คัน แยกเป็น รถแท็กซี่ติดก๊าซ LPG จำนวน 42,700 คัน และติดก๊าซ NGV จำนวน 27,300 คัน จึงต้องเร่งความพร้อมของสถานีบริการก๊าซ NGV ซึ่งต้องใช้เวลาอีกประมาณ 6 เดือน และควรให้มีมาตรการจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV มากขึ้น ดังนี้ 1) มีการจัดสรรจำนวนรถแท็กซี่ที่จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV ประมาณ 5,000 คัน/เดือน แยกเป็น รถใหม่ 800 คัน/เดือน และรถเก่า 4,200 คัน/เดือน เป็นเวลา 4 เดือน 2) รถแท็กซี่ใหม่ ปตท. ออกค่าถังก๊าซ NGV 28,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันฯ โดยกระทรวงพลังงานออกค่าติดตั้ง 12,000 บาท/คัน และ 3) รถแท็กซี่เก่า ปตท. ออกค่าติดตั้งและค่าถังก๊าซ NGV 40,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันฯ โดยกระทรวงพลังงานออกค่าชดเชยอุปกรณ์ก๊าซ LPG เก่า 3,000 บาท/คัน จากการคืนซากอุปกรณ์ก๊าซ LPG ให้กระทรวงพลังงานเพื่อนำไปทำลาย ทั้งนี้ ตามมาตรการจูงใจดังกล่าว ปตท. รับภาระค่าใช้จ่ายประมาณ 761.6 ล้านบาท และกองทุนน้ำมันฯ รับภาระค่าใช้จ่ายประมาณ 88.8 ล้านบาท
7.2 มาตรการจูงใจ เพื่อชะลอความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้น โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG อย่างประหยัด ให้ความรู้ความเข้าใจเรื่องระบบราคาก๊าซ LPG ว่าต้องมีการเปลี่ยนแปลงเหมือนระบบราคาน้ำมันซึ่งต้องเป็นไปตามราคาตลาดโลก โดยชี้แจงให้ทราบว่าในปัจจุบันราคา LPG ต่ำกว่าราคาต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้เพื่อให้เกิดความคุ้นเคยและยอมรับกับระบบราคา LPG ที่ต้องปรับตัวตามราคาตลาดโลกในอนาคต และถึงแม้ราคาก๊าซ LPG เมื่อได้ปรับตัวสูงขึ้นแล้ว ก็ยังคงมีระดับราคาที่ต่ำกว่าน้ำมัน รวมทั้งประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ NGV ในภาคขนส่งทราบถึงความก้าวหน้าของเครือข่ายการให้บริการก๊าซ NGV นอกจากนี้ ยังมีการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมและจูงใจกลุ่มรถแท็กซี่ให้ปรับเปลี่ยน เครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV ภายในเดือนเมษายน 2552 ซึ่งราคาก๊าซ NGV ต่ำกว่าราคาก๊าซ LPG เพื่อเป็นอีกทางเลือกหนึ่งด้วย รวมทั้งรณรงค์ให้ภาคอุตสาหกรรมใช้ก๊าซ LPG อย่างมีประสิทธิภาพเพื่อลดต้นทุนในการผลิต
7.3 แนวทางการแก้ไขปัญหาขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และ กระจายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคจำกัดไม่พอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น เนื่องจากต้องพึ่งพา ปตท. แต่เพียงผู้เดียว จำเป็นต้องเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับก๊าซ LPG ของคลังนำเข้าและขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจายก๊าซ LPG ของคลังภูมิภาค รวมทั้ง ปรับเพิ่มอัตราการสำรองตามกฎหมายของก๊าซ LPG ในปัจจุบัน ที่ระดับร้อยละ 0.5 ของปริมาณการค้า ให้สูงขึ้นในอัตราเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันที่ประเทศได้มีการนำเข้ามาจาก ต่างประเทศแล้ว
7.4 แนวทางการแก้ไขปัญหาจากการกำหนดราคาก๊าซ LPG เป็น 2 ราคา
7.4.1 กำหนดวิธีการคำนวณปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 ระยะ เพื่อแก้ไขปัญหาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่ครบถ้วน ดังนี้ 1) ช่วง 6 เดือนแรก คำนวณปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยใช้ปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ในปี 2550 เฉลี่ยรายเดือน 2) ช่วงหลังจาก 6 เดือนไปแล้ว กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งติดตั้งมิเตอร์เพื่อตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ อาจกำหนดให้เติมสาร Marker ในก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนด้วยก็ได้
7.4.2 กำหนดให้ติดตั้งมิเตอร์ที่โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งและเปรียบเทียบปริมาณก๊าซ LPG ที่บรรจุลงในถังก๊าซ LPG กับปริมาณที่โรงบรรจุรับก๊าซ LPG จากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากพบว่ามีความแตกต่างจะใช้ปริมาณที่ต่ำกว่าหรือส่อให้เห็นเจตนาทุจริต จะต้องดำเนินคดีตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรีมีโทษจำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ
7.4.3 การแก้ไขปัญหาการนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือน ไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะและการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG จำเป็นต้อง 1) ออกกฎหมายควบคุมการใช้ถังก๊าซ LPG ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยใช้พระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงอันตรายที่จะเกิดขึ้นจากการใช้ถังก๊าซ LPG ผิดประเภทและการถ่ายเทก๊าซ 3) ใช้กำลังเจ้าหน้าที่ตำรวจตรวจสอบ จับกุม และดำเนินคดีโดยเคร่งครัด ตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคา
1.1.1 เห็นชอบให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น โดยวิธีการกำหนดเพดานให้ประกอบด้วยต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และกำหนดราคาฐานตามต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550
1.1.2 เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคา ดังนี้
1) หลักการการจัดสรรปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศ ให้กับปริมาณความต้องการในภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก ส่วนปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรข้างต้นจะถูกนำไปจัดสรรให้กับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ หากปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรในลำดับแรกไม่เพียงพอกับปริมาณความต้องการใช้ในภาคขน ส่งและอุตสาหกรรม ให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศมารองรับในส่วนที่ขาด
2) หลักการการกำหนดส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม หรือ 3.24 บาท/ลิตร โดยให้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาทบทวนการคำนวณตามหลักการการกำหนดส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยน แปลงไป
3) แนวทางการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมโดยวิธีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่ง เข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เพิ่มขึ้นเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม (1.08 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 3 เดือนโดยเดือนแรกเพิ่มขึ้น 2 บาท/กิโลกรัม เดือนที่สองเพิ่มขึ้นเป็น 4 บาท/กิโลกรัม และเดือนที่สามเพิ่มขึ้นเป็น 6 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนที่สี่เป็นต้นไป ให้ใช้อัตราที่เพิ่มขึ้นเป็น 6 บาท/กิโลกรัม โดยทยอยปรับเพิ่มส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม (3.24 บาท/ลิตร) โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการพิจารณาในรายละเอียดต่อไป
1.1.3 เมื่อการดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคาโดยเฉพาะการชำระหนี้จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้หมดแล้ว มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนและนำเสนอ กพช. พิจารณาหลักการในการคำนวณราคาก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ในขณะนั้นต่อไป
1.1.4 เห็นชอบมาตรการจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV จำนวนไม่เกิน 20,000 คัน ให้แล้วเสร็จภายในระยะเวลาประมาณ 4 เดือน ดังนี้ 1) จัดสรรจำนวนรถแท็กซี่ที่มีความประสงค์จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV ประมาณ 5,000 คัน/เดือน แยกเป็น รถแท็กซี่ใหม่จำนวน 800 คัน/เดือน และ รถแท็กซี่เก่าจำนวน 4,200 คัน/เดือน 2) สำหรับรถแท็กซี่ใหม่ทาง ปตท. จะเป็นผู้ออกค่าถังก๊าซ NGV จำนวน 28,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกระทรวงพลังงานจะเป็นผู้ออกค่าติดตั้งจำนวน 12,000 บาท/คัน 3) สำหรับรถแท็กซี่เก่าที่ติดตั้งก๊าซ LPG ทาง ปตท. จะเป็นผู้ออกค่าติดตั้งและค่าถังก๊าซ NGV จำนวน 40,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกระทรวงพลังงานจะเป็นผู้ออกค่าชดเชยอุปกรณ์ LPG เก่า จำนวน 3,000 บาท/คัน จากการที่รถแท็กซี่เก่าต้องคืนซากอุปกรณ์ก๊าซ LPG ให้กับกระทรวงพลังงานเพื่อนำไปทำลายซากต่อไป
1.2 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการจูงใจ โดยประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนทั้งในภาคครัวเรือน ขนส่งและอุตสาหกรรมใช้ก๊าซ LPG อย่างประหยัดและให้ประชาชนเข้าใจถึงระบบการกำหนดราคาก๊าซ LPG รวมทั้งรณรงค์ในประเด็นราคาขายปลีกที่ใช้อยู่ในปัจจุบันเป็นราคาที่ต่ำกว่า ราคาตามตลาดโลก ประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมและจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่มีการใช้ LPG ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV ให้ได้ภายในเดือนเมษายน 2552 บริหารและจัดการ รวมทั้งประชาสัมพันธ์ให้ทราบถึงความก้าวหน้าการขยายระบบเครือข่ายการให้ บริการ NGV อย่างทั่วถึง ความสะดวกสบายของรถที่ใช้ NGV ที่เพิ่มขึ้นเป็นลำดับ
1.3 เพิ่มขีดความสามารถในการรองรับก๊าซ LPG ของคลังนำเข้าและขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจายก๊าซ LPG ของคลังภูมิภาค รวมทั้ง ปรับเพิ่มอัตราการสำรองตามกฎหมายของก๊าซ LPG จากในปัจจุบัน ที่ระดับร้อยละ 0.5 ของปริมาณการค้า ให้สูงขึ้นในอัตราที่เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันที่ประเทศได้มีการนำเข้ามา จากต่างประเทศแล้ว ตามแนวทางการแก้ไขปัญหาขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และกระจายก๊าซ LPG ให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ในประเทศ
1.4 แนวทางการแก้ไขปัญหาจากการกำหนดราคาก๊าซ LPG เป็น 2 ราคา ดังนี้
- 1.4.1 กำหนดวิธีการคำนวณปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 ระยะ ดังนี้ 1) ช่วง 6 เดือนแรก ใช้ปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ในปี 2550 เฉลี่ยรายเดือน คำนวณปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2) ช่วงหลังจาก 6 เดือนไปแล้ว กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งติดตั้งมิเตอร์เพื่อตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ อาจกำหนดให้เติมสาร Marker ในก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนด้วยได้
- 1.4.2 กำหนดให้ติดตั้งมิเตอร์ที่โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งและเปรียบเทียบปริมาณก๊าซ LPG ที่บรรจุลงในถังก๊าซ LPG กับปริมาณที่โรงบรรจุรับก๊าซ LPG จากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรม และใช้บทลงโทษผู้กระทำความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรีมีโทษจำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ
- 1.4.3 การแก้ไขปัญหาการนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือน ไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะและการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG ดังนี้ 1) ออกกฎหมายควบคุมการใช้ถังก๊าซ LPG ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยใช้พระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2552 2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงอันตรายจากการใช้ถังก๊าซ LPG ผิดประเภทและการถ่ายเทก๊าซ 3) ใช้กำลังเจ้าหน้าที่ตำรวจตรวจสอบ จับกุม และดำเนินคดีโดยเคร่งครัด ตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรี
2.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายใน รับผิดชอบในการติดตามและกำกับดูแลค่าการตลาดของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมแก่ผู้บริโภคต่อไปโดยเร็ว แล้วรายงานผลการดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป
3.เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการต่างๆ ภายใต้ กพช. จำนวน 5 คณะ ดังนี้ 1) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศ เพื่อนบ้าน 2) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความ ปลอดภัย 3) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้อง ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง 4) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซ ปิโตรเลียมเหลวและ 5) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถ แท็กซี่จากการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์
4.มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลาที่กำหนดตามตารางแสดงแผนปฏิบัติงานการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG
เรื่องที่ 3 การจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 เห็นชอบ เรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน เพื่อลดผลกระทบจากสถานการณ์พลังงานและราคาสินค้าให้แก่ประชาชนผู้มีรายได้ น้อย ควบคู่ไปกับหลักการประหยัดพลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานทางเลือก ซึ่งหนึ่งใน 6 มาตรการนั้นคือ การลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 25 กรกฎาคม 2551ถึงวันที่ 31 มกราคม 2552 โดยปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลที่มีเอทานอลผสมอยู่ไม่น้อยกว่า ร้อยละ 9 จากอัตราภาษี 3.3165 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0165 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.25 โดยน้ำหนัก จากอัตราภาษี 2.305 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0898 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมไม่น้อยกว่า ร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 2.1898 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0898 บาทต่อลิตร
2. เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดทุนในสินค้าคงเหลือเมื่อมีการปรับลดภาษี ได้มีคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 ลงวันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เป็นต้นไป เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมัน และเจ้าของสถานีบริการได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. กระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ถึง เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจแห่งชาติ เพื่อรายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน สรุปได้ดังนี้ จากการตรวจรถน้ำมันคงเหลือเมื่อคืนวันที่ 24 กรกฎาคม 2551 พบว่าน้ำมันคงเหลือในส่วนที่เป็นน้ำมันพื้นฐานรอการผสม คือ น้ำมันเบนซินก่อนการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลพื้นฐานก่อนการผสมไบโอดีเซล ซึ่งโดยปกติไม่ควรจะมีผลกำไร ขาดทุน จากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต เนื่องจากจำนวนภาษีสรรพสามิตที่จ่ายไปควรจะได้รับกลับคืนมาเท่ากัน แต่ตามมาตรา 101 แห่ง พ.ร.บ. ภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 ซึ่งเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2534 ได้วางหลักการให้เป็นกรณีของการลดหย่อนภาษีมิใช่การคืนภาษี ดังนั้น เมื่อมีการลดอัตราภาษีสรรพสามิต หากผู้ค้าน้ำมันที่มีน้ำมันพื้นฐานคงเหลือจะขอลดหย่อนภาษีก็จะได้รับคืน เพียง 0.0165 บาทต่อลิตร 0.005 บาทต่อลิตร และ 0.0898 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ตามลำดับ จากอัตราเดิมที่จ่ายไป 3.3165 บาทต่อลิตร 2.305 บาทต่อลิตร และ 2.1898 บาทต่อลิตรตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องจ่ายชดเชยผลขาดทุนทั้งหมด แต่ในตอนที่มีกำไรจากการปรับขึ้นภาษี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะเก็บผลกำไรคืนไม่ได้ เนื่องจากกรมสรรพสามิตจะเรียกเก็บภาษีเพิ่มเติมในอัตราใหม่ ผู้ค้าน้ำมันจึงไม่มีกำไรส่วนเกินปกติที่จะให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเรียก เก็บได้ ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องสูญเสียเงินจากการจ่ายชดเชยน้ำมันพื้นฐานคง เหลือ ประมาณ 2,345.445 ล้านบาท จึงเห็นสมควรขออนุมัติงบกลางจำนวน 2,345.445 ล้านบาท จ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. สศช. ได้มีหนังสือ ลงวันที่ 15 สิงหาคม 2551 แจ้งว่า สศช. ได้นำผลการดำเนินงาน ปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอ รายงานให้คณะกรรมการติดตามภาวะเศรษฐกิจ การเงิน การคลัง โดยที่ประชุมเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเสนอเรื่อง ขออนุมัติงบกลางจำนวน 2,345.445 ล้านบาท เพื่อจ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมทั้งให้ความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การพิจารณาชดเชยอาจกระทำภายหลังเมื่อมาตรการสิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการแล้ว โดยให้กระทรวงพลังงาน กรมสรรพสามิต และสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง พิจารณารายละเอียดร่วมกัน (2) ในภาวะที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลง กระทรวงพลังงานควรพิจารณาเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มเติม เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาไม่ให้มีความผันผวนมากเกินไป
5. ต่อมา สศช. ได้มีหนังสือลงวันที่ 19 กันยายน 2551 แจ้งให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทางเลือกในการดำเนินมาตรการในช่วงราคาน้ำมัน ดิบปรับตัวลดลง ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม สำหรับการชดเชยหนี้กองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 1-2 บาทต่อลิตร และใช้เป็นเงินทุนสำหรับการรักษาระดับราคาน้ำมันในประเทศในระยะต่อไป และ (2) ปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต ให้เท่ากับอัตราเดิมก่อนที่จะปรับลดตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551
6. สนพ. ได้มีประกาศสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เรื่อง ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชย ลงวันที่ 1 กันยายน 2551 โดยได้กำหนดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพมหานคร และปริมณฑล ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดลงทั่วประเทศ และอัตราเงินชดเชย ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2551
7. เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาในการแจ้งให้ผู้ประกอบการขอรับเงินชดเชยจากกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง (ณ วันที่ 22 ตุลาคม 2551) กรมธุรกิจพลังงานได้สรุปประมาณการจ่ายเงินชดเชยและเงินเก็บเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง สำหรับมาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ดังนี้ (1) น้ำมันสำเร็จรูป จ่ายเงินชดเชย 818.316 ล้านบาท (2) น้ำมันพื้นฐาน จ่ายเงินชดเชย 2,398.741ล้านบาท ซึ่งจะไม่สามารถเรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อมีการปรับเพิ่ม ภาษีสรรพสามิต ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลขาดทุน ประมาณ 2,398.741 ล้านบาท
8. ต่อมาเมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2551 กระทรวงพลังงาน ได้จัดการประชุมหารือร่วมกับ สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงบประมาณ สศช. กรมธุรกิจพลังงาน และ สนพ. เพื่อพิจารณาในหลักการการขอเบิกงบกลาง เพื่อจ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และที่ประชุมมีมติให้นำเสนอ ครม. เพื่อขออนุมัติในหลักการขอเงินจากงบกลางของงบประมาณประจำปี 2552 ที่เหลือจ่าย มาชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน และหากงบกลางของปีงบประมาณประจำปี 2552 ไม่มีเงินเพียงพอที่จะชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้กระทรวงพลังงาน ตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว
ทั้งนี้ การพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการ ตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน มอบหมายให้ กระทรวงพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต และสำนักงบประมาณ ร่วมกันพิจารณาวงเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริงต่อไป
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติในหลักการให้กระทรวงการคลังตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้จ่ายชดเชย ภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
2.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิงเมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ซึ่งประกอบด้วยผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต และ สำนักงบประมาณ เพื่อพิจารณาวงเงินการชดเชยที่เกิดขึ้นจริง
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังจากการใช้หนี้ที่เกิดจากการตรึงราคาน้ำมันฯจนหมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันฯ 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันฯ ได้เพียงพอในระดับหนึ่งแล้ว ประมาณ 10,000 ล้านบาท ก็ให้เพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่โอนไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร
2. กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติ (1) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.07 บาท/ลิตร เป็น 0.25 บาท/ลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง 0.18 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 (2) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.25 บาท/ลิตร เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.20 บาท/ลิตร จาก 0.75 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
3. กพช. เมื่อวันที่ 13 ธ.ค. 50 ได้มีมติ (1) ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75 บาท/ลิตร 0.25 บาท/ลิตร 0.75 บาท/ลิตร และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป (2) ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร 0.45บาท/ลิตร 0.95 บาท/ลิตร และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป
4. กพช. เมื่อวันที่ 12 มี.ค. 51 ได้มีมติเห็นชอบการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลในส่วนที่เก็บไว้สำหรับโครงการระบบขนส่งลง 0.50 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวจนถึงประมาณสิ้นเดือน ก.ค. 51 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯพิจารณาทบทวนการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของ น้ำมันดีเซล แล้วนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งต่อไป
5. ครม. เมื่อวันที่ 15 ก.ค. 51 ได้มีมติ เรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนในค่าครองชีพจากปัญหาน้ำมันแพง โดยลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีผลทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันฯลดลง เป็นระยะเวลา 6 เดือน นับตั้งแต่วันที่ 25 ก.ค. 51 ถึงวันที่ 31 ม.ค. 52 ดังนี้ ภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลลดลง 3.30 บาท/ลิตร ดีเซลหมุนเร็วลดลง 2.30 บาท/ลิตร และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 2.10 บาท/ลิตร
6. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการดำเนินการให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 มี.ค. 51 และ 13 ธ.ค. 50 นั้น เป็นการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อันจะส่งผลทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นตามไปด้วย ซึ่งไม่สอดคล้องกับ มติ ครม. เมื่อวันที่ 15 ก.ค. 51 รวมทั้งฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 ก.ย. 51 มีเงินสุทธิประมาณ 1,562 ล้านบาท ซึ่งยังอยู่ในระดับที่ไม่ถึง 10,000 ล้านบาท ที่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯมีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุก เฉินและเพื่อเป็นการแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันฯ ดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯจึงยังไม่ได้ดำเนินการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ
7. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่มีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับนโยบายเร่งรัดโครงการลงทุนขนาดใหญ่ในระบบขนส่ง ฝ่ายเลขานุการฯพิจารณาแล้วจึงเห็นควรนำเสนอปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันดีเซล จาก 0.00 บาท/ลิตร เป็น 0.50 บาท/ลิตร ส่วนอัตราเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 ยังคงเก็บในอัตราเดิม คือ 0.50 บาท/ลิตร
8. ฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 24 ต.ค. 51 อยู่ที่ 7,884 ล้านบาท แยกเป็นเงินที่ใช้ตามแผนงานปกติ 5,057 ล้านบาท และโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 2,827 ล้านบาท การปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งดังกล่าวข้างต้น จะทำให้มีรายรับเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการระบบขนส่งเพิ่มขึ้นอีก 483 ล้านบาท/เดือน จาก 131 ล้านบาท/เดือน เป็น 614 ล้านบาท/เดือน
9. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา (1) ขอความเห็นชอบชะลอการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร ที่เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 2551 ออกไปจนกระทั่งกองทุนน้ำมันฯได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุก เฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันฯได้เพียงพอในระดับหนึ่ง ประมาณ 10,000 ล้านบาท แล้วให้ฝ่ายเลขานุการฯนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง (2) ขอความเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และดีเซลหมุนเร็ว B2 อัตรา 0.50 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ชะลอการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2550 จนถึงเมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะ ฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันได้เพียงพอในระดับหนึ่ง ประมาณ 10,000 ล้านบาท แล้วให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2.เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับโครงการการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และดีเซล อัตรา 0.50 บาท/ลิตร
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ
หน่วย : บาท/ลิตร
| ชนิดน้ำมัน | อัตราปัจจุบัน | อัตราใหม่ | ||||
| แผนงานปกติ | ขนส่ง | รวม | แผนงานปกติ | ขนส่ง | รวม | |
| เบนซิน 95 | 0.25 | 0.50 | 0.75 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
| เบนซิน 91 | 0.25 | 0.50 | 0.75 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
| แก๊สโซฮอล 95 E10 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
| แก๊สโซฮอล 91 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
| แก๊สโซฮอล 95 E20 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
| ดีเซล | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
| ดีเซลหมุนเร็ว B5 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 5 การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2539 เห็นชอบตามมาตรการที่คณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตแห่งชาติ (ป.ป.ป.) เสนอสำหรับหน่วยงานของรัฐ ในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องสั่งซื้อโดยตรงจาก ปตท. หรือองค์กรที่ได้รับสิทธิพิเศษตามมติคณะรัฐมนตรี และเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2542 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติตามมติคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงาน และรัฐวิสาหกิจที่กำหนดให้การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. โดยตรงโดยวิธีกรณีพิเศษ
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เห็นชอบแนวทางการแปรรูป ปตท. โดยให้ ปตท. คงสิทธิพิเศษในการขายน้ำมันกับหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจต่อไป ยกเว้นกรณีของ กฟผ. ที่ยังให้คงสัดส่วนการซื้อจาก ปตท. และการซื้อโดยวิธีประกวดราคาในสัดส่วน 80 ต่อ 20 ต่อไป ทั้งนี้ สิทธิพิเศษดังกล่าวจะสิ้นสุดลงเมื่อ ปตท. หมดสภาพจากการเป็นรัฐวิสาหกิจ
3. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 เห็นชอบให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ได้รับสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐ วิสาหกิจ เช่นเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รับ เนื่องจากมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจในรูปบริษัทเช่นเดียวกัน โดยกำหนดให้ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานอื่นของรัฐ ถือปฏิบัติในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
3.1 การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนไม่ถึง 10,000 ลิตร ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ หรือว่าด้วยระเบียบว่าด้วยการพัสดุของหน่วยงานนั้นๆ ซึ่งจะดำเนินการโดยวิธีใดขึ้นอยู่กับวงเงินในการจัดซื้อในแต่ละกรณี
3.2 การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ จำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก บมจ. ปตท. หรือ บริษัทบางจากฯ หรือคลังน้ำมัน หรือสถานีจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ บมจ. ปตท. หรือบริษัทบางจากฯ โดยตรง โดยวิธีกรณีพิเศษ ยกเว้นการจัดซื้อน้ำมันเตาของ กฟผ. ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้จัดซื้อจาก บมจ. ปตท. ร้อยละ 80 ส่วนที่เหลือร้อยละ 20 ให้จัดซื้อตามข้อบังคับของ กฟผ. ว่าด้วยการพัสดุ
4. สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีได้ขอให้คณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงาน รัฐและวิสาหกิจตรวจสอบมติคณะรัฐมนตรีที่มีความซ้ำซ้อน ล้าสมัย ไม่จำเป็นและขัดกฎหมาย หรือไม่สอดคล้องกับบทบัญญัติของรัฐธรรมนูญ ตลอดจนพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี พ.ศ. 2546 ว่าสมควรยกเลิกหรือปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวอย่างไร หรือไม่ เพราะเหตุใด
5. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วมีความเห็นและข้อเสนอ ดังนี้
5.1 ปัจจุบันบริษัท บางจากฯ ได้พ้นจากสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจแล้ว คงเหลือแต่เพียง บมจ. ปตท. ที่รัฐยังคงเป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่ที่มีสัดส่วนการถือหุ้นอยู่มากกว่าร้อยละ 50 ซึ่งยังถือว่าคงมีสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่ตามพระราชบัญญัติวิธีการงบ ประมาณ พ.ศ. 2502 ดังนั้น จึงเห็นควรให้คงสิทธิพิเศษประเภทบังคับสำหรับ ปตท. ต่อไป เพื่อให้เป็นไปตามมติที่ประชุมระหว่างกรมบัญชีกลาง กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2546 ที่เห็นว่าสมควรให้คงสิทธิพิเศษประเภทบังคับต่อไปจนกว่า บมจ. ปตท. จะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติมีมติต่อไป ทั้งนี้ ขึ้นอยู่ว่ากรณีใดจะถึงกำหนดก่อน
5.2 เห็นสมควรให้มีการทบทวนยกเลิก แก้ไข หรือปรับปรุง มติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 เรื่อง การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการต่างๆ ที่ได้เห็นชอบตามมติของคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจ ที่ให้บริษัท บางจากฯ ได้รับสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่อง การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมของส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ เช่นเดียวกับที่ บมจ. ปตท. ได้รับ ให้คงเหลือเพียง บมจ. ปตท. เพียงรายเดียวที่ได้รับสิทธิพิเศษตามเหตุผลข้อ 5.1
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คงสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่องการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสำหรับ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ต่อไป จนกว่าจะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติจะมีมติต่อไป ทั้งนี้ ขึ้นอยู่ว่ากรณีใดจะถึงกำหนดก่อน
2.เห็นชอบให้ยกเลิกสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่องการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยที่ให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) เนื่องจากบริษัทบางจากฯ ได้พ้นจากสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจแล้ว
เรื่องที่ 6 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ และเป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 และวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ตามลำดับ ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) ส่วนอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 น้ำเทิน 1 น้ำเงี้ยบ หงสาลิกไนต์ และน้ำอู ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการฯ จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มี การจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการดังกล่าวในรูปแบบเดียวกับโครงการที่ได้มีการลงนามแล้ว รวมทั้ง ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า(Tariff MOU)กับผู้ลงทุน สปป.ลาว รวม 5 โครงการ ปัจจุบันมี 2 โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ส่วนอีก 3 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำเงี้ยบ น้ำอู และหงสาลิกไนต์ ซึ่ง Tariff MOU ยังไม่หมดอายุ แต่ผู้ลงทุน สปป.ลาวได้มีหนังสือขอยกเลิก Tariff MOU และขอเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยให้เหตุผลว่าต้นทุนค่าก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้น
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2551 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาแนวทางดำเนินการสำหรับโครงการใน สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU แล้วมีมติเห็นชอบให้คณะอนุกรรมการประสานฯ นำเรื่องเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบ ดังนี้
3.1 เห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว จำนวน 3 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี้ยบ และโครงการน้ำอู
3.2 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าจากผู้พัฒนาโครงการที่ สปป. ลาว เสนอมา
4. สำหรับโครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว มี 2 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 และน้ำงึม 3 ซึ่ง กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 และ MOU ได้หมดอายุในวันที่ 17 มิถุนายน 2551 สรุปรายละเอียดของโครงการได้ดังนี้
4.1 โครงการน้ำงึม 3 : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย GMS Lao (27%), Marubeni (25%), บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง (25%) และรัฐบาล สปป. ลาว (23%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 2,212 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2556
4.2 โครงการน้ำเทิน 1: กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย Gamuda Berhad (40%), บมจ. ผลิตไฟฟ้า (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 1,996 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2556
ทั้งนี้ ทั้งสองโครงการมีแผนที่จะก่อสร้างระบบส่งมาเชื่อมกันที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงนา บงใน สปป. ลาว และส่งขายพลังงานไฟฟ้าให้ไทย ณ ชายแดนจังหวัดหนองคาย และเชื่อมกับระบบของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
5. ส่วนโครงการที่ Tariff MOU ยังไม่หมดอายุ แต่ขอยกเลิก Tariff MOU มี 3 โครงการ สรุปรายละเอียดของโครงการได้ ดังนี้
5.1 โครงการหงสาลิกไนต์ : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (40%), ราชบุรี (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,653 เมกะวัตต์ ส่งขายให้ไทย ที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์ และขายให้ สปป. ลาว 175 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 10,443 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมีนาคม 2556 จุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลท์ ณ ชายแดนไทย - สปป. ลาว บริเวณจังหวัดน่าน โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 26 มิถุนายน 2552
5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย Kansai Electric Power (45%), EGAT International (30%) และรัฐบาล สปป. ลาว (25%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 260 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 1,374 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เดือนมกราคม 2557 โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 12 ธันวาคม 2551
5.3 โครงการน้ำอู : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Sinohydro Corporation จำกัด นักลงทุนรายอื่น ๆ และรัฐบาล สปป. ลาว ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,043 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 4,273 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2558 จุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลท์ ณ ชายแดนไทย - สปป.ลาว บริเวณจังหวัดน่าน โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 25 พฤษภาคม 2552
6. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2551 รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของไทยเรื่องต้นทุนค่าก่อสร้าง ของโครงการต่างๆ ที่เพิ่มขึ้น โดยขอให้มีการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่กับกลุ่มผู้ลงทุนรายเดิมอีกครั้ง ซึ่งมีรายชื่อโครงการและกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ดังนี้
| โครงการ | COD เดิม | COD ใหม่ |
| เทิน หินบุนส่วนขยาย | 2555 | 2555 (คงเดิม) |
| หงสาลิกไนต์ | 2556 | 2556 (คงเดิม) |
| น้ำงึม 2 | 2556 | 2556 (คงเดิม) |
| น้ำเทิน 1 | 2556 | 2557 |
| น้ำงึม 3 | 2556 | 2557 |
| น้ำเงี้ยบ | 2557 | 2558 |
| น้ำอู | 2558 | 2558 (คงเดิม) |
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ที่หมดอายุจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 และรับทราบการขอยกเลิก Tariff MOU จำนวน 3 โครงการ จากผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี๊ยบ และ โครงการน้ำอู
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน พิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว
เรื่องที่ 7 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB) ฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ TENAGA NASIONAL BERHAD (TNB) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า HVDC System Interconnection Agreement (SIA 2002) ฉบับวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 อายุสัญญา 25 ปี โดยสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน
2. ต่อมา กฟผ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 เพื่อซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 MW (HVDC 300 MW + HVAC 30 MW) อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) อัตรารับซื้อไฟฟ้าคิดเป็น Tier ปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย ในราคาลดหลั่นลงตามลำดับ โดยมีเงื่อนไขที่ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่มขึ้นได้หากต้นทุนเชื้อเพลิง สูงขึ้น
3. ในช่วงที่ผ่านมา TNB ได้ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าขึ้น 2 ครั้ง โดยครั้งแรกปรับเพิ่มขึ้น ร้อยละ 14 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนกันยายน 2548 - ธันวาคม 2549 ครั้งที่สองปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2550 - พฤษภาคม 2550 และได้มีการขยายอายุสัญญาออกไป 2 ครั้ง (โดยใช้ราคาเดิม) ซึ่งอายุสัญญาได้สิ้นสุดเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2551 ทั้งนี้การปรับราคาครั้งที่ 2 ได้ดำเนินการตามแนวทางที่ได้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) รับทราบ เมื่อวันที่ มิถุนายน 2550 โดย กพช. มีมติรับทราบตามมติคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ในการพิจารณาการขอปรับเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB แล้ว โดยมีมติรับทราบ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลัง ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ถึงสิ้นสุดสัญญาวันที่ 31 พฤษภาคม 2550 และ (2) ขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2550 ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ตามข้อ (1) ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานฯ มีข้อสังเกตที่สำคัญเกี่ยวกับการเปลี่ยนราคาและการขยายอายุสัญญารับซื้อ ไฟฟ้าจาก TNB ซึ่งเป็นการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่เป็นสาระสำคัญของสัญญา และมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จึงเห็นควรให้ กฟผ. นำผลการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่เสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ ลงนามในสัญญาต่อไป
4. คณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2551 ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากอัตราเดิม 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier ที่ราคาเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 19.90 ในปีแรกของสัญญา (2) เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ฉบับใหม่ และให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก TNB ฉบับใหม่ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในข้อ (1) และ (2) ต่อไป
5. สาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่ ยังคงหลักการในสัญญาฉบับเดิมคือ ซื้อขายแบบ Non-Firm (จะซื้อขายกันต่อเมื่อทั้งสองฝ่ายมีความพร้อมซื้อและพร้อมขาย) โดยมีการปรับปรุงเงื่อนไขด้านราคาและทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าเป็นรายปี ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในสัญญา หรืออัตราค่าไฟฟ้าที่จะตกลงกันใหม่ ต้องมีผลบังคับใช้แล้วอย่างน้อย 1 ปี โดยสรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาได้ดังนี้
5.1 สัญญามีอายุ 3 ปีนับจากวันลงนามในสัญญา
5.2 การซื้อขายพลังไฟฟ้ามีปริมาณซื้อขายสูงสุด 330 MW แยกเป็นระบบ HVDC = 300 MW และระบบ HVAC = 30 MW โดยซื้อขายในลักษณะ Non-Firm และปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 19.90
5.3 ชำระเป็นเงิน Malaysian Ringgit หรือ US Dollar ภายใน 30 วันหลังรับใบเรียกเก็บเงิน กรณีชำระเงินล่าช้าจะเสียดอกเบี้ย 1 % ต่อเดือน
5.4 Natural Gas Shortfall และ Generation Constraint(s) : กรณีเกิดเหตุขัดข้องในการจ่ายไฟฟ้า TNB จะต้องแจ้ง กฟผ. ล่วงหน้า พร้อมเสนอปริมาณพลังงานไฟฟ้าและราคามาใหม่ โดย กฟผ. มีสิทธิเลือกจะซื้อหรือไม่ซื้อก็ได้
5.5 การทบทวนราคารายปี คู่สัญญาสามารถเสนอขอปรับราคาได้ ภายใต้เงื่อนไขการทบทวนราคารายปี โดยต้องแจ้งล่วงหน้าอย่างน้อย 3 เดือนพร้อมรายละเอียดเหตุผลการขอปรับราคา และจะต้องคง ราคาที่ตกลงกันอย่างน้อย 1 ปี ถ้าการเจรจายังไม่ได้ข้อยุติภายใน 3 เดือน จะใช้ราคารับซื้อเดิมต่อไปอีก 1 เดือน หากยังตกลงราคากันไม่ได้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมก็จะถูกพักไว้ และการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างทั้งสองฝ่ายจะกลับไปใช้สัญญา HVDC SIA 2002 จนกระทั่งการเจรจาราคาใหม่แล้วเสร็จ
6. แนวทางการพิจารณาความเหมาะสมของการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น
6.1 จากสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงถ่านหินตามสัญญา (Contracted Price) ที่เพิ่มขึ้นจากระดับ 52 เหรียญสรอ. ต่อตัน ในปี 2550 เป็นประมาณ 80 เหรียญสรอ. ต่อตันในปี 2551 หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 54 เมื่อเปรียบเทียบกับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน BLCP ในกรณีที่มีการปรับราคาถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 54 เช่นกัน พบว่า TNB จะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 19.90
6.2 การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก TNB จะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB จะมีราคาต่ำกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้ายในช่วงที่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการ ใช้ไฟฟ้าสูง และกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินหรือโรงไฟฟ้าในภาคใต้ เช่น โรงไฟฟ้าขนอม และโรงไฟฟ้า จะนะ มีการหยุดซ่อมบำรุงจะทำให้ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ด้วยน้ำมันเตา ซึ่งมีต้นทุนการผลิตที่สูงมากในระดับ 5.34 บาท/หน่วย ทั้งนี้ กฟผ. จะพิจารณารับซื้อในกรณีที่ระบบมีความต้องการและราคารับซื้อถูกกว่าราคาที่ กฟผ. ผลิตได้เอง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Bulk Energy จาก TNB ประเทศมาเลเซีย ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากอัตราเดิม 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier ที่ราคาเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 19.90 ในปีแรกของสัญญา
2.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม Supplemental Agreement to The High Voltage Direct Current (HVDC) System Interconnection Agreement 2002 ฉบับใหม่ ระหว่าง TNB ประเทศมาเลเซียกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่เปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติใหม่
เรื่องที่ 8 รายงานผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในช่วงที่ผ่านมา
สรุปสาระสำคัญ
1. ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีพลโทหญิงพูนภิรมย์ ลิปตพัลลภ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินงานตามนโยบายต่างๆ ซึ่งมีผลการดำเนินงาน ดังนี้
1.1 นโยบายที่ 1 เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน โดยการจัดหาพลังงานให้เพียงพอต่อ การพัฒนาประเทศ ได้ดำเนินการส่งเสริมและกำกับดูแลให้มีการผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทใน ประเทศเพิ่มขึ้นเป็น 223,000 บาร์เรล/วัน เร่งผลิตและจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 343 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน พร้อมทั้งได้ลงนามในข้อตกลงร่วม HOA กับประเทศพม่าในการรับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง M9 ตลอดจน ได้เปิดเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะ จังหวัดสงขลา (ขนาด 710 เมกะวัตต์) ซึ่งเป็นครั้งแรกที่ได้นำก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า เป็นต้น
1.2 นโยบายที่ 2 ส่งเสริมให้มีการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้มีราคาพลังงานที่เหมาะสมเป็นธรรม และก่อให้เกิดการแข่งขันลงทุนในธุรกิจพลังงานมีมาตรฐานคุณภาพการบริการที่ดี และมีความปลอดภัย ได้ดำเนินการบรรเทาผลกระทบปัญหาราคาน้ำมันแพงโดยการปรับลดราคาน้ำมันดีเซลลง 0.90 บาท/ลิตร โดยใช้วิธีบริหารรายรับรายจ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานฯตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 จนถึงปัจจุบัน ขอความร่วมมือจาก 4 โรงกลั่นในเครือ ปตท.จัดสรรน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในปริมาณ 122 ล้านลิตรต่อเดือน เป็นเวลา 6 เดือน (มิ.ย. - พ.ย. 51) รวม 732 ล้านลิตร ที่มีราคาต่ำกว่าราคาดีเซลหมุนเร็วปกติ 3 บาทต่อลิตร รวมเป็นมูลค่า 2,196 ล้านบาท ลดภาษีสรรพสามิตลง 3 บาท/ลิตร จนถึงวันที่ 31 มกราคม 2552 ตามมาตรการ "6 มาตรการ 6 เดือน" และได้รักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซหุงต้ม LPG คงไว้ที่ 18.13 บาท/กก. เพื่อแก้ไขปัญหาราคาสินค้าอุปโภคบริโภคราคาสูง
นอกจากนี้ ได้ช่วยเหลือกลุ่มเรือประมงในโครงการน้ำมันม่วงและโครงการน้ำมันเขียวที่ จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่มีราคาถูกกว่าราคาน้ำมันบนบกปกติ รวมทั้งได้ผลักดันการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้ ดำเนินการด้านการคุ้มครองผู้บริโภค และกำกับดูแลให้ กฟผ. บริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพทำให้ลดค่า Ft ได้ 6.0 สตางค์/หน่วย ในรอบเดือนมิถุนายน-กันยายน 2551 เป็นต้น
1.3 นโยบายที่ 3 ส่งเสริมพัฒนาและวิจัยพลังงานทดแทนทุกรูปแบบเพื่อเป็นทางเลือกแก่ประชาชน โดยได้จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี หรือ Renewable Energy Development Plan (REDP) ขยายผลการใช้เอทานอลเพื่อใช้ทดแทนน้ำมันเบนซินโดยเฉพาะการขยายผลสู่ E85 ให้เป็นอีกทางเลือกหนึ่งของประเทศ ส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ที่ใช้แก๊สโซฮอล E20 นอกจากนี้ได้กำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มีราคาต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร และส่งเสริมการแก้ปัญหาการใช้ NGV โดยการเพิ่มอุปทานของก๊าซฯ ด้วยการขยายกำลังการผลิตของสถานีแม่ เพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซฯ และการบริหารจัดการแยกสถานีบริการ NGV รองรับรถขนาดใหญ่ แยกออกจากสถานีบริการขายปลีกทั่วไปที่รองรับรถขนาดเล็ก เป็นต้น
1.4 นโยบายที่ 4 ส่งเสริมการประหยัดพลังงานอย่างจริงจังและต่อเนื่อง โดยเมื่อเดือนเมษายน 2551 กระทรวงพลังงานได้ออกมาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน มีเป้าหมายประหยัดเงินกว่า 110,000 ล้านบาท/ปี ประกอบด้วย 11 มาตรการหลัก และต่อมาเมื่อเดือนพฤษภาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบมาตรการเร่งรัดประหยัดพลังงานเพิ่มเติมประกอบด้วย มาตรการการประหยัดในภาครัฐ มาตรการประหยัด ภาคประชาชน และมาตรการบังคับ
1.5 นโยบายที่ 5 ส่งเสริมการพัฒนา ผลิต และใช้พลังงานควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อม ส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เพื่อช่วยบรรเทาสภาวะโลกร้อน โดยผลักดันให้โรงกลั่นปรับปรุงระบบการผลิตเพื่อผลิตน้ำมันยูโร 4 และขยายผลโครงการ CDM ด้านพลังงาน 41 โครงการ ซึ่งสามารถลด CO2 ได้ 2.9 ล้านตัน/ปี
2. ผลงานในช่วงวิกฤตราคาน้ำมันแพง กระทรวงพลังงานได้ขอความร่วมมือจาก 4 โรงกลั่นในเครือ ปตท. เพื่อสนับสนุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีราคาถูกกว่าดีเซลปกติ 3 บาทต่อลิตร จำนวน 732 ล้านลิตร มูลค่า 2,196 ล้านบาท เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้เดือดร้อนกลุ่มต่างๆ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาจัดสรรน้ำมันดังกล่าว ให้แก่ รถโดยสารในเขต กทม.จำนวน 14,600 คัน (35.5 ล้านลิตร) ประมงชายฝั่งและเกษตรกรผู้เลี้ยงกุ้ง กรมขนส่งทางน้ำฯ กรมประมง ปริมาณ 60, 1.13, และ 0.108 ล้านลิตร ตามลำดับ และจัดสรรให้จังหวัดที่ประสบอุทกภัยจากภัยทางธรรมชาติ 5 จังหวัดๆ ละ 100,000 ลิตร ซึ่งมีน้ำมันดีเซลเหลืออีกประมาณ 628.13 ล้านลิตรเพื่อรอรับการจัดสรรต่อไป
3. การส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) โดยเพิ่มกำลังการผลิตและจ่ายก๊าซของสถานีแม่และสถานีที่อยู่แนวท่อส่งก๊าซ จาก 1,330 ตันต่อวันในเดือนมกราคม 2551 เพิ่มเป็น 2,900 ตันต่อวันในเดือนสิงหาคม 2551 และผลักดันให้มีสถานี NGV ขนาดใหญ่เพิ่มขึ้นเป็น 5 แห่ง ภายในสิ้นปี 2551 และได้ตั้งเป้าที่จะขยายจำนวนสถานีบริการ NGV ปกติให้ได้ 355 สถานี ภายในปี 2551 และเพิ่มเป็น 740 สถานี ในปี 2555 รวมทั้งผลักดันให้มีรถยนต์ NGV จากเดิม 55,000 คัน เพิ่มขึ้นกว่าเท่าตัวเป็น 110,000 คัน ในเดือนกันยายน 2551
4. มาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประกาศ 11 มาตรการ ประหยัดพลังงานเพื่อประชาชาน เพื่อเป็นการรณรงค์สร้างนิสัยการประหยัดพลังงานให้กับประชาชนอย่างจริงจัง พร้อมทั้งกำหนดกลไกสนับสนุนเพื่อสร้างแรงจูงใจ แบ่งเป็น
4.1 มาตรการด้านกฎหมายบังคับ ประกอบด้วย 4 มาตรการ ได้แก่ 1)มาตรการติดฉลากประหยัดไฟฟ้าไฟท์บังคับโดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2552 2) Standby Power 1 - watt รักษ์โลกโดยให้ผลิตอุปกรณ์ที่กินไฟขณะปิดเครื่องอยู่ให้กินไฟน้อยกว่า 1 Watt 3) มาตรการฐานอาคารก่อสร้างใหม่ "Building Energy Code" และ 4) การกำกับอนุรักษ์พลังงานในโรงงาน/อาคารควบคุม - ISO พลังงาน
4.2. มาตรการด้านการบริหาร ประกอบด้วย 3 มาตรการ ได้แก่ 1) สินเชื่อครัวเรือนโดยปล่อยสินเชื่อดอกเบี้ย 0% ให้ประชาชนกู้เพื่อซื้ออุปกรณ์ประหยัดพลังงาน รายละ 10,000 - 30,000 บาท วงเงินรวม 1,000 ล้านบาทโดยใช้เงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ 2) สินเชื่อพลังงานโดยร่วมกับสถาบันการเงินปล่อยสินเชื่อให้ภาคอุตสาหกรรมเพื่อ ปรับปรุงประสิทธิภาพเครื่องจักร โดยได้ปล่อยสินเชื่อแล้วรวม 19,162.5 ล้าน 3) จัดตั้งหน่วย "พลังงานเคลื่อนที่ หรือ คลินิกพลังงานเคลื่อนที่" เพื่อให้ความรู้ด้านการประหยัดพลังงาน และการพัฒนาพลังงานทดแทนให้ประชาชนในชนบท
4.3 มาตรการด้านสังคม ประกอบด้วย 4 มาตรการ ได้แก่ 1) โครงการ "วัด - มัสยิด ประหยัดไฟร่วมใจสมานฉันท์โดยให้วัดเปลี่ยนมาใช้หลอดประหยัดพลังงาน 2) โครงการ 555 โดยรณรงค์ให้ผู้บริโภคหันมาซื้ออุปกรณ์ไฟฟ้าเบอร์ 5 จำนวน 3 ชนิด ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ พัดลม และตู้เย็น 3) โครงการ "แอร์สะอาดเพิ่ม เงินบาทให้ครัวเรือน" โดยรณรงค์สร้างจิตสำนึกให้ประชาชนล้างทำความสะอาดเครื่องปรับอากาศอย่างน้อย ปีละ 2 ครั้ง และ 4) ปรับแต่งเครื่องยนต์ "Tune up" เพื่อลดการใช้พลังงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2551 รัฐบาลได้แถลงนโยบายต่อรัฐสภาโดยกำหนดนโยบายการบริหารราชการตามแนวทางปรัชญา ของเศรษฐกิจพอเพียงและบทบัญญัติของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ระยะ คือ ระยะเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรก (1 ข้อ) และระยะการบริหารราชการ 3 ปีของรัฐบาล (7 ข้อ)
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวนโยบายพลังงานของประเทศให้สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลที่มุ่งเน้น การแก้ไขปัญหาราคาพลังงานในระยะสั้น และการวางพื้นฐานเพื่อการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง และยั่งยืน สอดคล้องกับหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยแบ่งเป็น 5 ข้อดังนี้
2.1 นโยบายที่ 1 : เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้มีพลังงานใช้อย่างเพียงพอต่อการพัฒนา ประเทศและให้พึ่งพาตนเองทางพลังงานได้มากขึ้น เพื่อความอยู่ดีกินดีของประชาชน โดย : พึ่งพาแหล่งผลิตพลังงานภายในประเทศเพื่อเสถียรภาพด้านพลังงานของประเทศ ทั้งน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ และไฟฟ้า โดยตั้งเป้าหมายเร่งรัดการสำรวจและผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งใน ประเทศและพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เพิ่มเป็น 250,000 บาร์เรล/วัน ภายในปี 2554 และส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งเชื่อมโยงแหล่งพลังงานจากต่างประเทศ นอกจากนี้บริหารจัดการก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือ LPG โดยเฝ้าระวังและป้องกันการขาดแคลนและดูแลนโยบายด้านราคาให้เหมาะสมเกิด ดุลยภาพกับทุกฝ่าย พร้อมทั้งปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ศึกษาพลังงานนิวเคลียร์อย่างละเอียดเพื่อเป็นการสร้างทางเลือกพลังงาน และกระจายความเสี่ยงด้านพลังงาน โดยสร้างความหลากหลายของชนิดเชื้อเพลิงเพื่อลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใด ชนิดหนึ่งมากเกินไป
2.2 นโยบายที่ 2 : กำกับดูแลราคาพลังงานให้มีความเหมาะสม มีเสถียรภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์ เศรษฐกิจและการลงทุน โดยกำกับนโยบายราคาและโครงสร้างราคาน้ำมัน และราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้สะท้อนต้นทุนและประมาณการใช้ที่แท้จริง กำกับดูแลความปลอดภัยการใช้LPG และก๊าซธรรมชาติ ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง และครัวเรือน ส่งเสริมให้มีการจัดตั้งสำนักงานพลังงานจังหวัดให้ครบทุกจังหวัด และสนับสนุนการทำงานของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อให้เกิดประโยชน์ใน การคุ้มครอง และให้เกิดความเป็นธรรมต่อประชาชนผู้ใช้พลังงาน
2.3 นโยบายที่ 3 : ส่งเสริมและวิจัยพัฒนาพลังงานทดแทนทุกรูปแบบอย่างต่อเนื่อง โดยเร่งรัดพัฒนาและยกร่างแผนแม่บทพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี หรือ Renewable Energy Development Plan (REDP) เพื่อเสนอให้เป็นวาระแห่งชาติ รวมทั้งการส่งเสริมเอทานอล และไบโอดีเซล ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนระดับชุมชน
2.4 นโยบายที่ 4 : สร้างวินัยด้านการประหยัดพลังงานให้เป็นวัฒนธรรมของคนในชาติ โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานในระยะที่ 3 (2548-2554) ให้เกิดเป็นรูปธรรมโดยเร็ว และเร่งรัด 11 มาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน
2.5 นโยบายที่ 5 : ดูแลรักษาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากกิจการพลังงาน ทั้งจากกระบวนการผลิตและการใช้พร้อมทั้งส่งเสริมการลดภาวะโลกร้อน และสนับสนุนกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM-Clean Development Mechanism) โดยสนับสนุนโครงการ CDM ด้านพลังงาน การลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากด้านการผลิตและการใช้พลังงาน และส่งเสริมให้เกิดนวัตกรรมใหม่ที่เป็น Appropriate Technology ด้านพลังงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ระดับ 91.38 และ 98.03 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 8.19 และ 7.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนตัวลง และข่าวกลุ่มคนร้ายติดอาวุธได้ก่อเหตุลอบวางระเบิดท่อส่งน้ำมันในเขตซูแบร์ ทางตะวันตกของเมืองบาสรา ประเทศอิรัก ส่งผลให้ปริมาณการส่งออกน้ำมันจากภาคใต้ของอิรักลดลงอย่างรุนแรง เฉลี่ยไตรมาส 2 อยู่ที่ระดับ 116.91 และ 123.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน 25.53 และ 25.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวบริษัทเชฟรอนไนจีเรียประกาศหยุดส่งออกน้ำมันดิบ และประธานโอเปคแถลงจะไม่เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ เฉลี่ยไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 113.34 และ 117.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 3.56 และ 6.15 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากตลาดการเงินสหรัฐฯ ประสบปัญหาอย่างรุนแรง นอกจากนี้จีนได้ลดอัตราการกลั่นลงเนื่องจากปริมาณสำรองสูง และต่อมาในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 4 พ.ย. 51) เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 62.64 และ 71.92 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 50.70 และ 45.91 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว GDP ของประเทศสหรัฐฯ ในไตรมาส 3 ของปีนี้ปรับตัวลดลง ร้อยละ 0.3 รุนแรงที่สุดในรอบ 7 ปี และค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นเมื่อเทียบกับเงินสกุลยูโร รวมทั้งจากความกังวลเกี่ยวกับภาวะเศรษฐกิจถดถอยและความต้องการใช้น้ำมันที่ ลดลง
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ น้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ย ไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ระดับ 105.12, 104.29 และ 114.36 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก ไตรมาส 4 ปี 2550 9.33 , 9.79 และ 11.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ที่ปรับลดอัตราดอกเบี้ยลงร้อยละ 0.75 เฉลี่ยไตรมาส 2 อยู่ที่ระดับ 129.84 , 128.64 และ 154.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน 24.72 , 24.36 และ 40.11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในเวียดนาม จีน และอินโดนีเซีย รวมทั้งข่าวกระทรวงเศรษฐกิจการค้าและอุตสาหกรรมของประเทศญี่ปุ่นมีแผนนำเข้า น้ำมันสำเร็จรูปเพื่อเก็บเป็นปริมาณสำรองทางยุทธศาสตร์ เฉลี่ยไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 119.29 , 117.83 และ 139.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 10.55 , 10.81 และ 15.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการที่จีน เวียดนาม อินโดนีเซีย และชิลี ลดปริมาณการนำเข้า และต่อมาในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 4 พ.ย. 51) เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.23 , 67.74 และ 80.72 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 50.06, 50.09 และ 58.31 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลเกี่ยวกับภาวะอุปทานมีมากเกินความต้องการหลังจากโรงกลั่นต่างๆ ในภูมิภาคส่งออกน้ำมันเบนซินมากขึ้น
3. ราคาขายปลีก ในไตรมาส 1 ปี 2551 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, แก๊สโซฮอล 91 , ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 33.49 , 32.39 , 29.49 , 28.69 , 30.01 และ 29.34 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 อยู่ที่ระดับ 1.17 , 1.20, 1.00 , 1.00 ,1.07 และ 1.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับไตรมาส 2 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 39.96 , 38.76 , 35.39 , 33.62 , 34.59 , 38.37 และ 37.67 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 6.47 , 6.37 , 5.90 , 6.13 , 5.90 , 8.37 และ 8.33 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนไตรมาส 3 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 38.22 , 36.49, 28.99 , 27.69 , 28.19 , 33.91 และ 33.27 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 1.73 , 2.27 , 6.40 , 5.93 , 6.40 , 4.47 และ 4.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 5 พ.ย. 51) ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 31.59 , 28.19 , 22.99 , 21.69 , 22.19 , 22.84 และ 21.84 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 6.63 , 8.30 , 6.00 , 6.00 , 6.00 , 11.07 และ 11.43 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ไตรมาส 4 (พ.ย. 51) ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเฉลี่ยปรับตัวลดลง 226.33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 644 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและภาวะชะลอตัวทางเศรษฐกิจในสหรัฐฯ ที่ดำเนินอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ลดลง อย่างไรก็ตามประเทศไทยมีแผนการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนพฤศจิกายน 2551 เพิ่มขึ้นที่ปริมาณ 118,000 ตัน เนื่องจากความต้องการมีมาก ขณะที่อุปทานในประเทศตึงตัวจากโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นปิดซ่อมบำรุงประจำปี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น อยู่ในระดับ 10.9960 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.3033 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 48.95 ล้านบาท/เดือน ทั้งนี้ ในเดือนตุลาคมประเทศไทยได้นำเข้าก๊าซ LPG ปริมาณ 112,625.24 ตัน โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ระดับ 29.2060 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 18.2100 บาท/กิโลกรัม คิดเป็นประมาณ 2,050.91 ล้านบาท
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมี ผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 11 ราย มีกำลังการผลิตรวม 1.57 ล้านลิตร/วัน แต่ผลิตเอทานอลเพียง 9 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 0.85 ล้านลิตร/วัน และจากการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลของภาครัฐ ทำให้ยอดจำหน่ายแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งในไตรมาส 3 ปี 2551 มียอดจำหน่าย 9.49 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 0.97 ล้านลิตร/วัน และไตรมาส 4 (ตุลาคม 2551) มียอดจำหน่าย 9.69 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 1.00 ล้านลิตร/วัน ส่วนสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล มีบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 15 บริษัท มีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 4,132 แห่ง และราคาเอทานอลไตรมาส 3 อยู่ที่ 18.01 บาท/ลิตร และไตรมาส 4 อยู่ที่ 22.11 บาท/ลิตร
6. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซล จำนวน 10 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.90 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ยอดจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในไตรมาส 3 ปี 2551 อยู่ที่ 30.98 และ 11.92 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล (B100) จำนวน 1.16 ล้านลิตร/วัน และในไตรมาส 4 (ตุลาคม 2551) จำนวน 31.60 และ 13.19 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล 1.29 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 จำนวน 2,432 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศ ปี 2551 ไตรมาส 3 เฉลี่ยอยู่ที่ 36.14 บาท/ลิตร และ ไตรมาส 4 เฉลี่ยอยู่ที่ 25.30 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 ตุลาคม 2551 มีเงินสดในบัญชี 12,941 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 8,526 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 8,200 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการ ซึ่งได้อนุมัติแล้ว 326 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 4,415 ล้านบาท นอกจากนี้ ยังมีหนี้นำเข้า LPG จาก ปตท. ประมาณ 7,422 ล้านบาท ซึ่งทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 3,007 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 การรักษาเสถียรภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้มีการพิจารณาเรื่อง ความก้าวหน้า 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน และได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสริมสร้างให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเสถียรภาพพอที่จะรองรับกับกำหนด การ สิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ซึ่งจะกลับมาใช้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันตามเดิม ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 โดยกองทุนน้ำมันฯ จะบริหารจัดการเพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไม่ปรับตัวสูงขึ้นทันที
2. ปัญหาโครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบัน พบว่า (1) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในปัจจุบันสูงมากกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม (2) โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันยังไม่เอื้อต่อการส่งเสริมพลังงานทดแทนทั้งเอ ทานอลและไบโอดีเซล โดยที่หลักการการจัดโครงสร้างราคาน้ำมันเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนควรเป็น การจูงใจผู้จำหน่าย โดยค่าการตลาดของน้ำมันที่เป็นพลังงานทดแทนต้องสูงกว่าน้ำมันปกติ และน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนมากต้องมีค่าการตลาดสูงกว่าน้ำมันที่ มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนน้อย นอกจากนี้การจูงใจผู้ใช้เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนควรมีหลักการ โดยราคาขายปลีกของน้ำมันที่เป็นพลังงานทดแทนต้องต่ำกว่าน้ำมันปกติ และน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนมาก ต้องมีราคาขายปลีกต่ำกว่าน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนน้อย
3. เพื่อแก้ไขปัญหาปริมาณปาล์มน้ำมันที่มีมากกว่าความต้องการในปัจจุบัน จำเป็นต้องส่งเสริมให้มีผู้ใช้ไบโอดีเซลมากขึ้น โดยการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ให้มากขึ้นกว่าปัจจุบันที่อยู่ในระดับ 0.70 บาท/ลิตร ซึ่งหลังจากสิ้นสุดมาตรการดังกล่าว ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศจะปรับตัวสูงขึ้นทันที
4. เพื่อแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันที่ยังไม่เอื้อต่อการส่งเสริม พลังงานทดแทน และปัญหาปริมาณปาล์มน้ำมันที่มีมากกว่าความต้องการในปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2551 ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 ในอัตรา 1.00, 0.90 และ 0.50 บาท/ลิตร ตามลำดับ และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ลงอีก 0.15 บาท/ลิตร โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป พร้อมทั้งมอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป ทั้งนี้กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2551 เพื่อทราบแล้ว
5. จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสุทธิเพิ่มขึ้น 24.32 ล้านบาท/วัน จากระดับปัจจุบัน 80.60 ล้านบาท/วัน เป็น 104.92 ล้านบาท/วัน หรือเพิ่มขึ้น 729.58 ล้านบาท/เดือน จากระดับปัจจุบัน 2,417.90 ล้านบาท/เดือน เป็น 3,147.48 ล้านบาท/เดือน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีทุนสำรองเพิ่มขึ้น เพื่อรองรับราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศที่จะปรับตัวสูงขึ้นเมื่อสิ้นสุด มาตรการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
1.1 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบหลักการแนวทางออกประกาศ เชิญชวนรับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี 2555-2557 จำนวนประมาณ 3,200 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน (คณะอนุกรรมการฯ) ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ซึ่ง สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกเสร็จแล้ว ต่อมา ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 แล้ว
1.2 เนื่องจากพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 ซึ่งตามความในมาตรา 11 (4) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการกำกับฯ) มีหน้าที่ "กำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อ ไฟฟ้า รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย" เพื่อให้การดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ภายหลังจากที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้และคณะกรรมการกำกับฯ ได้รับการแต่งตั้งแล้ว เป็นไปอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ให้คณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาดำเนินการต่อไปจนแล้วเสร็จ และให้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานให้กระทรวงพลังงานทราบ
1.3 ปัจจุบันมีโครงการ IPP ที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 3 โครงการ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด กำลังการผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เพาเวอร์ เจนเนอร์เรชั่นซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.1 กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ฉบับ พ.ศ. 2550 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ประกอบด้วย (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ (3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
2.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP ได้มีการส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ดังนี้
| เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) |
เป้าหมาย ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ (MW) |
ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) | หมายเหตุ |
| ขยะชุมชน | 2.50 | 100 | 7 | อัตราคงที่ |
| พลังงานลม | 3.50 | 115 | 10 | |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 15 | 10 | |
| พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ | 0.30 | 300 | 7 | เปิดประมูล |
| รวม | 530 | |||
ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนให้ SPP ชีวมวล ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2550 มีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กพลังงานหมุนเวียนได้รับการคัดเลือกจำนวน 7 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ กำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี พ.ศ. 2555 ในส่วนของโครงการพลังงานลม มีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวน 8 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 616 เมกะวัตต์ ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 1 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 60 เมกะวัตต์
สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก และขยะชุมชน และให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษเพิ่มเติม จำนวน 1 ราย คือ บริษัท กัลฟ์ ยะลากรีน จำกัด ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 20.20 เมกะวัตต์ โดยใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิง
2.3 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก ซึ่ง ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 ให้ กฟผ. ปิดรับการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ซึ่งภายหลังการปิดการยื่นข้อเสนอ มี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ กฟผ. สามารถรับซื้อได้เพียง 9 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 760 เมกะวัตต์
ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 รับทราบผลการพิจารณารับซื้อดังกล่าว และให้ขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากโครงการ SPP ระบบ Cogeneration ได้เกินกว่า 500 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ ปริมาณการรับซื้อรวมจากโครงการ SPP ทั้งหมดจะต้องไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งกระทรวงพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ร่วมกันพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มีโครงการที่สามารถรับซื้อได้รวมทั้งสิ้น 19 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,584 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณากำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป
2.4 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนกันยายน 2551 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 90 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 4,203.0 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 60 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,285.5 เมกะวัตต์ จำแนกตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า มีโครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ จำนวน 40 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 382.3 เมกะวัตต์ พลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration จำนวน 46 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,670.2 เมกะวัตต์ และพลังงานผสม (พลังงานนอกรูปแบบ/พลังงานเชิงพาณิชย์) จำนวน 4 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 233.0 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
3.1 ในปี 2545 รัฐบาลได้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าโครงการพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ซึ่งมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมากที่ อยู่ในพื้นที่ห่างไกลให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เมื่อเดือนธันวาคม 2549
3.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP รัฐให้การส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และกำหนดให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟภ. และ กฟน. ภายในปี พ.ศ. 2551 ดังนี้
| เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) | ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) |
| ชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ | 0.30 | 7 |
| พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 kW) | 0.40 | 7 |
| พลังน้ำขนาดเล็ก (<50 kW) | 0.80 | 7 |
| ขยะชุมชน | 2.50 | 7 |
| พลังงานลม | 3.50 | 10 |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 10 |
3.3 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนกันยายน 2551 มี VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 322 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,165.5 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 108 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 225.6 เมกะวัตต์ จำแนกตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
| ประเภทเชื้อเพลิง | VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า | VSPP ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว | ||||||
| กฟน | กฟภ. | กฟน | กฟภ. | |||||
| จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | |
| พลังงานนอกรูปแบบ | 53 | 13.57 | 262 | 1,118.53 | 33 | 1.16 | 73 | 218.46 |
| พลังงานเชิงพาณิชย์ | 1 | 6.40 | 6 | 27.00 | - | - | 2 | 6.00 |
| รวม | 54 | 19.97 | 268 | 1,145.53 | 33 | 1.08 | 75 | 224.46 |
| รวมทั้งสิ้น | 322 ราย | 1,165.50 MW | 108 ราย | 225.62 MW | ||||
3.4 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และส่งเสริมการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า มีผลทำให้มี VSPP ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจาก 16.8 เมกะวัตต์ ในปี 2549 เป็น 1,165.5 เมกะวัตต์ มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่เพิ่มขึ้นเท่ากับ 1,148.6 เมกะวัตต์ และมี VSPP ขายไฟฟ้าเข้าระบบเพิ่มขึ้นจาก 12.0 เมกะวัตต์ ในปี 2549 เป็น 225.6 เมกะวัตต์ โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เพิ่มขึ้นเท่ากับ 213.6 เมกะวัตต์ ที่สำคัญมี VSPP ที่เข้าร่วมโครงการตามประเภทเชื้อเพลิงหลากหลายมากขึ้น เช่น ขยะชุมชน ไบโอดีเซล พลังน้ำ พลังลม และพลังงานแสงอาทิตย์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 การทบทวนการกำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอ รายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมตามมติคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม (13 กันยายน 2537)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2537 กำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อมในพื้นที่ป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม และในการประชุมคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ครั้งที่ 1/2551 เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2551กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้เสนอให้มีการทบทวน "การกำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอ EIA ตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติมที่กำหนดให้โครงการไฟฟ้า พลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อน กักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ต้องจัดทำ EIA" เป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กที่มีกำลังผลิตไม่เกิน 10 MW ไม่ต้องจัดทำ EIA เพื่อให้สอดคล้องกับการกำหนดขนาดของโครงการ VSPP
2. คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2551 ดังนี้
2.1 เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่ม เติม เกี่ยวกับประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่ง แวดล้อม
2.2 มอบหมายให้ พพ. และกรมชลประทานจัดทำรายละเอียดเหตุผลในการขอปรับปรุงมติ คณะรัฐมนตรี ส่งให้กระทรวงพลังงานเพื่อรวบรวมเสนอ สผ. ให้ความเห็นและนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบและให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม โดย สผ. เป็นผู้นำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีตามขั้นตอนต่อ ไป
3. ประเด็นการขอปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม มีดังนี้
3.1 โครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 1.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มี วงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำหรืออ่างเก็บน้ำหรือการชลประทานที่มีปริมาตรเก็บกักตั้งแต่ 30 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำตั้งแต่ 3,500 ไร่ขึ้นไป ทั้งนี้ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" และ 2) มติ ครม. ข้อ 1.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำที่มีกำลังผลิตตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป"
3.2 โครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมเบื้องต้น (IEE) โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 2.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 50 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 200 ล้านบาท หรือมีระยะเวลาก่อสร้างเกิน 1 ปี" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีปริมาตร เก็บกักตั้งแต่ 10 ล้านลูกบาศก์เมตร แต่ไม่เกิน 30 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำตั้งแต่ 2,000 ไร่ แต่ไม่เกิน 3,500 ไร่ ทั้ง นี้ ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" 2) มติ ครม. ข้อ 2.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 50 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีกำลังผลิตตั้งแต่ 200 กิโลวัตต์ แต่ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์" และ 3) มติ ครม. ข้อ 2.6 โครงการฝายน้ำล้นเพื่อการเกษตร ขอตัดออก
3.3 โครงการที่ต้องจัดทำรายการข้อมูลทางด้านสิ่งแวดล้อมโดยจัดทำตามแบบฟอร์มที่ กำหนด โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 3.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีวงเงินค่าก่อสร้างไม่เกิน 50 ล้านบาท หรือมีระยะเวลาก่อสร้างไม่เกิน 1 ปี" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีปริมาตรเก็บกักต่ำกว่า 10 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำน้อยกว่า 2,000 ไร่ ทั้งนี้ ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" และ 2) มติ ครม. ข้อ 3.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างไม่เกิน 50 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำที่มีกำลังผลิตต่ำกว่า 200 กิโลวัตต์" และ 3) เพิ่มข้อ 3.9 เป็น "โครงการฝายน้ำล้นเพื่อการเกษตร"
4. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 เห็นชอบในหลักการการทบทวนการกำหนดประเภท ขนาด โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโครงการเขื่อนกักเก็บน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่ต้องจัดทำ EIA ตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติมและมอบหมายให้กระทรวง พลังงานนำผลการพิจารณาของ กบง. ให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวด ล้อมแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีพิจารณาตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการทบทวนฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากรัฐบาลโดยกระทรวงพลังงานได้มีนโยบายและมาตรการเร่งด่วนให้มีการ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่ง เพื่อช่วยรักษาดุลการค้าของประเทศ ตามนโยบายประหยัดพลังงานและลดการใช้จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง แต่โดยที่การวางท่อก๊าซธรรมชาติไปยังโรงงานอุตสาหกรรมหรือสถานีบริการก๊าซ ธรรมชาติ ผู้ประกอบการจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) ที่ต้องใช้เวลาในการดำเนินการนาน ซึ่งจะเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวม ทำให้ไม่สามารถลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศได้ตามเป้าหมาย การประชุมการดำเนินโครงการด้านพลังงานที่มีผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2549 จึงได้มีการพิจารณาปัญหาในการส่งเสริมการใช้ NGV ของประเทศ และมีมติให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติงาน (Code of Practice) สำหรับโครงการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อเพื่อทดแทนการจัดทำรายงาน EIA โดยให้พิจารณาขนาดและความยาวท่อที่ไม่มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อสิ่งแวด ล้อม ซึ่งจะนำไปสู่การปรับปรุงประเภทและขนาดของท่อก๊าซธรรมชาติที่ควรทำรายงาน EIA และให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับการศึกษาเพื่อร่วมพิจารณาผลการศึกษาสำหรับเป็น ข้อมูลในการกำหนดนโยบายในอนาคต ต่อไป
2. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประสาน ปตท. จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา พร้อมทั้งมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำ ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (Code of Practice : COP) สำหรับโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
3. การประชุมคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2551 ที่ประชุมได้พิจารณาผลการศึกษาการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบกเพื่อทดแทน การจัดทำรายงาน EIA ที่จัดทำโดย ธพ. และมีมติดังนี้ 1) เห็นชอบให้ ธพ. เป็นหน่วยงานรับผิดชอบในการอนุมัติโครงการที่ใช้ COP และบังคับใช้ COP 2) มอบหมายให้ ธพ. ร่วมกับ สผ. นำเสนอคณะกรรมการกำกับการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติ งาน (Code of Practice) สำหรับโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ เพื่อพิจารณาทบทวนลักษณะของโครงการและพื้นที่ที่สามารถใช้ COP แทนการจัดทำ EIA ให้ได้ข้อยุติ
4. คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2551 เห็นชอบในหลักการการใช้ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบก และเห็นชอบการแก้ไขกฎหมาย/กฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยขอให้ปรับแก้รายละเอียดบางประการ พร้อมมอบหมายให้ สผ. นำเสนอร่าง COP ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วต่อคณะกรรมการผู้ชำนาญการ (คชก.) พิจารณาให้ความเห็น ก่อนส่งให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบและให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ โดย สผ. เป็นผู้นำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายและ สามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในปี 2551 ต่อไป
5. สรุปผลการศึกษา COP มีดังนี้
5.1 ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบก ประกอบด้วย หลักการปฏิบัติงานในการป้องกันแก้ไข ลด และติดตามตรวจสอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และหลักการปฏิบัติงานในการลดผลกระทบด้านวิศวกรรม
5.2 ลักษณะโครงการและพื้นที่ที่สามารถนำ COP ไปใช้แทนการจัดทำรายงาน EIA จะต้องเป็นโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบก ที่มีความดันใช้งานสูงสุดน้อยกว่าหรือเท่ากับ 20 บาร์ และมีขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางน้อยกว่าหรือเท่ากับ16 นิ้ว โดยใช้กับทุกพื้นที่ ยกเว้นพื้นที่ที่มีมติคณะรัฐมนตรีหรือกฎหมายกำหนดไว้เป็นอย่างอื่น และต้องเป็นโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบกที่มีความดันใช้งานสูง สุดมากกว่า 20 บาร์ และมีขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางมากกว่า 16 นิ้ว เฉพาะในเขตนิคมอุตสาหกรรมตามกฎหมายว่าด้วยนิคมอุตสาหกรรม
5.3 ขั้นตอนการดำเนินการใช้ COP แทน EIA สำหรับโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติ สามารถใช้ COP เพื่อจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) แทนการจัดทำรายงาน EIA ของโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อได้ โดยเจ้าของโครงการจะต้องให้นิติบุคคลที่ได้ขึ้นทะเบียนไว้กับ ธพ. เป็นผู้จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) เสนอขอความเห็นชอบจาก ธพ. เมื่อได้รับความเห็นชอบแล้วจึงจะสามารถดำเนินการขออนุญาตเพื่อก่อสร้างท่อ ส่งก๊าซธรรมชาติได้
5.4 การจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) จะต้องแสดงรายละเอียดข้อมูลของโครงการอย่างน้อย ประกอบด้วย ผลการศึกษาแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ข้อมูลการออกแบบ แผนการก่อสร้างและดำเนินโครงการ โครงข่ายระบบที่อยู่ระหว่างดำเนินการและที่มีอยู่เดิมในบริเวณใกล้เคียง ตำแหน่งที่ตั้ง และแนวระบบท่อ รวมทั้งต้องระบุพื้นที่ที่ไวต่อผลกระทบสิ่งแวดล้อม ข้างละ 100 เมตรจากกึ่งกลางแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ การประกันภัยรวมทำการชดเชยกรณีเกิดอุบัติเหตุ เป็นต้น
5.5 การจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการ (Monitoring Report ; MR) เจ้าของโครงการจะต้องให้ผู้มีสิทธิจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการ ซึ่งเป็นนิติบุคคลที่ได้ขึ้นทะเบียนไว้กับ ธพ. (แต่ต้องไม่เป็นนิติบุคคลเดียวกับที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม) จัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการเสนอต่อ ธพ. เพื่อจัดส่งให้หน่วยงานผู้ให้อนุญาต นับจากวันที่เปิดใช้งานไม่เกิน 1 เดือน โดยรายงานต้องสรุปผลการปฏิบัติ 3 ด้าน ประกอบด้วย มาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม รายละเอียดของการปฏิบัติ และปัญหา อุปสรรค และการแก้ไข
5.6 การเปลี่ยนแปลงทบทวน COP ทุก 3 ปี โดยสามารถเปลี่ยนแปลงทบทวน COP ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยี มาตรฐานด้านความปลอดภัย ข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สะดวกและมีประสิทธิภาพในการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมใน 3 ประเด็น คือ ประเภทและขนาดโครงการ ประสิทธิภาพและมาตรการป้องกันแก้ไขและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการติดตาม ตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม และผู้มีสิทธิ์จัดทำรายงานที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งองค์ประกอบของรายงาน
6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 เห็นชอบในหลักการต่อรายละเอียด COP เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อบนบก พร้อมทั้งมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำส่งผลการพิจารณาของ กบง. ให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวด ล้อมแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายและสามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในปี 2551 ต่อไป ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการพิจารณา COP ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบ ต่อไป
7. กระทรวงพลังงานได้ส่งเรื่องให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเมื่อ วันที่ 14 ตุลาคม 2551 เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติพิจารณาใน 2 ประเด็น คือ 1) ขอความเห็นชอบการใช้ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบ สิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบกแทนการจัดทำรายงานการ วิเคราะห์ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และ 2) ขอความเห็นชอบการแก้ไขกฎหมาย/กฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง และมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายเพื่อให้สามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในต้นปี 2552 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 15 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือที่ใช้ในการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมี ประสิทธิภาพ ส่งเสริมการผลิตและจำหน่ายเครื่องจักร วัสดุ และอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจในการร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน โดยร่วมกันพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐาน
2. กระทรวงพลังงานได้ออก พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2551 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดที่เกี่ยวข้องกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดย ได้ประกาศลงในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 180 วัน หลังประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งตามมาตรา 23 ของ พ.ร.บ.ฯ ฉบับใหม่ กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจในการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนด มาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์
3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ หรือร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมของอุปกรณ์เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ 1) หลอดมีบัลลาสต์ในตัวสำหรับการให้แสงสว่างทั่วไป 2) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส 3) เตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว 4) พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ (ประกอบด้วยพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ 4 ชนิด คือ ชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง ชนิดตั้งพื้น ชนิดแขวนเพดาน และชนิดส่ายรอบตัว) 5) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ และ 6) หลอดฟลูออเรสเซนต์ ขั้วคู่ โดยคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานได้มีมติเห็นชอบร่างมาตรฐาน ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ สำหรับผลิตภัณฑ์ที่ 1) - 4) เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2551 และผลิตภัณฑ์ที่ 5) - 6) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2551 และ พพ. ได้นำส่งร่างมาตรฐานฯ ผลิตภัณฑ์ที่ 1) - 4) และผลิตภัณฑ์ที่ 5) - 6) ให้สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2551 และวันที่ 5 กันยายน 2551 ตามลำดับ เพื่อพิจารณากำหนดเป็นมาตรฐานบังคับต่อไป
4. สาระสำคัญในร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ทั้ง 6 ผลิตภัณฑ์ มีดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) บทนิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐาน 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ
5. ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการของ 6 ผลิตภัณฑ์ เป็นดังนี้
5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดมีบัลลาสต์ในตัวสำหรับการให้แสงสว่าง ทั่วไป เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน มีข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพ ดังนี้
เกณฑ์กำหนดด้านประสิทธิภาพพลังงานต่ำสุด
หลอดแต่ละหลอดต้องมีค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (F100) ไม่น้อยกว่าที่กำหนดในตารางดังนี้
ตารางแสดงประสิทธิภาพพลังงานต่ำสุด
| พิสัยกำลังไฟฟ้าที่กำหนด (W) |
อุณหภูมิสีน้อยกว่า หรือเท่ากับ 4 400 K (Lm/W) |
อุณหภูมิสี มากกว่า 4 400 K (Lm/W) |
| 5 ถึง 8 | 45 | 45 |
| 9 ถึง 14 | 48 | 48 |
| 15 ถึง 24 | 55 | 51 |
| 25 ถึง 60 | 60 | 57 |
การทดสอบให้เป็นไปตาม มอก. 2233 มาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดมีบัลลาสต์ ในตัวสำหรับการให้แสงสว่างทั่วไป
5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำ โดยวัดประสิทธิภาพของมอเตอร์ตามมาตรฐาน IEC 60034-2 ที่โหลดเต็มพิกัดหรือที่ร้อยละ 75 ของโหลดเต็มพิกัด ประสิทธิภาพของมอเตอร์ต้องไม่น้อยกว่าประสิทธิภาพขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ที่กำหนด
5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียม เหลวเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดคุณลักษณะที่ต้องการเป็นไปตามที่กำหนดในมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว มาตรฐานเลขที่ มอก. 2312 - 2549 ดังต่อไปนี้ (1) ประสิทธิภาพเชิงความร้อนขั้นต่ำต้องมีค่าประสิทธิภาพเชิง ความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 40 และ (2) ประสิทธิภาพเชิงความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (Nameplate)
5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน ประกอบด้วย พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ 4 ชนิด คือ 1) ชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง 2) ชนิดตั้งพื้น 3) ชนิดแขวนเพดาน และ 4) ชนิดส่ายรอบตัว โดยกำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการแยกตามชนิดพัดลม ขนาดใบพัด อัตราการระบายอากาศ และค่าใช้งานขั้นต่ำ
5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมบัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์เฉพาะ ด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำของบัลลาสต์ ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้ารวม แก้ค่าแล้วของหลอดแต่ละชนิดไม่มากกว่าที่กำหนด คือระหว่าง 24 - 41 วัตต์
5.6 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำของหลอด ต้องมีค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงานทุกค่าไม่น้อยกว่าที่กำหนด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 16 การส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
ผู้อำนวยการศูนย์การอุตสาหกรรมป้องกันประเทศและพลังงานทหาร (พลเอก พงศ์ทัศน์ เศวตเศรนี) ได้แจ้งต่อที่ประชุม เรื่อง ขอความร่วมมือในการเร่งรัด ผลักดัน และส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV โดยได้ขอความร่วมมือในการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยเฉพาะจังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี และจังหวัดนราธิวาส เพิ่มเติมจากที่ได้จัดตั้งสถานีบริการในจังหวัดสงขลาซึ่งอยู่ห่างไกลไม่ครอบ คลุมพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ เป็นการพัฒนาการลงทุนในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อสร้างความเชื่อมั่นในด้านเศรษฐกิจและความมั่นคงให้กับผู้ประกอบการ รวมทั้งเป็นการเพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงานทดแทนให้กับประชนในพื้นที่
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ชี้แจงว่ากระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการติดตาม เร่งรัด การขยายการใช้และสถานีบริการ NGV โดยการจัดทำแผนการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ได้คำนึงถึงพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้แล้ว ทั้งนี้แผนการขยายสถานีบริการ NGV ได้กำหนดให้มีสถานีบริการ NGV อย่างน้อย 1 สถานีในทุกจังหวัด (76 จังหวัด) ทั่วประเทศภายในปี 2552
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ