มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 9/2550 (ครั้งที่ 118)
วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด-นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2.แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
3.การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
5.ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
6.การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้มีมติ (1) เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว
3. ตามประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ IPP ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการฯ ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการ IPP และเสนอผลการประเมินคัดเลือกให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นประธาน มีผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ เป็นอนุกรรมการ และผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สรุปได้ดังนี้
4.1 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. และคณะอนุกรรมการฯ ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2550 โดยเปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 กำหนดรับซองข้อเสนอโครงการ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 กำหนดการประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและข้อเสนอทางด้านการเงินแล้วเสร็จ ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2550 และธันวาคม 2550 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดว่าจะลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2551 เพื่อให้โครงการจัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) ภายในเดือนมิถุนายน 2552 และเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในเดือนมิถุนายน 2552 ซึ่งจะทำให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) ได้ทันในปี 2555-2557 ทั้งนี้ ได้จัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 3,200 MW โดยมี COD ดังนี้ (1) ปี พ.ศ. 2555 (ธ.ค. 54-มี.ค. 55) จำนวน 800 เมกะวัตต์ (2) ปี พ.ศ. 2556 (ธ.ค.55-มี.ค. 56) 800 เมกะวัตต์ และ (3) ปี พ.ศ. 2557 (ธ.ค. 56-มี.ค. 57) 1,600 เมกะวัตต์
4.2 ณ วันที่ 27 กรกฎาคม 2550 ซึ่งเป็นวันปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวมจำนวน 60 ราย และเมื่อครบกำหนดการยื่นข้อเสนอเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2550 ปรากฏว่ามีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,407 เมกะวัตต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 14 ราย 13,807 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 6 ราย 3,600 เมกะวัตต์
4.3 คณะอนุกรรมการฯ ใช้คู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในราย ละเอียดที่สอดคล้องกับ RFP-Instructions เป็นแนวทางในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยแบ่งการประเมินเป็นการตรวจสอบความถูกต้องครบถ้วนของเอกสารการประมูลแข่ง ขัน (Compliance check) การประเมินทางด้านเทคนิค การเงิน และกฎหมาย นอกจากนี้ ในเอกสารเชิญชวนผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA) ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ภายในระยะเวลา 30 วัน หลังจากวันยื่นข้อเสนอโครงการ กล่าวคือ ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 และผู้ที่ผ่านการประเมินและคัดเลือกจะสามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อโครงการได้รับอนุมัติรายงาน EIA จากคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ภายในวันที่ 30 กันยายน 2551
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการแล้วเสร็จ และได้นำเสนอ รมว.พน. ซึ่งได้เห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกทางด้านเทคนิคและทางด้านการเงินของ โครงการฯ แล้ว สรุปสาระสำคัญของผลการประเมินและคัดเลือก ได้ดังนี้
5.1 ผลการประเมินและคัดเลือกด้านเทคนิค
5.1.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิค ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคแบบผ่านหรือไม่ผ่าน แบ่งเป็น 3 ด้าน คือ เทคนิค การเงิน และกฎหมาย ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) พิจารณาสถานที่ตั้งโครงการ การพัฒนาโครงการและกำหนดการพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง
(2) พิจารณาความน่าเชื่อถือและความสามารถของผู้ลงทุนที่สามารถจัดหาเงินกู้ โครงการได้ หากผู้ยื่นข้อเสนอมีหนังสือจากสถาบันการเงินว่าจะเป็นผู้สนับสนุนให้เงินกู้ ได้ ก็จะเป็นข้อได้เปรียบในการพิจารณา ตลอดจนประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้าที่ผ่านมาของผู้ลงทุน
(3) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจัดส่งเอกสารการถือครองที่ดินโครงการ โดยอาจเป็นที่ดินที่ซื้อมาหรือเช่าก็ได้
(4) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าได้หรือไม่ โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ยืนยันว่าโครงการสามารถเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ได้
(5) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติสามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. ได้หรือไม่ โดยให้ บมจ. ปตท. เป็นผู้ยืนยัน
(6) เจ้าของโครงการต้องยื่นรายงาน EIA ต่อ สผ. ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 โดย EIA จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สผ. ภายใน เดือนกันยายน 2551
(7) เทคโนโลยีและขนาดโรงไฟฟ้า
(8) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอหนังสือแสดงเจตจำนง (Letter of Intent) จากผู้จำหน่ายเชื้อเพลิงว่าสามารถที่จะจัดหาเชื้อเพลิงให้กับโครงการได้ รวมทั้งแผนการจัดหาเชื้อเพลิง
5.1.2 ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคจำนวน 17 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 15,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ รมว.พน ได้ให้ความเห็นชอบ และ สนพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคแล้ว เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 และ ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิค มีผู้ไม่ผ่านการประเมิน 3 ราย ซึ่ง สนพ. ได้แจ้งให้ผู้ที่ไม่ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคทราบแล้ว เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2550 ดังนี้
(1) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่งไม่ผ่านการคัดเลือกเนื่องจากมีสถานภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. ร้องเรียนขอความเป็นธรรม โดยชี้แจงว่าบริษัทฯ มีคุณสมบัติครบถ้วนตามเงื่อนไขของเอกสาร RFP Package และมิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ตามที่กำหนดไว้ในเอกสาร RFP Package ซึ่งได้มีการกำหนดให้ใช้นิยาม "รัฐวิสาหกิจ" ตาม พ.ร.บ. การบริหารหนี้สาธารณะ พ.ศ 2548 โดย รมว.พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในเรื่องดังกล่าว และ คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นควรให้นำเสนอกระทรวงพลังงานนำข้อร้องเรียนของบริษัทฯ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตีความ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตีความแล้ว
(2) บริษัท ไทย แนชั่นแนล เพาเวอร์ จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากผู้ลงทุนไม่ได้เสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ซึ่งเป็นสาระสำคัญใน RFP Package ที่กำหนดให้ผู้ลงทุนจะต้องเสนอในข้อเสนอด้านเทคนิค และเอกสารแนบท้ายร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ลงทุนได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการฯ เพื่อขอคืนหลักค้ำประกันแล้ว
(3) บริษัท แนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากเสนอ ข้อเสนอด้านราคาค่าไฟฟ้าเข้ามาในข้อเสนอทางด้านเทคนิคด้วย ซึ่งตามเงื่อนไขใน RFP โดยบริษัทฯ ได้มีหนังสือถึง รมว.พน เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 เพื่อชี้แจงและร้องเรียน ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เชิญผู้แทนบริษัทฯ มาเพื่อรับฟังการชี้แจงข้อร้องเรียนและดูข้อเสนอโครงการทางด้านเทคนิคที่มี Compact Disc ด้านการเงินรวมอยู่ด้วย ซึ่งบริษัทฯ ได้ยืนยันว่า Compact Disc มีข้อมูลด้านราคาของบริษัทฯ จริง
5.2 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านการเงิน
5.2.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านการเงิน ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งจะต้องเสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) อย่างน้อย 1 SCOD (Fixed SCOD) ในช่วงปี 2555-2557 และสามารถเสนอทางเลือก ได้อีก 2 SCODs ในปีที่ต่างกัน (Alternative SCODs) โดยระบุอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละ SCOD ที่เสนอด้วย
(2) การประเมินด้านราคาใช้แบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) ซึ่งจะพิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price:LUP ) ของแต่ละปี SCOD ที่ผู้ยื่นข้อเสนอได้เสนอมา
(3) ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
- APR1 (Availability Payment Receivable 1): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ดอกเบี้ยซึ่งรวมดอกเบี้ยระหว่างการก่อสร้าง และผลตอบแทนในส่วนของผู้ถือหุ้น
- APR2 (Availability Payment Receivable 2): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา ค่าอะไหล่ และค่าประกันภัย
- AFC (Added Facility Charge): เป็นค่าใช้จ่ายต้นทุนค่าระบบส่งจากโครงการถึงสถานีไฟฟ้าของ กฟผ. (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งรวมถึงค่าใช้จ่าย Right of Way ด้วย
- EP (Energy Payment: EP): เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริง ตามที่โรงไฟฟ้าใช้โดยขึ้นกับการรับประกันค่าความสิ้นเปลืองการใช้เชื้อเพลิง (Heat Rate) ตามที่ระบุในข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา
5.2.2 ในการเปิดข้อเสนอทางด้านราคาของโครงการที่ผ่านการประเมินข้อเสนอทางด้าน เทคนิคจำนวน 17 โครงการ พบว่ามีข้อเสนอราคารวม 36 ทางเลือก โดยได้มีการตรวจสอบแบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) และข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) ของผู้ยื่นข้อเสนอแต่ละโครงการ และตรวจสอบค่าไฟฟ้า เฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (LUP) เพื่อให้ได้ราคาที่ถูกต้องภายใต้สมมติฐานที่สอดคล้องกับ Financial Proposal
5.2.3 เมื่อคำนวณราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการแล้ว จะเรียงลำดับราคาตามข้อเสนอของผู้ยื่นข้อเสนอจากราคาต่ำสุดไปยังราคาสูงสุด และแสดงกำลังการผลิตในแต่ละปี เพื่อพิจารณาคัดเลือกต่อไป โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นและมติ ดังนี้
(1) พิจารณาคัดเลือกโครงการตามค่าไฟฟ้าเฉลี่ยฯ ที่ต่ำที่สุดในแต่ละปี พบว่า โครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2555 และ 2556 เป็นโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 1,200 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นร้อยละ 37.5 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล โดยที่โครงการด้านถ่านหินมีความไม่แน่นอนสูง จากการอาจไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชนในพื้นที่ ซึ่งทำให้การก่อสร้างเกิดความล่าช้า ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามเวลาที่กำหนด นอกจากนี้ หากโครงการไม่สามารถดำเนินการได้จะกระทบความมั่นคงด้านการจัดหาไฟฟ้า และจากข้อมูลการเปิดประมูลแข่งขันโครงการ IPP ครั้งที่ผ่านมาในปี 2537 พบว่าการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน ประสบผลสำเร็จเพียง 1 โครงการจาก 3 โครงการที่ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น ในการกระจายประเภทเชื้อเพลิงของโครงการจึงพิจารณาคัดเลือกกำลังการผลิตไฟฟ้า จากถ่านหินในระดับ 1 ใน 3 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล สำหรับโครงการที่มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่ำที่สุดถัดมาเป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ
เมื่อพิจารณาโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในลำดับถัดไปแล้ว คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นควรให้พิจารณาคัดเลือกโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงใน ช่วงปี 2555 และ 2556 ไว้ด้วย ซึ่งจะส่งผลให้กำลังการผลิตรวมเป็น 4,400 เมกะวัตต์ และจะทำให้กำลังการผลิตในปีแรกและปีที่ 2 สูงกว่าเป้าหมาย แต่มีข้อดีคือได้กำลังการผลิตกระจายครบทั้ง 3 ปี คือ 2555-2557 และสอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับการคัดเลือก
โครงการที่ | โรงไฟฟ้า | โครงสร้างผู้ถือหุ้น | เชื้อเพลิง | กำลังการผลิต (MW) |
กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) |
1 | GHECO-One | GLOW IPP2 = 65% Hemaraj = 35% |
Coal | 660 | ต.ค. 2554 |
2 | National Power supply (NPS) | NPS = 99.99% 6 Thai Individuals =0.01% |
Coal | 540 | พ.ย. 2555/ มี.ค. 2556 |
3 | Siam Energy | Gulf JP = 99.94% 6 Thai Individuals =0.06% |
Gas | 1,600 | มี.ค. 2555/ ก.ย. 2555 |
4 | Power Generation Supply | Gulf JP = 99.94% Individual Investors =0.06% |
Gas | 1,600 | ก.ย. 2556/ มี.ค. 2557 |
รวม | 4,400 |
(2) นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการของโครงการ IPP ที่ยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ กับราคาจากการประมูลแข่งขันเมื่อปี พ.ศ. 2537 แล้ว พบว่า ค่า AP ของโครงการถ่านหินจะสูงกว่าโครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2537 ในขณะที่ค่า AP สำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ จากการประมูลในครั้งนี้จะต่ำกว่าราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันในปี 2537 มาก ทั้งนี้ หากเปรียบเทียบจาก EP ณ ราคาก๊าซธรรมชาติเดียวกัน เช่น ณ ราคา 203 บาทต่อล้านบีทียู จะพบว่า ค่า EP มีค่าใกล้เคียงกันมาก ดังนั้น เมื่อพิจารณาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (AP+EP) แล้วพบว่า โครงการก๊าซธรรมชาติจากการประมูลในรอบนี้จะถูกกว่าการประมูลในปี 2537 ประมาณ 15 สตางค์ต่อหน่วย
การคัดเลือกโครงการตามข้อ (1) เป็นทางเลือกที่เหมาะสม สอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม จากกำลังการผลิตรวม 4,400 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ กำลังการผลิตที่รับซื้อที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ในการจัดหาไฟฟ้าได้ในราคาที่ต่ำ และทำให้ไม่ต้องมีการเปิดประมูลใหม่ในปี 2558 ด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. รับไปลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และหากจำเป็นให้สามารถเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อปรับวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามสัญญา (SCOD) เพื่อรักษากำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นที่ยอมรับของทั้งสองฝ่าย
3.เห็นชอบให้กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าว่าสัญญาจะมีผลบังคับใช้ (Condition Precedent) เมื่อผู้ลงทุนได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแล้ว
4.เห็นชอบให้การประมูลรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในครั้งต่อไป เป็นการประมูลสำหรับช่วงปี 2559 - 2561 แทนกำหนดการเดิมซึ่งจะเปิดประมูลในช่วงปี 2558-2560
5.เห็นควรให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รับความเห็นของที่ประชุมตามรายละเอียดในข้อ 3 ไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป (2) ให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน (3) ในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยให้จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน (4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป (5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป และ (6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกกำหนดให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2550 คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ และคณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ได้ประชุมร่วมกัน เพื่อพิจารณารายละเอียดของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ การจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ แนวทางการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) และที่ประชุมได้มีมติ 1) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ปรับปรุงร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ ให้เป็นฉบับสมบูรณ์เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป และ 2) เห็นชอบโครงสร้างบทบาทหน้าที่สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และมอบ หมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดต่อไป
3. คณะอนุกรรมการแผนงานด้านสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะได้จัดทำข้อเสนอการ จัดประชุมตามโครงการการมีส่วนร่วมแห่งชาติ (National Participation Program) โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เพื่อดำเนินการให้ข้อมูลด้านพลังงานนิวเคลียร์แก่ทุกส่วนที่เกี่ยวข้อง รับฟังความคิดเห็น และให้ประชาชนได้มีส่วนร่วม โดยจะจัดสัมมนาจำนวน 8 ครั้ง ในเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2551 ในวงเงินงบประมาณ จำนวน 5 ล้านบาท
4. สรุปสาระสำคัญของแผนการดำเนินงานและงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก พ.ศ. 2551 - 2553 ประกอบด้วย
(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ ซึ่งจะใช้งบประมาณดำเนินการในช่วง 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท (ปีละ 30 ล้านบาท) โดยมีกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ คือ 1) ศึกษาและปรับปรุงกฎหมายด้านความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ระดับสากล และพันธกรณีทางนิวเคลียร์ต่างๆ เปรียบเทียบกับกฎหมายไทยปัจจุบัน 2) จัดทำกฎกระทรวงหรือมาตรฐานหรือกฎระเบียบ หรือแนวทางปฏิบัติเกี่ยวกับความปลอดภัยและจัดตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 3) เสนอกฎกระทรวง เกณฑ์มาตรฐาน แนวปฏิบัติให้คณะกรรมการและผู้ทรงคุณวุฒิให้ความเห็นชอบ ประชาพิจารณ์ แนวทางกำกับดูแลความปลอดภัยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4) ทำการวิเคราะห์ และวิจัยด้านการกำกับดูแล และความปลอดภัยนิวเคลียร์ และ 5) บริหารองค์กรความรู้ด้านการกำกับดูแล และถ่ายทอดเทคโนโลยีด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์
(2) แผนงานด้านโครงสร้างอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ จะใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 10 ล้านบาท ระยะ 3 ปี เป็นเงินรวม 30 ล้านบาท โดยจะดำเนินกิจกรรม ได้แก่ 1) สำรวจข้อมูลอุตสาหกรรมและมาตรฐานอุตสาหกรรมเพื่อเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ 2) สัมมนาระดมความคิดเห็นในอุตสาหกรรมทั้ง 5 กลุ่ม และ 3) วิเคราะห์และประเมินผลและจัดทำรายงานสรุปผลการศึกษา
(3) แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ ใช้งบประมาณ 3 ปี เป็นเงินรวม 195 ล้านบาท (ปีละ 65 ล้านบาท) และจะดำเนินการพัฒนาบุคลากรต่างๆ ดังนี้ 1) กลุ่มนโยบายและแผน (กระทรวงพลังงาน, สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, สำนักพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) จำนวน 35 คน/ปี 2) กลุ่มพัฒนาเทคโนโลยี และถ่ายทอดเทคโนโลยี จำนวน 100 คน/ปี 3) กลุ่มกฎหมายและการกำกับดูแล จำนวน 100 คน/ปี 4) กลุ่มการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน 60 คน/ปี 5) กลุ่มพัฒนาสังคมและบริการสาธารณะ จำนวน 20 คน/ปี และ 6) ผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ เช่น IAEA, Japan, Korea, China, France, USA ฯ จำนวน 30 คน/ปี
(4) แผนงานด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม ใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 30 ล้านบาท ระยะ 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท ประกอบด้วย กิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) จัดทำแนวทางการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และการประเมินผลกระทบเชิงพื้นที่ 2) ปรับปรุงกฎหมายสิ่งแวดล้อมฯ จากการพัฒนาโครงการ และ 3) แผนในการป้องกันและบรรเทาสาธารณภัยและแผนฉุกเฉิน
(5) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการมีส่วนร่วมของประชาชน ใช้งบประมาณดำเนินการโดยเฉลี่ยประมาณปีละ 200 ล้านบาท รวม 3 ปี เป็นเงิน 625 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) โครงการสร้างความรู้ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน 2) งานสำรวจและวิจัยทัศนคติ 3) งานผลิตสื่อและการซื้อสื่อ 4) งานส่งเสริมและเผยแพร่ 5) งานกิจกรรมพิเศษ และ 6) งานอำนวยการ
(6) แผนงานด้านการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จะใช้งบประมาณดำเนินการปีละประมาณเฉลี่ย 80 ล้านบาท รวม 3 ปี 240 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ 1) การศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ (Feasibility Study) 2) การสำรวจและการเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า (Site Survey and Selection) 3) การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment, EIA) 4) การพัฒนาบุคลากร (Human Resource Development) และ 5) ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดการและเงินเดือนพนักงาน (Administration Cost and Wage)
(7) จัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) ซึ่งใช้ระยะเวลาดำเนินการ 3 ปี วงเงิน 75 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วย ค่างบบุคลากร งบดำเนินการ งบลงทุน และรายจ่ายอื่นๆ
5. คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 ได้มีมติรับทราบมติของ กพช. และให้คณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ดังที่กล่าวไว้แล้วในข้อ 4 ซึ่งคาดว่า จะใช้งบประมาณ 1,345 ล้านบาท ประกอบด้วย
แผนงาน | งบประมาณ (ล้านบาท) | ||
ปี 2551 | ปี 2552 | ปี 2553 | |
1. แผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
2. แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ | 10.0 | 10.0 | 10.0 |
3. แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ | 65.0 | 65.0 | 65.0 |
4. แผนงานด้านความปลอดภัย และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
5. แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน | 185.0 | 200.0 | 240.0 |
6. แผนงานด้านการการวางแผนการดำเนินการโครงการไฟฟ้านิวเคลียร์ | 70.0 | 90.0 | 80.0 |
7. การจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรายปี | 415.0 | 450.0 | 480.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรวม 3 ปี | 1,345.00 |
6. สำหรับงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแผนทั้งหมด ส่วนหนึ่งจะได้จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 750 ล้านบาท และจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จำนวน 595 ล้านบาท ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 โดยอนุมัติให้จัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. เพื่อเป็นเงินช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงิน 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท
7. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ ได้สรุปขั้นตอนสำคัญของแผนงานโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ตามแผนจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ (NPIEP) ตลอดระยะเวลา 15 ปีของแผนฯ คือ พ.ศ. 2550 - 2564 ไว้ ซึ่งแบ่งเป็น 5 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 0.1 เป็นการเตรียมการขั้นต้น (เตรียมการศึกษา) ระยะเวลา 1 ปี (ปี 2550) ระยะที่ 1 เป็นเตรียมเริ่มโครงการ (เตรียมการตัดสินใจ) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2551 - 2554) ระยะที่ 2 เป็นการจัดทำโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (เตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2554 - 2557) ระยะที่ 3 การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ระยะเวลา 6 ปี (ปี 2557 - 2563) และระยะที่ 4 เดินเครื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เริ่มในปี 2563
8. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้นำเสนอแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ฉบับสมบูรณ์ และการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดย
(1) ปรับโครงสร้างการบริหารจากระดับสำนักตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. ไปแล้วเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับสำนักงาน โดยเป็นหน่วยงานชั่วคราวในกระทรวงพลังงานและให้ยืมตัวข้าราชการในกระทรวง พลังงานมาปฏิบัติหน้าที่ตามความเหมาะสม โดยใช้ชื่อว่า "สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์" และมีชื่อย่อว่า "สพน." โดยมีโครงสร้างบริหารประกอบด้วย
(2) เห็นควรมอบหมายให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
9. เนื่องจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้หมดภาระหน้าที่ลง หลังจากที่ได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์เสร็จเรียบร้อยแล้ว ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และเพื่อให้การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เกิดผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมายของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ สนพ. จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมี นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 19 คน เป็นกรรมการ โดยคณะกรรมการมีหน้าที่กำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ร่วมกำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินการของคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์
เห็นชอบ "แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์" ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ได้ดำเนินการปรับปรุงแล้ว
2.เห็นชอบการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
3.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้าง พื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำเสนอประธาน กพช. ลงนามต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) แผนหลัก โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่ซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก โดยให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอ ต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติอนุมัติตามขั้นตอนต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป (2) เห็นชอบกรอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 โดยเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไปลงนามกับผู้ลงทุนต่อไป
4. การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) โดยนำโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ที่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานที่ชัดเจนระบุเป็นโครงการในแผน PDP 2007 ตลอดจน ปรับปรุงการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้สอดคล้องการดำเนินงานที่เกิดขึ้นจริง ดังนี้
4.1 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 6 โครงการ ดังนี้
(1) โครงการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและอยู่ระหว่าง เจรจาจัดทำสัญญา จำนวน 5 โครงการ ประกอบด้วย 1) เทิน-หินบุนส่วนขยาย กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2555 2) น้ำงึม 3 กำลังผลิต 440 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2556 3) น้ำเทิน 1 กำลังผลิต 523 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 4) น้ำเงี้ยบ กำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 และ 5) น้ำอู กำลังผลิตรวม 1,043 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย น้ำอู 1 กำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2557 และน้ำอู 2 กำลังผลิต 843 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2558
(2) โครงการที่อยู่ระหว่างเจรจาอัตราค่าไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตรวม 1,470 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) หงสา 1 กำลังผลิต 490 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2556 และ 2) หงสา 2-3 กำลังผลิตรวม 980 เมกะวัตต์ (2 x 490 เมกะวัตต์) เริ่มจ่ายไฟฟ้าได้ภายในปี 2557 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้ให้ความเห็นชอบค่าไฟฟ้าและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 และคาดว่าจะสามารถนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในการประชุมครั้งต่อไป
4.2 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ 1) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จากการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ ได้ข้อยุติการประเมินในเบื้องต้นแล้ว จึงเห็นควรนำกำลังการผลิตจากการประเมินโครงการ IPP เบื้องต้นดังกล่าวมาปรับปรุงในแผน PDP 2007 และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm จากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้จำนวน 1,030 เมกะวัตต์ โดยจากการประเมินและคัดเลือก SPP ในช่วงแรก พบว่า มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 1,095 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) ระบบ Cogeneration จำนวน 760 เมกะวัตต์ และ (2) พลังงานหมุนเวียน จำนวน 335 เมกะวัตต์ จึงเห็นควรปรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อในแต่ละปีให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ปัจจุบัน
4.3 โครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. โดย กฟผ. ได้พิจารณาปรับเลื่อนโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหินของ กฟผ. ให้สอดคล้องกับการดำเนินงานที่แท้จริงออกไปจากกำหนดการเดิมในปี 2557 อีก 1 ปี และเนื่องจากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของ บมจ.ปตท. ยังไม่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับแผน PDP 2007 แผนหลัก โดยพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
ทั้งนี้ แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่า ร้อยละ 21 ในบางปี คือปี 2556 -2557 ซึ่งเป็นระดับที่มีความเหมาะสมตามสถานการณ์ปัจจุบันที่ได้คำนึงถึงความไม่ แน่นอนของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศที่ยังอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้า และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของ IPP บางโครงการที่อาจได้รับการคัดค้านจากประชาชน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโครงการออกไปในระดับหนึ่งแล้ว นอกจากนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงปริมาณการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ดังกล่าว ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติ/LNG และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการต่างๆ ในปัจจุบัน โดยนำค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm มาคำนึงถึงในการประมาณการปริมาณการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวด้วยแล้ว
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) เป็นดังนี้
6. กำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2559-2564 ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งมีกำลังการผลิตใหม่จาก IPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จำนวน 1,400 และ 8,690 เมกะวัตต์ ตามลำดับ รวมจำนวน 10,090 เมกะวัตต์ ปัจจุบันยังไม่มีความชัดเจนจึงยังไม่สามารถระบุรายชื่อโครงการได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานมีความยืดหยุ่นในการปรับปรุงปริมาณการรับซื้อ จาก IPP และการ รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบกำลังการผลิต 10,090 เมกะวัตต์ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจะได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) ในรายละเอียดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.87 และ 92.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.75 และ 10.06 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอ่อนตัวลงมากและแผ่นดินไหวในประเทศอิหร่าน ประกอบกับ PIRA คาดว่าปริมาณการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในปลายเดือนพฤศจิกายนจะเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และญี่ปุ่นจะลดลงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 - 15 รวมทั้งปัญหาความไม่แน่นอนของสถานการณ์การเมืองในประเทศผู้ผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.29, 98.94 และ 106.97 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 11.58, 11.48 และ 11.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวจากโรงกลั่น Gonfreville (328,000 บาร์เรล/วัน) ประเทศฝรั่งเศสเลื่อนกำหนดการเริ่มเดินเครื่องใหม่ออกไปอีก 1 สัปดาห์ ประกอบกับ อุปทานในจีนยังคงตึงตัวเนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันของจีนลดกำลังการกลั่นจาก ปัญหาค่าการกลั่นติดลบ รวมทั้งโรงกลั่นของบริษัท Pak - Arab Refinery Ltd. ได้เลื่อนกำหนดการเดินเครื่องใหม่จากต้นเดือนธันวาคม 2550 เป็นปลายธันวาคม 2550 ถึงกลางเดือนมกราคม 2551 และโรงกลั่น Yokkaichi (175,000 บาร์เรล/วัน) ของญี่ปุ่นได้เลื่อนการเดินเครื่องใหม่หน่วยผลิต (13,500 บาร์เรล/วัน) ออกไปอย่างไม่มีกำหนด ซึ่งทำให้ราคาน้ำมันดีเซล 0.5%S ทำสถิติอยู่ในระดับสูงสุดอีกครั้งที่ 111.120 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
3. ราคาน้ำมันขายปลีก เดือนพฤศจิกายน 2550 รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลลง 0.40 บาท/ลิตร และได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซล อีก 2 ครั้งๆ ละ 0.20 บาท/ลิตร แม้รัฐจะปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ผู้ค้าน้ำมันต้องปรับราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 32.89 , 31.59 , 28.89 , 28.09 , 29.34 และ 28.34 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 0.40 บาท/ลิตร ในวันที่ 5 ธันวาคม 2550 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 5 ธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 32.49 , 31.19 , 28.49 , 27.69 , 28.94 และ 27.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันจะยังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นสำหรับฤดูหนาว รวมทั้งสภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอเมริกาที่อ่อนค่าลงอย่าง ต่อเนื่อง และความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาวและใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.9962 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.9263 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 276.07 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 7.1809 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 53.86 ล้านบาท/เดือน สำหรับเดือนธันวาคมราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 130 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 870 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และจากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่งและให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั้งประเทศ โดยเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ประกาศยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG และเก็บเงินส่งเข้ากองทุน 0.29 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีก LPG ปรับสูงขึ้น 1.20 บาท/กก. จาก 16.81 บาท/กก. เป็น 18.01 บาท/กก. โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.8964 บาท/กก. และราคาขายส่ง ณ คลังไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.5784 บาท/กก.
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในช่วงที่ผ่าน มา ดังนี้ 1) มาตรการรณรงค์ประชาสัมพันธ์ โดยบริษัทน้ำมันและบริษัทผลิตรถยนต์ได้ออกมารับประกันการซ่อมฟรีหากเกิดความ เสียหายกับเครื่องยนต์ 2) มาตรการจูงใจด้านผู้บริโภค โดยการส่งเสริมด้านราคาด้วยการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซินให้สูงกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ 91 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2546 เป็นต้นมาถึงจนปัจจุบัน และในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนพฤศจิกายน 2550 ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 3.50 บาท/ลิตร ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 28.89 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 ที่ 4.00 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ 28.09 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 3.50 บาท/ลิตร และ 3) มาตรการจูงใจด้านผู้จำหน่าย โดยปรับเพิ่มค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 50 สตางค์ เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 โดยได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล ลงอีกลิตรละ 0.20 บาท และต่อมาได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีก 0.40 บาท ตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ทำให้ในปัจจุบันค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 80 สตางค์
การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล จากปลายปี 2547 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 0.24 ล้านลิตร/วัน และปี 2550 อัตราการจำหน่ายได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้น จากผลสำเร็จของมาตรการส่งเสริมแก๊สโซฮอล จนถึงปัจจุบันเดือนพฤศจิกายน 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.03 ล้านลิตร/วัน และมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,743 แห่ง
7. กระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลัง ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายรถยนต์ที่สามารถใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป ซึ่งขณะนี้อยู่ในระหว่างนำลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยผู้ผลิตรถยนต์ได้ประมาณการว่าเมื่อสิ้นปี 2551 จะจำหน่ายรถยนต์ อี20 ได้ 60,000 คัน โดยจะมีรถยนต์ อี20 เพิ่มขึ้นประมาณ เดือนละ 5,000 คัน ซึ่งมีค่ายรถยนต์ ฮอนด้า และฟอร์ดได้เปิดตัวรถยนต์ อี20 แล้ว นอกจากนี้ ความต้องการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ในช่วงเดือนแรกจะมีรถยนต์ อี20 ออกมา 5,000 คัน จะใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ประมาณ 35,000 ลิตร/วัน โดยที่บริษัท บางจาก จะเริ่มจำหน่ายแก๊สโซฮอลตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 จะมีสถานีบริการ จำนวน 5 แห่ง และบริษัท ปตท. จะมีสถานีบริการใน กทม. จำนวน 5 - 10 แห่ง ในต้นปี 2551 และจะทยอยเปิดให้ครบ 20 แห่งภายในปี 2551
8. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณาเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันฯเพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ให้ไม่ต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน เช่นเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 รวมทั้งเห็นชอบให้ระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 ออกเทน 95 1.00 บาท/ลิตร และเมื่อถึงวันที่ 1 มกราคม 2551 จะมีน้ำมันแก๊สโซฮอล ออกมาจำหน่ายหลายชนิด ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ซึ่งเป็นชื่อที่ประกาศในมาตรฐานน้ำมัน และเพื่อไม่ทำให้ประชาชนเกิดความสับสน จึงเห็นควรเรียกชื่อน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้ 1) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 เป็น น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ควรใช้ชื่อเป็น น้ำมันอี20
อย่างไรก็ตาม การผลิตเอทานอล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพียง 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.03 ล้านลิตร/วัน และปริมาณจำหน่ายเอทานอล 0.72 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ราคาเอทานอล แปลงสภาพในไตรมาส 1, 2, 3, และ 4 ของปี 2550 มีราคาลิตรละ 19.33, 18.62, และ 15.29 บาท ตามลำดับ และ ราคาเอทานอลในไตรมาส 1 ปี 2551 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณลิตรละ 16.74 บาท
9. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพ จำนวน 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1,300,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคมและเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ 31.17 และ 35.03 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะเดียวกันการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนพฤศจิกายนมีจำนวน 2.85 ล้านลิตร/วัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 142,500 ลิตร/วัน โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก โดยมีสถานีบริการรวมทั้งสิ้นจำนวน 819 แห่ง แบ่งเป็น ปตท. 184 แห่ง และบางจาก 635 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.04 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย เท่ากับ 0.10 บาท/ลิตร
10. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 13,483 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,657 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,350 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 517 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 2,174 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความเป็นมา นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี และ กพช. ซึ่งศาลปกครองกลางได้รับคำฟ้องเป็นคดีหมายเลขดำที่ 231/2549 เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 โดยมีประเด็นคำฟ้องสรุปได้ ดังนี้ (1) ขอให้ยกเลิกเพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 และมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (2) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากล ที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย และ (3) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท
2. การดำเนินคดีทางปกครองแทน กพช. ประธาน กพช. (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการคดีแทน กพช. (ปัจจุบันคือ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค) โดยหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 ต่อมา ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้จัดทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้รับทราบความคืบหน้าการดำเนินคดีดังกล่าว โดยเห็นชอบตามที่ประธาน กพช. ดำเนินการแต่งตั้งพนักงานอัยการ และมอบหมายให้ประธาน กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี
3. ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
3.1 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่า ศาลได้ตรวจพิจารณาคำให้การเพิ่มเติมแล้วยังไม่มีรายละเอียดอย่างชัดแจ้ง จึงมีคำสั่งให้ ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสอง (ครม. และ กพช.) ทำคำให้การเพิ่มเติมอีกครั้ง โดยให้ผู้ถูกฟ้องคดีที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงทำคำให้การเพิ่มเติมใน แต่ละประเด็นที่ผู้ฟ้องคดีได้ทำคำคัดค้านคำให้การ ทั้งนี้ ให้ทำคำให้การเพิ่มเติมดังกล่าวในทุกประเด็น โดยมีรายละเอียดพร้อมพยานหลักฐานที่แสดงให้ศาลเห็นได้อย่างชัดแจ้ง ภายใน 15 วันนับแต่วันที่รับหมายนี้ (9 พฤศจิกายน 2550)
3.2 สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือถึง เลขาธิการ ครม. และ สนพ. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่าศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองจัดทำคำให้การอีก ครั้งยื่นต่อศาลปกครองกลาง ภายใน 15 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 23 พฤศจิกายน 2550 ซึ่งเลขาธิการ ครม. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 เพื่อมอบหมายให้ผู้ที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงจัดทำคำชี้แจงข้อเท็จ จริงเพิ่มเติม พร้อมพยานหลักฐาน ที่เกี่ยวข้องตามคำสั่งศาลส่งให้สำนักงานศาลปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุดต่อไป
3.3 สนพ. และกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 และวันที่ 21 พฤศจิกายน 2550 ตามลำดับ แจ้งว่าการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมแก้คำ คัดค้านคำให้การดังกล่าว จำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลายแห่ง จึงขอให้พิจารณาขอขยายระยะเวลาการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมออกไปจากกำหนดเวลา เดิมอีก 30 วัน
3.4 ศาลปกครองกลาง เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองขยายระยะเวลายื่นคำให้การเพิ่มเติม ออกไปถึงวันที่ 24 ธันวาคม 2550 ตามคำขอ ซึ่งขณะนี้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอยู่ระหว่างพิจารณาจัดทำเอกสารประกอบคำให้ การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
1. รัฐบาลได้มีนโยบายการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วมในกิจการ ผลิตไฟฟ้า โดยได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เมื่อปี 2535 เพื่อให้ กฟผ. สามารถ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานนอกรูปแบบและแหล่งพลังงานภายในประเทศให้ เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการลดการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
2. การดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผ่านมา การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ SPP โดยมี SPP 2 ราย คือ บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด และบริษัท น้ำตาลมิตรกาฬสินธุ์ จำกัด ที่ กฟภ. กำหนดให้ชำระค่าชดเชยการสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ให้กับ กฟภ. ขณะที่ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ได้กำหนดให้ SPP ต้องลงนามในสัญญาเพื่อจ่ายค่า Loss
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาและมีมติเรื่อง ผลกระทบของ SPP ต่อการสูญเสียพลังงานในระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss ยกเว้นในกรณี SPP จำนวน 2 ราย ที่ได้ทำสัญญาชดเชย Loss กับ กฟภ. แล้ว โดยให้ กฟภ. ปรับปรุงวิธีการคิดค่าชดเชย Loss และการคำนวณค่า Loss ที่เพิ่มขึ้นหรือลดลง ให้ใช้ Single Line Diagram และใช้ข้อมูลป้อนรายเดือน เป็นต้น ทั้งนี้ กรณี SPP ที่ได้ทำสัญญาชดเชยค่า Loss กับ กฟภ. แล้ว หากต้องการยกเลิกสัญญาต้องเป็นการยินยอมจากทั้ง 2 ฝ่าย หรืออาจตกลงกันว่าเมื่อค่า Loss มีค่าเป็นศูนย์ ให้ยุติ การคิดค่าชดเชย Loss
4. บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งให้ทราบว่า บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ กฟภ. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 และได้มีการจ่ายชดเชยค่า Loss ตั้งแต่เดือนกันยายน 2544 จนถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2549 และต่อมา กฟภ. ได้แจ้งบริษัทฯ ว่า เดือนมีนาคม - มิถุนายน 2549 ไม่มีหน่วยสูญเสีย บริษัทฯ จึงได้มีหนังสือถึง กฟภ. ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2549 เพื่อขอแก้ไขสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP โดยขอให้ กฟภ. พิจารณายกเลิกการเก็บค่าชดเชย Loss ซึ่ง กฟภ. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้คงข้อความตามสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP ของบริษัทฯ ไว้เหมือนเดิม
5.คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) โดยมีข้อคิดเห็น และมติของที่ประชุม ดังนี้
(1) ความเห็นและข้อเสนอแนะ 1) กระทรวงพลังงานยังคงนโยบายให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss เนื่องจากผลกระทบจากการเชื่อมโยงกับระบบของ SPP กับการไฟฟ้า จะขึ้นอยู่กับกำลังผลิตและตำแหน่งที่ตั้งของ SPP ซึ่งบางตำแหน่งอาจช่วยลด Loss ในระบบได้ โดยการไฟฟ้าสามารถกำหนดหลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบ และวิเคราะห์ตำแหน่งที่ตั้งและขนาดที่เหมาะสมของ SPP ก่อนอนุญาตให้เชื่อมโยงกับระบบได้อยู่แล้ว และ 2) ปัจจุบันได้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้น และมีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทำให้ในบางตำแหน่งอาจกระทบกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ ดังนั้น จึงเห็นควรพิจารณาทบทวน เรื่อง การเก็บค่าชดเชย Loss สำหรับ SPP และ VSPP โดยในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประสงค์ที่จะให้มีสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้องการคิดค่าชดเชย Loss ก็ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss บนหลักเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน กล่าวคือ ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss ในระบบที่เพิ่มขึ้นจาก SPP และ VSPP และมีการจ่ายค่าชดเชย Loss ในระบบของการไฟฟ้าที่ลดลงให้กับ SPP และ VSPP ด้วย
(2) มติของที่ประชุม โดย 1) เห็นชอบในหลักการให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss และ 2) เห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกการคิดค่าชดเชย Loss ตามสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของ SPP ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูญเสียมีค่าเป็นศูนย์แล้ว
6. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2547 ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้วินิจฉัยปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในประเด็นที่ไม่ใช่ปัญหาด้านนโยบาย เพื่อให้การแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติที่มีลักษณะดังกล่าวสามารถดำเนินการได้ อย่างคล่องตัวและรวดเร็ว และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบความเห็นและข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคต ของการไฟฟ้า ดังรายละเอียด ข้อ 5 (1) และเห็นชอบตามมติของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ดังรายละเอียดข้อ 5 (2) แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
- กพช. ครั้งที่ 118 - วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม 2550 (2697 Downloads)