- การกำกับดูแลองค์กร
- การพัฒนาระบบบริหาร
- การบริหารและพัฒนาทรัพยากรบุคคล
- แผนบริหารความต่อเนื่อง
- แผนปฏิบัติการดิจิทัล ของ สนพ.
- ศูนย์ประสานราชการใสสะอาด
- ศูนย์ประสานงานด้านความเสมอภาค ระหว่างหญิงชาย
- ศูนย์บริการร่วม
- ศูนย์ข้อมูลข่าวสาร
- สรุปผลการดำเนินงานจัดซื้อจัดจ้าง
- ข้อมูลเชิงสถิติการให้บริการ
- กลุ่มงานจริยธรรม
- การคุ้มครองข้อมูลส่วนบุคคล
![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
ครั้งที่ 13 - วันจันทร์ ที่ 8 พฤษภาคม พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2549 (ครั้งที่ 13)
วันจันทร์ที่ 8 พฤษภาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ม.ค. - 30 เม.ย. 49)
2. โครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ม.ค. - 30 เม.ย. 49)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
1.1 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนมกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 58.44 และ 63.49 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันในประเทศไนจีเรีย ถูกลอบวางระเบิด ทำให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบโดยรวมของไนจีเรียลดลง 220,000 บาร์เรล/วัน ประกอบกับสถานการณ์ความตรึงเครียดในประเทศตะวันออกกลาง ส่งผลให้ตลาดกังวลเกี่ยวกับอุปทานน้ำมันของโลก และต่อมาในเดือนกุมภาพันธ์ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยได้ปรับตัวลดลงอยู่ที่ระดับ 57.66 และ 60.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสภาพอากาศในแถบตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาอบอุ่นกว่าปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันในสหรัฐอเมริกาทุกประเภทเพิ่มขึ้น โดยปริมาณสำรองน้ำมันดิบปรับเพิ่มขึ้นอยู่ที่ระดับ 352.6 ล้านบาร์เรล
1.2 เดือนมีนาคมและเดือนเมษายนราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ระดับ 64.27 และ 70.72 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาดยังคงกังวลเกี่ยวกับปัญหานิวเคลียร์ของอิหร่านที่ยังไม่มีทีท่าจะคลี่คลาย โดยอิหร่านได้ออกมาปฏิเสธข้อเรียกร้องจากคณะรัฐมนตรีความมั่นแห่งสหประชาชาติทั้ง 15 ชาติ ทำให้ตลาดเกิดความกังวล ประกอบกับแหล่งผลิตน้ำมันดิบในแถบทะเลเหนือจะลดกำลังการผลิตในเดือนพฤษภาคม 2549 ลงประมาณ 57,000 บาร์เรล/วัน ดังนั้นในช่วง 4 เดือนที่ผ่านมาราคา น้ำมันดิบดูไบและเบรท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 54.54 และ 64.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 9.99 และ 9.89 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
2.1 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนมกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 66.79, 65.42 และ69.73 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยเฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน เนื่องจากโรงกลั่น Balikapan จะปิดซ่อมบำรุง และ Petec ของเวียดนามออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินปริมาณ 169,000 บาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากความต้องการซื้อน้ำมันก๊าดมีปริมาณมากอย่างต่อเนื่องจากญี่ปุ่น และสายการบิน ประกอบกับบริษัทของเกาหลีใต้และไต้หวันไม่มีน้ำมันก๊าดส่งออกในเดือนกุมภาพันธ์ ทำให้โรงกลั่นในเอเชียเหนือลดการผลิตน้ำมันดีเซลลงและหันมาเร่งผลิตน้ำมันก๊าดในอัตราสูง
2.2 ในเดือนกุมภาพันธ์และเดือนมีนาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดิบในตลาดซื้อขายล่วงหน้า NYMEX และอุปทานในเอเชียที่ลดลง ขณะที่น้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดีเซลในตลาดซื้อขายล่วงหน้า ICE และปริมาณสำรองน้ำมันดีเซลใน Amsterdam-Rotterdam-Antwerp ที่ประกาศในวันที่ 2 มีนาคม 2549 ปรับลดลง มาอยู่ที่ระดับ 1.8 ล้านตัน และในเดือนเมษายนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น อยู่ที่ระดับ 81.93, 80.90 และ 83.46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยที่ราคาน้ำมันเบนซินปรับตัวเพิ่มขึ้นจากโรงกลั่นในญี่ปุ่นหลายแห่งต้องปิดซ่อมบำรุงฉุกเฉิน ประกอบกับ Arbitrage จากเอเชียเหนือไปสหรัฐอเมริกาเปิด ส่วนราคาน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้นจากโรงกลั่นในภูมิภาคเอเชียหลายแห่งอยู่ในช่วงปิดซ่อมบำรุงประจำปี โดยสรุปช่วง 4 เดือนที่ผ่านมาราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 70.82 , 69.89 และ 72.77 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 8.16 , 8.21 และ 8.12 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกของไทย
3.1 เดือนมกราคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 มกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนกุมภาพันธ์ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร 1 ครั้ง ขณะ เดียวกันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับลดลง 0.40 บาท/ลิตร 1 ครั้ง และปรับเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร 1 ครั้ง โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2549 อยู่ที่ระดับ 26.44 25.64 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3.2 อย่างไรก็ตามช่วงเดือนมีนาคมและเมษายน ผู้ค้าน้ำมันและ ปตท. ได้ปรับราคาน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ขณะที่การปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผู้ค้าน้ำมันได้ปรับเพิ่มขึ้นและลดลงในบางช่วงเวลา ซึ่งส่งผลให้ ณ วันที่ 30 เมษายน 2549 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ยกเว้น ปตท. อยู่ที่ระดับ 28.74 , 27.94 และ 26.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วน ปตท. ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 28.34 , 27.54 และ 25.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ สรุปช่วง 4 เดือนที่ผ่านมา ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2.70 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.60 บาท/ลิตร
3.3 นอกจากนี้ ในช่วงเดือนเมษายนราคาขายหน้าโรงกลั่นของน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลมีราคาสูงกว่าราคาขายปลีก ทำให้สถานีบริการบางแห่งไม่ซื้อน้ำมันมาขาย โดยเฉพาะสถานีบริการที่ไม่มียี่ห้อ จึงส่งผลให้สถานีบริการที่มียี่ห้อมีปริมาณขายน้ำมันมากขึ้น และเกิดการขาดแคลนในบางช่วง และปัจจุบันราคาขาย หน้าโรงกลั่นและขายปลีกของน้ำมันเบนซินมีราคาเท่ากัน โดยที่ราคาขายส่งของน้ำมันดีเซลจะสูงกว่าราคาขายปลีก
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
การจัดเก็บอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันชนิดต่างๆ ณ วันที่ 28 เมษายน 2549 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินออกเทน 95 น้ำมันเบนซินออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ในอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ คือ 2.50 , 2.30 , 0.54 , 0.10 , 0.95 และ 0.06 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยมีรายรับเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ย 2,858 ล้านบาท/เดือน และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 8 พฤษภาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 8,601 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 68,089 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้ 29,605 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 1,422 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,367 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 295 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 59,488 ล้านบาท และคาดว่าจะมีเงินส่งเข้ากองทุนฯ ในเดือนพฤษภาคมเพียง 2,645 ล้านบาท ซึ่งส่งผลให้กองทุนฯ ต้องขยายระยะเวลาการชำระหนี้เงินกู้ และลดค่าใช้จ่ายอื่นลง ได้แก่ ขยายเวลาการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ให้กับผู้ผลิตออกไปแต่จะไม่ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 โครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง
สรุปสาระสำคัญ
กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ได้เสนอโครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้แก่ชาวประมง ชายฝั่ง เพื่อแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันให้ชาวประมง ให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 ดังนี้
1. รัฐบาลได้มีนโยบายช่วยเหลือชาวประมงโดยได้ดำเนินการ 2 ลักษณะ คือ (1) โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง (โครงการน้ำมันเขียว) ซึ่งน้ำมันโครงการจะมีคุณภาพต่ำกว่าน้ำมันบนบกเป็นน้ำมันที่ผลิตในประเทศ และได้รับการยกเว้นภาษีและกองทุนต่างๆ จึงทำให้มีราคาถูกกว่าน้ำมันบนบก ประมาณ 5 - 6 บาทต่อลิตร โดยกำหนดให้จำหน่ายในเขตต่อเนื่อง (12 - 24 ไมล์ทะเล) มีการเติมสีเขียวและสาร Marker เพื่อป้องกันการลักลอบ ปัจจุบันมีปริมาณการใช้น้ำมันประมาณ 50-100 ล้านลิตรต่อเดือน และ (2) โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเรือประมง (โครงการน้ำมันม่วง) โดยจัดหาน้ำมันดีเซลราคาถูกให้ ชาวประมงชายฝั่ง ซึ่งเป็นการช่วยเหลือราคาน้ำมันดีเซลจาก ปตท. ที่ลดราคาให้ 1 บาทต่อลิตร และเงินช่วยเหลือจากคณะกรรมการนโยบายช่วยเหลือเกษตรกร (คชก.) ชดเชยให้ 1 บาทต่อลิตร ทำให้ลดราคาน้ำมันได้รวมเป็น 2 บาทต่อลิตร มีกำหนดระยะช่วยเหลือตั้งแต่วันที่ 8 เมษายน 2548 - 7 มีนาคม 2549 ปริมาณน้ำมันในโครงการอยู่ประมาณ 20 ล้านลิตรต่อเดือน จำนวนเรือในโครงการ 13,494 ลำ และสถานีบริการน้ำมัน 150 สถานี ชาวประมงชายฝั่งใน 14 จังหวัดของประเทศ และปัจจุบันการดำเนินการโครงการจำหน่ายน้ำมันม่วงสิ้นสุดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันม่วงเพิ่มขึ้นทันที 1 บาทต่อลิตร ขณะที่ ปตท. จะสามารถช่วยเหลือลดราคาน้ำมันม่วง 1 บาทต่อลิตร ได้อีกในวงเงินประมาณ 30 ล้านบาท ซึ่งเป็นเวลาประมาณ 1.5 เดือน หลังจากนั้นชาวประมงชายฝั่งจะต้องใช้น้ำมันดีเซลราคาปกติ สมาคมการประมงแห่งประเทศไทยได้มีหนังสือร้องเรียนขอให้รัฐบาลได้ดำเนินการช่วยเหลือ ชาวประมงชายฝั่งในโครงการน้ำมันม่วงต่อไป
2. แนวทางแก้ไขที่นำเสนอคณะรัฐมนตรี ดังนี้
2.1 ให้โครงการน้ำมันม่วงใช้น้ำมันคุณภาพต่ำกว่าน้ำมันบนบกเช่นเดียวกับน้ำมันเขียว เพื่อลดต้นทุนและเปลี่ยนแปลงสถานที่จำหน่ายจากสถานีบริการแพปลาซึ่งอยู่ในเครือข่ายขององค์การสะพานปลา ประมาณ 150 แห่ง เป็นการจำหน่ายด้วยเรือสถานีบริการในทะเล ประมาณ 10 ลำ มีจุดจำหน่ายอยู่ในทะเลอาณาเขตห่างฝั่งไม่น้อยกว่า 5 ไมล์ทะเล ยกเว้นรอบเกาะไม่น้อยกว่า 1 ไมล์ทะเล ซึ่งส่งผลให้โครงการช่วยเหลือชาวประมงชายฝั่งหรือน้ำมันม่วงกลางทะเลที่เกิดใหม่มีความยั่งยืน เนื่องจากต้นทุนของราคาน้ำมันถูกลงเพราะน้ำมันมีคุณภาพต่ำลง โดยระยะแรกกองทุนน้ำมันฯ จะลดอัตราเงินส่งเข้าให้ส่วนหนึ่ง ราคาน้ำมันม่วงใหม่จะต่ำกว่าราคาน้ำมันบนบกไม่น้อยกว่า 2 บาทต่อลิตร และระยะต่อไป กระทรวงพลังงานจะส่งเสริมให้มีการแข่งขันการจำหน่ายน้ำมันประมงเพิ่มขึ้น ทำให้ราคาน้ำมันม่วงลดลง
2.2 เห็นควรเปิดโอกาสให้ผู้จำหน่ายน้ำมันในโครงการน้ำมันเขียวสามารถจัดหาน้ำมันจากต่างประเทศได้ โดยอยู่ภายใต้การควบคุมดูแลของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งส่งผลให้ลดความเสี่ยงภัยน้ำมันเถื่อน และตอบสนองความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงของโครงการน้ำมันม่วงที่จะใช้น้ำมันประมงเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ ชาวประมงในฝั่งอันดามันใช้น้ำมันเขียวที่มีราคาสูงกว่าฝั่งอ่าวไทยประมาณ 70 - 80 สตางค์ หากมีการเปิดโอกาสให้นำเข้าจากประเทศสิงคโปร์จะสามารถทำให้ราคาน้ำมันถูกลงกว่าในปัจจุบัน ซึ่งจะช่วยแก้ปัญหาความเสียเปรียบราคาน้ำมันของฝั่งอันดามันทันที
3. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของกระทรวงเกษตรฯ เรื่อง โครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้แก่ชาวประมงชายฝั่ง เพื่อแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันให้ชาวประมง ดังนี้
3.1 ขอให้รัฐบาลจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งมีคุณภาพเหมาะสำหรับเรือประมงเพื่อจำหน่ายให้แก่ชาวประมงชายฝั่งทดแทนน้ำมันที่ได้รับจากโครงการช่วยเหลือราคาน้ำมันให้ชาวประมง (น้ำมันม่วง) โดยให้คงราคาน้ำมันที่เคยจำหน่ายเดิมตามโครงการฯ (ราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลบนบกไม่น้อยกว่า 2 บาทต่อลิตร ) โดยการจำหน่ายในพื้นที่ทะเลอาณาเขตห่างฝั่งไม่น้อยกว่า 5 ไมล์ทะเล ยกเว้นรอบเกาะไม่น้อยกว่า 1 ไมล์ทะเล น้ำมันดังกล่าวเสียภาษีต่างๆ และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เช่นเดียวกับราคาน้ำมันบนบก แต่การจ่ายเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อาจต่ำกว่าราคาน้ำมันปกติ
3.2 ขอให้มอบหมายกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และ สำนักงานตำรวจแห่งชาติรับไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
3.3 ขอให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีให้สามารถจัดหาน้ำมันสำหรับเรือประมงในโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่องที่กำหนดให้จัดหาน้ำมันจากโรงกลั่นในประเทศเท่านั้น เป็นการจัดหาน้ำมันจากโรงกลั่นในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้
3.4 ขอให้มอบหมายกระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการกำหนดแนวทางตรวจสอบการนำเข้าน้ำมันดีเซลจากต่างประเทศสำหรับโครงการทั้งสองให้เกิดความรัดกุม
4. ประเด็นพิจารณาของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี วันที่ 14 มีนาคม 2549 ตามข้อ 4.1 โดยเฉพาะประเด็นการกำหนดราคาน้ำมันตามโครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง ให้มีราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลบนบก 2 บาท/ลิตร จึงจำเป็นต้องอาศัยกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อรักษาระดับราคาน้ำมันตามโครงการฯ ให้มีความแตกต่าง โดยมีข้อเสนอเพื่อพิจารณาดังนี้
4.1 ให้เรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีคุณสมบัติของ ซัลเฟอร์ไม่เกินร้อยละ 0.7 (ไม่เกิน 0.7%S)
4.2 ให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานในฐานะเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง ทั้งนี้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 2.50 บาท/ลิตร
ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เวียนขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2549 แล้วและคณะกรรมการฯ ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมว่า "เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจำเป็นต้องมีแนวทางและมาตรการร่วมกันในการดำเนินการควบคุมตรวจสอบการนำเข้า การจำหน่าย และการใช้น้ำมันให้เกิดความชัดเจนก่อนให้มีการนำเข้าน้ำมัน รวมทั้ง ศึกษาและติดตามประเมินผลกระทบที่เกิดขึ้นอย่างใกล้ชิด เพื่อดูแลไม่ให้เกิดผลกระทบต่อโครงสร้างการผลิตน้ำมันภายในประเทศในระยะยาว"
5. มติคณะกรรมการ
5.1 ให้เรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีคุณสมบัติส่วนประกอบปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.7 (ไม่เกิน 0.7%S)
5.2 ให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) ทั้งนี้ ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง โดยที่อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 2.50 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2548 และวันที่ 12 กรกฎาคม 2548 อนุมัติให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ดำเนินการโครงการช่วยเหลือราคาน้ำมันให้ชาวประมงโดยใช้เงินช่วยเหลือจาก คชก. ลดราคาน้ำมัน 1 บาท/ลิตร และ ปตท. ช่วยเหลือลดราคาน้ำมันให้ชาวประมงอีก 1 บาท/ลิตร รวม 2 บาท/ลิตร ทั้งนี้ ปตท. ได้กำหนดวงเงินช่วยเหลือไว้ไม่เกิน 240 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2549 คณะรัฐมนตรีได้มีมติยกเลิกเงินช่วยเหลือจาก คชก.ตั้งแต่วันที่ 7 มีนาคม 2549 เป็นต้นไป ส่งผลให้ราคาน้ำมันม่วงเพิ่มขึ้นทันที 1 บาท/ลิตร ทำให้ชาวประมงได้รับความเดือดร้อนและร้องขอให้ได้รับการช่วยเหลือในรูปของราคาน้ำมันต่ำกว่าน้ำมันดีเซลปกติ 2 บาท/ลิตร
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 เห็นชอบในหลักการตามข้อเสนอของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์โดยรัฐบาลจัดหาน้ำมันซึ่งมีคุณภาพที่เหมาะสมสำหรับเรือประมง เพื่อจำหน่ายให้แก่ชาวประมงชายฝั่งทดแทนน้ำมันที่ได้รับจากโครงการช่วยเหลือราคาน้ำมันให้ชาวประมง (น้ำมันม่วง) ตามรายละเอียดในวาระที่ 3.2
3. ต่อมาสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือกับกรมประมง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พร้อมทั้ง ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และโรงกลั่นน้ำมัน ขอให้ ปตท. ช่วยเหลือชาวประมงชายฝั่งด้วยการจำหน่าย น้ำมันม่วงต่ำกว่าราคาปกติลิตรละ 1 บาท ตามข้อ 1. ต่อไปอีกระยะหนึ่ง จนกว่าโครงการจำหน่ายน้ำมันม่วงในทะเลตามข้อ 2. จะสามารถดำเนินการได้ หรือจนกว่าวงเงินช่วยเหลือชาวประมงที่ ปตท. กำหนดไว้จำนวน 240 ล้านบาท จะหมดลง และน้ำมันที่นำมาจำหน่ายในเขต 5 ไมล์ทะเลให้เป็นสีม่วงเพื่อให้แตกต่างจากสีของน้ำมันที่จำหน่ายในเขตต่อเนื่อง (น้ำมันเขียว) พร้อมทั้งขอให้กรมการขนส่งทางน้ำและพาณิชยนาวีอนุโลมการนำเรือประมงดัดแปลงเป็นเรือสถานีบริการน้ำมันในเขต 5 ไมล์ทะเล โดยมีระยะเวลาประมาณ 1 ปี จนเมื่อจะมีการต่อเรือสถานีบริการน้ำมันที่ได้มาตรฐาน เนื่องจากเรือสถานีบริการที่มีอยู่เป็นเรือขนาดใหญ่จึงไม่คุ้มทุนในการนำมาจอดจำหน่าย ในเขตดังกล่าว
4. สนพ. ได้รับความร่วมมือจากบริษัท น้ำมันทีพีไอ จำกัด เป็นผู้ผลิต/จำหน่ายน้ำมันม่วงให้แก่ชาวประมง ตามมติคณะรัฐมนตรี แต่เนื่องจากปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ได้อยู่ในระดับปกติ บริษัทจึงขอให้กระทรวงพลังงาน พิจารณาชดเชยผลขาดทุนให้แก่บริษัทฯ
5. กระทรวงเกษตรฯ ได้มอบหมายให้องค์การสะพานปลา (อสป.) เป็นผู้ดำเนินโครงการตามมติคณะรัฐมนตรี โดยให้ดำเนินการจัดเตรียมการจำหน่ายน้ำมันในโครงการน้ำมันม่วงให้พร้อมที่จะจำหน่ายได้ตั้งแต่ วันที่ 8 พฤษภาคม 2549 เป็นต้นไป
6. ผลกระทบที่มีต่อกองทุนน้ำมันฯ จากความต้องการใช้น้ำมันม่วงสูงสุดไม่เกินเดือนละ 10 ล้านลิตร ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระจ่ายเงินชดเชยไม่เกิน 14.036 ล้านบาท ซึ่งปกติอัตราเงินชดเชยน้ำมันม่วงควรจะอยู่ที่ระดับประมาณลิตรละ 0.50 บาท แต่เนื่องจากราคาจำหน่ายปลีก ณ สถานีบริการในปัจจุบันไม่อยู่ในระดับปกติ คือ สูงไม่ถึง 1 บาท/ลิตร หรือบางครั้งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นทำให้ต้องชดเชยค่าการตลาดให้ อสป. อีกส่วนหนึ่ง
โครงสร้างราคาน้ำมัน
วันที่ 4 พฤษภาคม 2549
หน่วย : บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซล หมุนเร็ว (1) |
น้ำมันม่วง (2) |
ส่วนต่าง (1)-(2) |
|
ราคาน้ำมัน(อิงตลาดโลก) | 21.2361 | 20.1994 | 1.0367 |
ภาษีสรรพสามิต | 2.3050 | 2.4050 | -0.1000 |
ภาษีเทศบาล | 0.2305 | 0.2405 | -0.0100 |
กองทุนน้ำมันฯ | 0.9500 | -1.4036 | 2.3536 |
กองทุนอนุรักษ์พลังงาน |
0.0400 | 0.0400 | 0.0000 |
ภาษีมูลค่าเพิ่ม(ขายส่ง) | 1.7333 | 1.5037 | 0.2296 |
รวมขายส่ง | 26.4949 | 22.9850 | 3.5099 |
ค่าการตลาด (อสป.) | 0.0889 | 1.5000 | -1.4111 |
ภาษีมูลค่าเพิ่ม(ขายปลีก) | 0.0062 | 0.1050 | -0.0988 |
รวมขายปลีก | 26.59 | 24.59 | 2.00 |
7. จากการดำเนินการข้างต้น พบว่าต้องมีการกำหนดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ หรือจ่ายเงินชดเชยที่แตกต่างไปจากอัตราปกติ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันม่วง และมอบหมายให้ประธานฯ เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทน คณะกรรมการฯ ในการกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติและการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแนวทางการดำเนินการต่างๆ ได้ตามความเหมะสม พร้อมทั้งมอบให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้ดำเนินการออกประกาศอัตราส่งเงินเข้ากองทุนหรือจ่ายเงินชดเชย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันที่จำหน่ายในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง (น้ำมันม่วง) ที่แตกต่างไปจากอัตราปกติ
2. มอบหมายให้ประธานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทนคณะกรรมการฯ ในการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติและการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแนวทางการดำเนินการต่างๆ ได้ตามความเหมะสม และให้ผู้อำนวยการ.สนพ. เป็นผู้ดำเนินการออกประกาศอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันม่วง
กพช. ครั้งที่ 63 - วันจันทร์ที่ 2 มิถุนายน 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2540 (ครั้งที่ 63)
วันจันทร์ที่ 2 มิถุนายน พ.ศ. 2540 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการดำเนินงานตามนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
3.รายงานการเยือนประเทศสหภาพพม่าของรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี
4.มาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
5.การเพิกถอนที่ดินสาธารณประโยชน์ในบริเวณโรงกลั่นปิโตรเลียมของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด
6.ข้อเสนอปรับปรุงกฎเกณฑ์เพื่อส่งเสริมการแข่งขันของโรงกลั่นปิโตรเลียม
7.แนวทางการปรับโครงสร้างองค์กรการไฟฟ้านครหลวง
8.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ.2540 - 2554)
9.สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ
10.การสนับสนุนเงินกองทุน (Endowment Fund) แก่ศูนย์พลังงานอาเซียน
11.การลดอัตราค่าไฟฟ้าให้อุตสาหกรรม
นายกร ทัพพะรังสี รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ เป็นประธานการประชุม
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. นับตั้งแต่เดือนมกราคมจนถึงเดือนเมษายน 2540 ราคาน้ำมันดิบได้อ่อนตัวลงโดยตลอด รวมทั้งสิ้น 3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากความต้องการใช้น้ำมันดิบไม่ได้เพิ่มขึ้นมากเช่นทุกปีที่ผ่านมา ในขณะที่ปริมาณน้ำมันดิบที่ออกสู่ตลาดน้ำมันกลับเพิ่มขึ้น ทั้งจากกลุ่มโอเปคและกลุ่มนอกโอเปค ต่อมาในเดือนพฤษภาคมราคาน้ำมันดิบได้สูงขึ้นจากเดือนเมษายน 1.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ขึ้นมาอยู่ในระดับ 19.1 - 21.6 เหรียญสหรัญฯต่อบาร์เรล ทั้งนี้เพราะ ปริมาณการผลิตเริ่มอยู่ในสภาวะทรงตัวซึ่งเป็นผลมาจากการลดปริมาณการผลิตของ ซาอุดิอารเบีย และการปิดซ่อมแซมของแหล่งผลิตน้ำมันดิบในทะเลเหนือ ในขณะที่ ความต้องการน้ำมันดิบเข้ากลั่นได้เพิ่มสูงขึ้น
2. สำหรับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์นั้น ได้ปรับตัวทั้งขึ้นและลงตามสถานการณ์ในแต่ละช่วง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ น้ำมันก๊าดและดีเซลได้อ่อนตัวลงถึง 7 เหรียญ สหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากอากาศที่อุ่นขึ้น ส่วนราคาน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น 1.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากมีความต้องการเพิ่มขึ้น ต่อมาในเดือนมีนาคมตลาดน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ในภาวะตึงตัว เนื่องจากการปิดซ่อมแซมของโรงกลั่น ส่งผลให้การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปถูกจำกัดลง น้ำมันเบนซินและดีเซลซึ่งมีความต้องการใช้สูง จึงได้รับผลกระทบจากเหตุการณ์ดังกล่าวทำให้ราคาสูงขึ้น ในขณะที่ความต้องการน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตา อยู่ในระดับต่ำ การจัดหาที่ถูกจำกัดจึงไม่มีผลต่อราคา ช่วงเดือนเมษายนถึงกลางเดือนพฤษภาคม ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปได้อ่อนตัวลงตามราคาน้ำมันดิบ แต่ในช่วงหลังของเดือนพฤษภาคม ผลจากราคาน้ำมันดิบที่เริ่มแข็งตัวขึ้นทำให้ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป แข็งตัวขึ้นเช่นกัน
3. การปรับเปลี่ยนราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย ได้เปลี่ยนแปลงสอดคล้องกับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันในตลาดโลก ซึ่งมีทั้งขึ้นและลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม ราคาขายปลีกได้ปรับตัวสูงขึ้นตามราคาผลิตภัณฑ์ในตลาดโลก และได้ปรับตัวลดลงในเดือนพฤษภาคม โดยราคาน้ำมันเบนซินลดลง 25 สตางค์/ลิตร และดีเซลหมุนเร็วลดลง 14 สตางค์/ลิตร
4. ในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2540 ราคาน้ำมันดิบได้อ่อนตัวลงมากกว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูป ทำให้ ค่าการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับปกติ หลังจากที่ได้อยู่ในภาวะตกต่ำในช่วงครึ่งหลังของปีที่แล้ว โดยค่าการกลั่นในเดือนพฤษภาคมอยู่ในระดับ 0.98 บาท/ลิตร ส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในเดือนพฤษภาคมได้ขึ้นมาอยู่ในระดับปกติที่ 1.1993 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานตามนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบในหลักการของการกำหนดนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ การกำหนดราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.), ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP), ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ ปตท. กับภาคอุตสาหกรรม และการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อ รวมทั้งเห็นชอบแนวทางในการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่า ผ่านท่อโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) นอกจากนี้ คณะรัฐมนตรีได้มีมติมอบหมายให้ สพช. รับไปศึกษาความเหมาะสมของราคาก๊าซอีเทนและโพรเพน ซึ่งใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เพื่อให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีของไทยสามารถแข่งขันกับต่างประเทศได้
2. ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงให้แล้วเสร็จโดยเร็ว รวมทั้งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539 อนุมัติแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ในช่วงปี 2540-2548 และมอบหมายให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวที่สอดคล้องกับเป้าหมายที่กำหนดในแผน แม่บทฯ ดังกล่าว นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาอนุมัติต่อไป
3. คณะอนุกรรมการพิจารณาราคาก๊าซธรรมชาติ ได้ดำเนินการให้เป็นไปตามมติดังกล่าวข้างต้นแล้วโดยได้ดำเนินการจัดทำสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. แล้วเสร็จ และได้มีการลงนาม ในสัญญาดังกล่าวแล้ว เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2539 โดยหลักการสำคัญๆ ของสัญญาฯ มีดังนี้คือ
3.1 เป็นสัญญาระยะยาว 20 ปี (ตั้งแต่ 1 พฤศจิกายน 2539 ถึง 30 กันยายน 2558)
3.2 กำหนดแผนการรับส่งตาม DCQ (ปริมาณก๊าซฯ เฉลี่ยต่อวันของปีสัญญา) กำหนดไว้เป็น รายปีในระดับ 540-960 พันล้านบีทียูต่อวัน
3.3 หากเกิดการลดปริมาณสำรองก๊าซฯ ของผู้ผลิตและ/หรือผู้ขายก๊าซฯ ปตท. จะพิจารณา ลดปริมาณก๊าซฯ ที่ส่งให้ลูกค้าตามลำดับก่อนหลัง ตามที่กำหนดไว้ในสัญญา
3.4 ใช้หลักเกณฑ์ Take or Pay Basis โดยจะมีบทปรับในกรณีขาดรับและขาดส่งยกเว้นกรณีเหตุสุดวิสัย
3.5 ราคาก๊าซฯ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซฯ และอัตราค่าผ่านท่อ ดังนี้
(1) ราคาเนื้อก๊าซฯ มี 2 ส่วนคือ ราคาก๊าซฯ จากปากหลุมผู้รับสัมปทานเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ตามค่าความร้อนของเนื้อก๊าซฯ ในแต่ละเดือนที่ ปตท. รับจากผู้ผลิตจาก POOL 2 (ไม่รวม LNG) และค่าจัดหาและจำหน่ายกำหนดเป็นร้อยละ 1.75 ของราคาเนื้อก๊าซฯ
(2) อัตราค่าผ่านท่อประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) และต้นทุนผันแปร (Commodity Charge)
(3) การปรับอัตราค่าผ่านท่อจะมีการปรับเป็นระยะ (Periodic Adjustment) และการปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) โดยให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลดำเนินการของ สพช.
4. ปตท., กฟผ., สพช. กับกลุ่มบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้ร่วมกันเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขาย ก๊าซฯ ระหว่าง ปตท. และ IPP จนแล้วเสร็จ และได้มีการลงนามในสัญญา เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2540 ระหว่าง ปตท., กฟผ. และบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ซึ่งเป็นกลุ่มบริษัทร่วมค้าระหว่าง บริษัท ไทยออยล์ จำกัด, บริษัท ยูโนแคล จำกัด และบริษัท เวสติ้งเฮ้าส์ จำกัด ซึ่งสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ดังกล่าวนี้จะถือเป็นสัญญามาตรฐานระหว่าง ปตท. กับ IPP รายอื่นๆ ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงต่อไปโดยมีสาระสำคัญของสัญญาฯ ดังนี้
4.1 สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และ IPP แต่ละราย (Gas Sale Agreement : GSA)
(1) เป็นสัญญาระยะยาว 20-25 ปี ขึ้นอยู่กับบริษัท IPP แต่ละราย
(2) ปริมาณซื้อขาย (DCQ) มีการกำหนดไว้สำหรับ IPP แต่ละราย โดยปริมาณรับซื้อในแต่ละปีจะขึ้นอยู่กับ กฟผ. โดย IPP ไม่มีข้อผูกพันในปริมาณรับซื้อ และ ปตท. ต้องพยายามจัดหาและส่งก๊าซฯ ให้ได้ในปริมาณที่ผู้ซื้อต้องการโดยไม่ต้องรับประกัน
(3) ปตท. จะเป็นผู้ลงทุนวางท่อและอุปกรณ์ เฉพาะส่วนของท่อส่งก๊าซฯ สายประธาน ส่วน IPP จะลงทุนวางท่อแยกจากระบบท่อสายประธาน แล้วโอนให้อยู่ในความดูแลของ ปตท. ต่อไป
(4) ราคาก๊าซฯ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก POOL 3 ที่รวมค่าตอบแทนในการจัดหา และจำหน่ายร้อยละ 1.75 บวกอัตราค่าผ่านท่อ
(5) เหตุสุดวิสัยเป็นไปตามมาตรฐานสัญญาทั่วไป โดยมีเหตุยกอ้างเพิ่มเติมเกี่ยวกับการวางท่อ ล่าช้าเนื่องจากติดปัญหาการขออนุมัติในเรื่องสิ่งแวดล้อมและเขตทางวางท่อส่ง ก๊าซฯ
(6) การโอนสิทธิให้กับสถาบันการเงินจำเป็นต้องได้รับความยินยอมจาก ปตท. เสียก่อน ส่วนเงื่อนไขข้อกฎหมายอื่นๆ เป็นไปตามสัญญาทั่วไป
4.2 สัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่าง ปตท. และ กฟผ. (Master Gas Sale Agreement : MGSA)
เป็นข้อผูกพันเกี่ยวกับ Take or Pay โดยได้มีการกำหนด Minimum Take Quantity ที่ กฟผ. จะต้องผูกพันซื้อก๊าซฯ ในแต่ละปีของปริมาณกำลังผลิตรวมของ IPP และการตกลงค่า DCQ ใหม่ เมื่อปริมาณ LNG เกินร้อยละยี่สิบ (20%) การกำหนดข้อตกลงเรื่องการ Redirect ก๊าซฯ ในกรณีที่ กฟผ. จะนำก๊าซฯ ไปใช้ หากโรงไฟฟ้า IPP ไม่สามารถรับซื้อก๊าซฯ ได้ รวมทั้งกรณีอื่นๆ เช่น ประเด็น Make up/Carry Forward ประเด็น Mininum Take Liability และเงื่อนไขอื่นๆ ที่สอดคล้องกับสัญญา GSA
5. ปัจจุบัน สพช. และ ปตท. อยู่ระหว่างการหารือเพื่อกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ใหม่สำหรับ SPP เพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. ขายให้กับกลุ่ม IPP
6. คณะอนุกรรมการพิจารณาราคาก๊าซธรรมชาติ ได้ดำเนินการจัดทำอัตราค่าผ่านท่อและกลไกในการปรับอัตราค่าผ่านท่อระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. แล้วเสร็จ และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ให้มีการใช้อัตราค่าผ่านท่อดังกล่าว และตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นไป สพช. จะเป็นหน่วยงานที่ ทำหน้าที่กำกับดูแลการปรับอัตราค่าผ่านท่อ ซึ่งกำหนดให้มีการปรับเป็นระยะ (Periodic Adjustment) คือให้มีการทบทวนการคำนวณค่าผ่านท่อทุกระยะเวลา 5 ปี และ/หรือ ในกรณีที่มีการปรับเปลี่ยนการลงทุนใน Main System และการปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) ที่ให้ ปตท. ปรับอัตราค่าผ่านท่อในทุกๆ ปีสัญญาในส่วนที่เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและบำรุงรักษา
7. ปัจจุบัน ปตท. กำลังอยู่ระหว่างการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ระยะยาวที่สอดคล้องกับเป้าหมายที่กำหนดไว้ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาอนุมัติต่อไป
8. สำหรับการศึกษาเรื่องการกำหนดราคาก๊าซอีเทนและโพรเพนซึ่งเป็นวัตถุดิบใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมีนั้น สพช. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องแล้ว ได้แก่ ปตท., บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC), และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด โดย ปตท. ได้ดำเนินการปรับสูตรราคาก๊าซอีเทน โพรเพน และ LPG ที่จำหน่ายให้แก่โรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี จากเดิมที่ใช้หลักการ Cost Plus หรือการกำหนดราคาตามต้นทุนการผลิตจริง เป็นใช้สูตรราคา Net back จากราคาผลิตภัณฑ์ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ซึ่งมีผลทำให้ ราคาก๊าซฯ ที่เป็นวัตถุดิบดังกล่าวมีการเปลี่ยนแปลงอิงตามราคาผลิตภัณฑ์ในตลาดโลก โดยให้มีผลบังคับ ย้อนหลังตั้งแต่ต้นปี 2539 เป็นต้นมา ส่งผลให้ต้นทุนของราคาวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีในส่วนของก๊าซฯ ได้ลดลง โดยมีสูตรในการกำหนดราคาดังนี้
8.1 ราคาอีเทน โพรเพน และ LPG ใช้หลักการของ Netback Basis
ราคาวัตถุดิบ = Agreed Olefins Price - ต้นทุนการผลิตและผลตอบแทนของ NPC
8.2 ราคาขายโอเลฟิน (Agreed Olefin Price) จะกำหนดโดยอิงกับราคาโอเลฟินในตลาดโลก โดยใช้ราคาของสหรัฐอเมริกา (Net US Gulf Price) บวกด้วยส่วนเพิ่มพิเศษ (Premium) สาเหตุที่ต้องมีการกำหนดค่า premium เนื่องจากต้นทุนการผลิตของไทยสูงกว่าต่างประเทศ ในเรื่อง Utility Cost (ค่าน้ำ ค่าไฟฟ้า เชื้อเพลิง) และวัตถุดิบอื่นๆ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการเยือนประเทศสหภาพพม่าของรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบถึงการเยือนประเทศสหภาพพม่าของรัฐมนตรี ประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) พร้อมด้วยผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กรมวิเทศสหการ และกระทรวงการ ต่างประเทศ ในระหว่างวันที่ 7-8 พฤษภาคม 2540 โดยได้เข้าพบรองนายกรัฐมนตรีที่ดูแลการส่งเสริมการลงทุน (Vice Admiral Maung Maung Khin) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (U Ohn Gyaw) และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (U Khin Maung Thein) ของสหภาพพม่า พร้อมทั้งได้หารือเรื่องพลังงานและการผันน้ำกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวง พลังงานและเจ้าหน้าที่ระดับสูงของกระทรวง ซึ่งสรุปผลการหารือได้ดังนี้
1. ประเทศสหภาพพม่ามีความประสงค์จะขายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทย ทั้งจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะในเรื่องของเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำซึ่งสหภาพพม่ามีศักยภาพสูงมาก โดยกระทรวงพลังงานได้ประเมินศักยภาพทางเทคนิคของการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำว่าอยู่ ในระดับสูงถึง 100,000 เมกะวัตต์ และได้ทำการศึกษาเบื้องต้นโครงการต่าง ๆ จำนวน 196 โครงการ รวมกำลัง การผลิต 38,000 เมกะวัตต์
2. โครงการเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำที่จะขายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทยมีหลายโครงการ โครงการที่มี การดำเนินการไปบ้างแล้วมี 2 โครงการ คือ เขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำกก ขนาดประมาณ 150 เมกะวัตต์ ในขณะนี้อยู่ระหว่างการทำ Feasibility Study โดยกลุ่มผู้ลงทุนอันประกอบด้วย MDX, Ital Thai และ Marubeni และ เขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำฮัทยี ขนาดประมาณ 400 เมกะวัตต์ ตั้งอยู่บนลำน้ำสาละวินตอนล่าง ขณะนี้ยังไม่ได้ให้สัมปทานแก่ผู้ลงทุน โดยบริษัท Jasmine อยู่ในข่ายที่จะได้รับการคัดเลือก
3. สำหรับการพัฒนาก๊าซธรรมชาติในอ่าวเมาะตะมะนั้น มีความก้าวหน้าไปมาก และคาดว่าจะมีก๊าซฯ เหลือเพิ่มเติมจากก๊าซฯ ที่ได้มีข้อผูกพันที่จะขายให้ไทยตามสัญญาซื้อขายก๊าซจากแหล่ง Yadana และ Yetagun แล้ว โดยในแปลงสัมปทานของ ARCO ก็เพิ่งมีการสำรวจพบก๊าซธรรมชาติ ดังนั้นก๊าซธรรมชาติในส่วนที่เหลือก็สามารถนำมาผลิตไฟฟ้าขายให้แก่ประเทศไทย ได้ด้วย
4. ประเทศไทยและสหภาพพม่าได้ตกลงว่า ประเทศไทยจะซื้อไฟฟ้าจากโครงการในประเทศสหภาพพม่ารวมทั้งหมด 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี ค.ศ. 2010 (พ.ศ. 2553) โดยรัฐบาลพม่าจะเป็นผู้คัดเลือกกลุ่มผู้ลงทุน แล้วมอบหมายให้มาเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับไทย โดยมีเงื่อนไขว่าจะต้องมีผู้ลงทุนไทยร่วมทุน อยู่ด้วยในระดับที่เหมาะสมในทุกโครงการ แต่เนื่องจากในช่วงปัจจุบันจนถึง ค.ศ. 2004 (พ.ศ. 2547) กฟผ. ได้เตรียมการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งต่าง ๆ ไว้เรียบร้อยแล้ว (จาก IPP, SPP โครงการในลาวและโครงการของ กฟผ. เอง) ดังนั้น จึงไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขนาดใหญ่ในสหภาพพม่าได้ แต่หากเป็นโครงการขนาดเล็กก็น่าจะรับซื้อได้ ทั้งนี้โครงการขนาดใหญ่จะต้องรอจนปี ค.ศ. 2005 (พ.ศ. 2548) เป็นต้นไป
5. การวางสายส่งจากสหภาพพม่ามายังประเทศไทยยังประสบปัญหาพอสมควรเพราะจะต้อง ผ่านพื้นที่ 1A หรือพื้นที่ป่าสงวน/อนุรักษ์อื่นๆ ดังนั้นทั้ง 2 ฝ่ายจะต้องร่วมกันวางแผนการวางระบบสายส่ง อย่างรอบคอบ โดยพยายามให้โครงการต่าง ๆ ในสหภาพพม่ามีการใช้สายส่งร่วมกันมากที่สุดเท่าที่จะทำได้
6. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพม่าได้แจ้งว่า ในขณะนี้ทางฝ่ายพม่าพร้อมที่จะพิจารณาและหารือกับรัฐบาลไทยในเรื่องของการ ผันน้ำให้แก่ประเทศไทยแล้ว
7. ทั้งสองฝ่ายได้ตกลงกันว่าจะมีการเจรจาในรายละเอียดเพิ่มเติมระหว่างกระทรวง พลังงานพม่ากับ สพช. เพื่อจัดทำข้อตกลงการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในรูปของ Memorandum of Understanding (MOU) ซึ่งจะมีการลงนามโดยรัฐบาลของทั้งสองประเทศประมาณเดือนกรกฎาคม 2540 ส่วนในเรื่องของ การผันน้ำจะจัดทำเป็น MOU อีกฉบับ สำหรับร่าง MOU ฉบับแรกนั้น ฝ่ายไทยจะเป็นผู้ร่างและจัดส่งให้กระทรวงพลังงานภายใน 2 สัปดาห์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 มาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคม-เมษายน 2540 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนี ภาษีได้จำนวน 842,567 ลิตร ลดลงจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณ 3 ล้านลิตร โดยกรมศุลกากรสามารถจับกุมเรือประมงชื่อ พรอุดมชัยนาวี 2 มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 10,627 ลิตร เรือประมงดัดแปลง 1 ลำ มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 2,000 ลิตร และแท็งค์ลอยน้ำริมฝั่งจังหวัดสุราษฎร์ธานีมีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 13,500 ลิตร และกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางสามารถจับกุมเรือบรรทุกน้ำมันชื่อ ฟูจิมารู มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 500,000 ลิตร เรือไม่ทราบชื่อ 1 ลำ มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 100,000 ลิตร และจับกุมสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงและร้านจำหน่ายรวม 36 ราย
2. ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2540 (มกราคม - มีนาคม ) มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 4,648.7 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 381.5 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 8.9 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะมีปริมาณ 4,419.7 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 335.3 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 8.2
3. การแก้ไขปัญหาการนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ได้รับยกเว้นภาษีไปขาย เป็นน้ำมันเบนซินและผสมจำหน่ายตามสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 มอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณากำหนดให้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ใช้ เป็นวัตถุดิบใน โรงอุตสาหกรรมเป็นผลิตภัณฑ์ที่อยู่ในพิกัดของภาษีสรรพสามิตและให้มีการชำระ ภาษีเมื่อออกจาก โรงอุตสาหกรรมก่อนและขอคืนภาษีได้ภายหลัง หากนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตสินค้านั้น หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีการดำเนินการดังนี้
3.1 กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการออกประกาศกระทรวงการคลังและประกาศกรมสรรพสามิตให้ สารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตของ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและสารละลายเป็นผลิตภัณฑ์ตามพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต โดยกำหนดเป็นทางเลือกให้ผู้ประกอบอุตสาหกรรมชำระภาษีสรรพสามิต เมื่อนำออกจากโรงอุตสาหกรรมก่อนในอัตราร้อยละ 30 ของมูลค่าหรือคิดเป็นจำนวนเงินลิตรละ 2.50 บาท หรือยื่นขอยกเว้นภาษีสรรพสามิตได้ แต่ต้องแจ้งรายชื่อและ ที่อยู่ของลูกค้าที่จะนำผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิต รวมทั้งคำยินยอมของลูกค้าที่ยอมให้ เจ้าหน้าที่เข้าตรวจสอบได้ จึงทำให้ผู้ประกอบอุตสาหกรรมส่วนใหญ่เลือกขอยกเว้นภาษีสรรพสามิต
3.2 เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2540 สำนักงานรองอธิบดีกรมตำรวจ (ฝ่ายป้องกันและปราบปรามอาชญากรรม 2) ได้ทำการจับกุมสถานีบริการน้ำมันทองหล่อบริการ เลขที่ 31/1 หมู่ 7 ต. โคกตูม อ. เมือง จ.ลพบุรี ซึ่งได้นำผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ได้รับการยกเว้นภาษีสรรพสามิตมา ปลอมปนลงในน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อจำหน่ายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง จำนวนประมาณ 30,000 ลิตร โดยอาศัยช่องว่างของทางเลือกดังกล่าว ดังนั้น เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) จึงได้มีหนังสือด่วนมาก ที่ นร 0902/945 ลงวันที่ 28 เมษายน 2540 เสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังพิจารณายกเลิกทางเลือกแก่ผู้ประกอบ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและสารละลายในการยกเว้นภาษีสรรพสามิต โดยให้มีการชำระภาษีสรรพสามิตก่อนและขอรับคืนได้ภายหลังหากนำไปใช้เป็นวัตถุ ดิบในการผลิตสินค้าของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและสารละลาย
4. เนื่องจากในปัจจุบัน เจ้าหน้าที่ตำรวจยังไม่สามารถจับกุมสถานีบริการหรือคลังน้ำมันในข้อหาลักลอบ นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ เพราะไม่สามารถหาวิธีการพิสูจน์ความแตกต่างที่ชัดเจนว่าน้ำมันนั้นได้ชำระ ภาษีแล้วหรือไม่ ทำให้ต้องจับกุมในข้อหาอื่น ๆ เช่น ไม่มีใบอนุญาตประกอบกิจการเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ทวิ หรือจำหน่ายน้ำมันคุณภาพต่ำ ซึ่งช่วยแก้ไขปัญหาได้ชั่วคราว เมื่อสถานีบริการเหล่านี้ได้ขอใบอนุญาตอย่างถูกต้องและรับน้ำมันที่มีคุณภาพ ถูกต้องก็จะสามารถค้าน้ำมันที่ลักลอบหนีภาษีได้อีก ดังนั้นคณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตเร่งพิจารณาเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ชำระภาษีแล้ว ทั้งน้ำมันที่ผลิตในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศ และพิจารณาจัดหาอุปกรณ์ การตรวจสอบสาร Marker ให้แก่หน่วยงานปราบปรามให้เพียงพอ ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ดำเนินการศึกษาเปรียบเทียบสาร Marker ของบริษัทต่าง ๆ ซึ่งได้เสนอเข้ามาทั้งหมดแล้ว ผลปรากฏว่าสาร Marker ของบริษัท Biocode มีความเหมาะสมที่สุด แต่ขั้นตอนในการทดสอบมีมากจึงยุ่งยากในการทดสอบภาคสนาม บริษัทฯ จึงรับไปพิจารณาวิธีการทดสอบใหม่เพื่อให้ง่ายขึ้น โดยลดขั้นตอนเหลือเพียง 3 ขั้นตอน ขณะนี้กำลังรอผล การปรับลดขั้นตอนอยู่
อย่างไรก็ตาม กรมสรรพสามิตร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการใช้สาร Marker กับน้ำมันที่ผลิตและนำเข้าจะต้องเติมในน้ำมันปริมาณสูงมากทำให้ยุ่งยาก ดังนั้นเพื่อให้ปฏิบัติได้ง่ายอาจเปลี่ยนเป็นการเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออก รวมทั้งการส่งออกที่คลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปด้วย และให้กระทรวงพาณิชย์ให้การสนับสนุน โดยอาศัยอำนาจของกระทรวงพาณิชย์ตามพระราชบัญญัติการส่งออกไปนอกและการนำเข้า มาในราชอาณาจักรซึ่งสินค้า พ.ศ. 2522 กำหนดเป็นเงื่อนไขในการอนุญาตให้ส่งออกทั้งนี้เพื่อเร่งให้นำมาใช้ปฏิบัติ ได้เร็วขึ้น ภายในกลางปี 2540
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้กรมสรรพสามิตเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออก รวมทั้งการส่งออกที่คลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไป โดยมอบหมายให้ สพช. และกรมสรรพสามิตจัดหาสาร Marker ที่เหมาะสมเพื่อเร่งรัดให้การเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วดำเนินการได้โดยเร็วที่สุด
2.ให้กระทรวงพาณิชย์ให้การสนับสนุนโดยกำหนดให้การเติมสาร Marker เป็นเงื่อนไขในการอนุญาตให้ส่งออก
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด ได้มีหนังสือลงวันที่ 14 มีนาคม 2539 ถึงรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายปิยะณัฐ วัชราภรณ์) และอธิบดีกรมที่ดิน ขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2539 ซึ่งอนุมัติให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ขอถอนสภาพที่ดินอันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินสำหรับประชาชนใช้ร่วมกันในเขต ของโรงกลั่นปิโตรเลียมของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด โดยเห็นว่าเป็นการดำเนินการเพื่อประโยชน์ของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด ที่จะสร้างโรงกลั่นน้ำมันขึ้นทับเส้นทางสาธารณประโยชน์ที่ประชาชนได้ใช้ ประโยชน์มาก่อน ดังนั้นควรให้สำนักงานเทศบาลฯ เป็นผู้เข้ามาจัดหาผลประโยชน์แทนการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เพื่อนำรายได้ไปสร้างสรรค์ประโยชน์แก่ท้องถิ่นโดยรวมต่อไป หรือให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ จัดหาที่ดินมาแลกเปลี่ยนกับทางสาธารณะ เพื่อเป็นแนวป้องกันผลกระทบระหว่างโรงงานและชุมชนต่อไป
2. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้เชิญผู้แทนหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ จังหวัดระยอง สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด กระทรวงอุตสาหกรรม การนิคมอุตสาหกรรม แห่งประเทศไทย กรมที่ดิน กรมโยธาธิการ และบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ มาประชุมหารือเพื่อหาข้อยุติ โดยมีความคืบหน้าเป็นลำดับมาดังนี้
2.1 สำนักงานเทศบาลฯ กับบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ ได้มีการเจรจาตกลงที่จะจัดหาที่ดินมา แลกเปลี่ยนกับทางสาธารณะและใช้เป็นเขตกันกระทบระหว่างโรงงานกับชุมชน ซึ่งที่ดินที่สำนักงานเทศบาลฯ เสนอให้จัดซื้อคือที่ดินที่อยู่ระหว่างโรงกลั่นน้ำมันของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ กับโรงเรียนมาบตาพุดพันพิทยาคาร แต่ปรากฏว่าไม่สามารถเจรจาตกลงกันได้ในเรื่องของราคาที่ดิน
2.2 หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาหาข้อยุติแนวทางอื่นๆ และเห็นว่าแนวทางที่ดีที่สุดคือ การขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีให้สำนักงานเทศบาลฯ เข้ามาเป็นผู้ขอถอนสภาพที่ดินสาธารณประโยชน์ และดำเนินการจัดหาผลประโยชน์แทนการนิคมอุตสาหกรรมฯ และเมื่อกรมที่ดินขายที่ดินที่ออกพระราชกฤษฎีกาถอนสภาพแล้วนั้นให้แก่สำนัก งานเทศบาลฯ ก็ให้สำนักงานเทศบาลฯ ดำเนินการให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ เช่าหรือเช่าซื้อที่ดินดังกล่าวเพื่อที่การนิคมอุตสาหกรรมฯ จะได้ให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ เช่าช่วงหรือรับโอนสิทธิการเช่าซื้อต่อไป ทั้งนี้ การเช่าหรือเช่าซื้อระหว่างสำนักงานเทศบาลฯ กับการนิคมอุตสาหกรรมฯ ควรเป็นสัญญาระยะยาวและมีเงื่อนไขให้สามารถนำไปให้เช่าช่วง หรือโอนสิทธิการเช่าซื้อได้ โดยขอให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ รับไปกำหนดในรายละเอียด
3. การนิคมอุตสาหกรรมฯ ได้มีหนังสือที่ อก 0803/3112 ลงวันที่ 27 พฤษภาคม 2540 ถึง สพช. แจ้งว่าเห็นด้วยกับแนวทางการหาข้อยุติดังกล่าว และเห็นควรกำหนดเงื่อนไขและรายละเอียดที่จำเป็น ดังนี้
3.1 ให้เทศบาลตำบลมาบตาพุดเป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ โดยให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ เป็น ผู้เช่าซื้อ ซึ่งมีระยะเวลาการเช่าซื้อ 3 ปี โดยชำระค่าเช่าซื้อเป็นรายปี และสามารถโอนสิทธิการเช่าซื้อให้แก่บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ ได้
3.2 การกำหนดราคาค่าเช่าซื้อควรใช้ราคาประเมินทุนทรัพย์ในการจดทะเบียนสิทธิและนิติกรรมในปัจจุบันของกรมที่ดิน
3.3 การคิดอัตราดอกเบี้ยค่าเช่าซื้อให้ใช้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้สำหรับลูกค้าชั้น ดี (Prime Rate) ของธนาคารพาณิชย์ของไทย บวกร้อยละ 1 ต่อปี
4. เมื่อ สพช. ได้จัดส่งระเบียบวาระการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2540 (ครั้งที่ 63) ไปยังกรรมการและผู้ที่เกี่ยวข้องก็ได้รับข้อเสนอเพื่อพิจารณาเพิ่มเติมจาก ผู้ว่าราชการจังหวัดระยอง และผู้แทนกรมที่ดิน ดังนี้
4.1 ผู้ว่าราชการจังหวัดระยอง มีข้อเสนอดังนี้
(1) การนิคมอุตสาหกรรมฯ ควรให้เช่าที่ดินแก่ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ เท่านั้น ไม่ควรให้เช่าซื้อ เพราะการเช่าซื้อจะทำให้กรรมสิทธิในที่ดินตกเป็นของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ ซึ่งจะมีลักษณะเหมือนเป็นการนำที่ดินสาธารณะไปจำหน่ายแก่บริษัทเอกชน และจะมีบริษัทอื่นๆ อีกหลายรายที่มีปัญหาที่ดินสาธารณะร้องขอเช่นนี้บ้าง
(2) การนิคมอุตสาหกรรมฯ ควรเป็นผู้เช่าที่ดินจากสำนักงานเทศบาลฯ เท่านั้น ไม่ควรเช่าซื้อ ทั้งนี้เพื่อให้กรรมสิทธิในที่ดินตกเป็นของสำนักงานเทศบาลฯ ตลอดไป แต่อย่างไรก็ดี หากคณะกรรมการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า ควรให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ เช่าซื้อจากทางสำนักงานเทศบาลฯ ได้ด้วย ทางจังหวัดระยองก็ไม่ขัดข้อง
4.2 ผู้แทนกรมที่ดิน มีข้อเสนอดังนี้
(1) ควรแก้ไขถ้อยคำในระเบียบวาระการประชุมที่ 4.2 ข้อ 5 ให้มีความชัดเจนว่าเป็นการขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เพื่อให้สำนักงานเทศบาลฯ เข้ามาเป็นผู้จัดการผลประโยชน์แทนการนิคมอุตสาหกรรมฯ โดยให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยมอบหมายให้สำนักงานเทศบาลฯ เป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ ตามมาตรา 11 แห่งประมวลกฎหมายที่ดิน ซึ่งแตกต่างจากมติคณะรัฐมนตรีเดิม ซึ่งให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ ขอเป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ต่ออธิบดีกรมที่ดิน ตามมาตรา 10 แห่งประมวลกฎหมายที่ดิน
(2) ควรระบุไว้ในมติคณะรัฐมนตรีให้ชัดเจนว่า การถอนสภาพเพื่อจัดหาผลประโยชน์ไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้กับหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีให้เพิกถอนสภาพที่ดิน อันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดิน สำหรับประชาชนใช้ร่วมกันในบริเวณโรงกลั่นปิโตรเลียมของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด และให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยอาศัยอำนาจตามมาตรา 11 แห่งประมวลกฎหมายที่ดินมอบหมายให้สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด เป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ในที่ดินซึ่งถูกเพิกถอนสภาพดังกล่าว โดยให้สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด ดำเนินการให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เช่าหรือเช่าซื้อที่ดินดังกล่าวเพื่อที่การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย จะได้ดำเนินการให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด เช่าต่อไป ทั้งนี้ หากการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเลือกที่จะทำการเช่าซื้อจากสำนักงาน เทศบาลตำบลมาบตาพุด ให้การเช่าซื้อมีเงื่อนไขและรายละเอียด ดังนี้
(1) ให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเช่าซื้อ โดยมีระยะเวลาการเช่าซื้อ 3 ปี ชำระค่าเช่าซื้อเป็นรายปี และสามารถนำไปให้ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด เช่าได้
(2) การกำหนดราคาค่าเช่าซื้อควรใช้ราคาประเมินทุนทรัพย์ในการจดทะเบียนสิทธิและนิติกรรมในปัจจุบันของกรมที่ดิน
(3) การคิดอัตราดอกเบี้ยค่าเช่าซื้อให้ใช้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้สำหรับลูกค้าชั้น ดี (Prime Rate) ของธนาคารพาณิชย์ของไทย บวกร้อยละ 1 ต่อปี
2.ให้การถอนสภาพเพื่อจัดหาผลประโยชน์ในข้อ 1 ไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้กับหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ
3.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาและกรมที่ดินรับไปดำเนินการกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการพิจารณาและขั้นตอนดำเนินการสำหรับการร้องขอเพิกถอนที่ดินสาธารณ ประโยชน์ในลักษณะเช่นนี้ รายต่อๆ ไป โดยเฉพาะในเรื่องการนำที่ดินไปจัดหาผลประโยชน์จะทำได้อย่างไรบ้าง เพื่อเป็นบรรทัดฐานให้มีการดำเนินงานได้โดยไม่ต้องให้มีการพิจารณาคำร้องขอ เป็นรายๆ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 6 ข้อเสนอปรับปรุงกฎเกณฑ์เพื่อส่งเสริมการแข่งขันของโรงกลั่นปิโตรเลียม
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วยโรงกลั่นปิโตรเลียม 4 ราย คือ บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน), บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด, บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด, และ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด ได้มีหนังสือถึงกระทรวงอุตสาหกรรมแจ้งว่า ปัจจุบันได้มีโรงกลั่นน้ำมันบางรายและกิจการที่มีผลพลอยได้เป็นน้ำมัน เชื้อเพลิงบางรายไม่ต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษและยังได้รับสิทธิประโยชน์ จากการส่งเสริมการลงทุนด้วย ทำให้ 4 โรงกลั่นดังกล่าวอยู่ในฐานะที่เสียเปรียบ เพราะต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่รัฐ ดังนั้น จึงได้อาศัยสิทธิตามสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม และสิทธิตามสนธิสัญญาทางไมตรีและความสัมพันธ์ทางเศรษฐกิจระหว่างราชอาณาจักร ไทยกับสหรัฐอเมริกา เพื่อขอแก้ไขสัญญาจัดสร้างหรือขยายและประกอบกิจการฯ โดยขอยกเลิกการจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่รัฐ
2. บริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด (มหาชน) ได้จัดตั้งหน่วยกลั่นคอนเดนเสท (Condensate Splitter) เพื่อผลิตผลิตภัณฑ์สำหรับโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเป็นหลัก แต่มีผลิตภัณฑ์ผลพลอยได้ส่วนหนึ่งที่บริษัทฯ นำออกจำหน่ายเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยบริษัทฯ ไม่ต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้กับรัฐ และได้รับสิทธิประโยชน์จากการส่งเสริมการลงทุน เนื่องจากบริษัทฯ ได้จัดตั้งหน่วยกลั่นคอนเดนเสท ในบริเวณพื้นที่ "เขตประกอบการอุตสาหกรรม" ตามมาตรา 30 แห่งพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งเป็นพื้นที่ยกเว้นไม่ต้องยื่นขออนุญาตประกอบกิจการโรงงาน นอกจากนี้ยังมีกิจการอื่นๆ ที่มีผลพลอยได้เป็นน้ำมันเชื้อเพลิง เช่น บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด, บริษัท กรุงเทพซินธิติกส์ จำกัด, บริษัท อะโรมาติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด, และบริษัท สยามเฆมี จำกัด เป็นต้น ซึ่งทุกบริษัทต่างได้รับสิทธิประโยชน์จากการส่งเสริมการลงทุน แต่ในปัจจุบันไม่มีข้อกำหนดใดๆ ที่สามารถบังคับให้บริษัทเหล่านั้นต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษในส่วนของ น้ำมันเชื้อเพลิงที่เป็นผลพลอยได้ที่จำหน่ายให้ผู้ใช้ในประเทศโดยตรง
3. การที่โรงกลั่นคอนเดนเสทของบริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทยฯ และกิจการที่มีผลพลอยได้เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวข้างต้น ได้รับสิทธิประโยชน์จากการส่งเสริมการลงทุน พร้อมกับไม่ต้องจ่ายเงิน ผลประโยชน์พิเศษ จึงอยู่ในฐานะที่ได้เปรียบโรงกลั่นอื่น เพราะต้นทุนการผลิตย่อมต่ำกว่าโรงกลั่นที่ต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้ กับรัฐ
4. กระทรวงอุตสาหกรรมได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เจรจากับบริษัท เอสโซ่ฯ, บริษัท ไทยออยล์, บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ และบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยองฯ เพื่อดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ในการยกเลิกการเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษ ซึ่งจากการประชุมหารือได้ข้อยุติและสรุปเป็น ข้อเสนอ ดังนี้
4.1 รัฐจำเป็นต้องยกเลิกการเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน เพื่อให้เกิดความ เท่าเทียมกันของกิจการกลั่นน้ำมัน โดยการแก้ไขสัญญากับโรงกลั่นที่มีอยู่ในปัจจุบัน เพื่อยกเลิกการเก็บเงิน ผลประโยชน์พิเศษ
4.2 เพื่อรักษารายได้ของรัฐ ซึ่งได้รับผลกระทบจากการยกเลิกการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษ จึงต้องเพิ่มการเก็บรายได้ของรัฐจากส่วนอื่นในโครงสร้างราคาน้ำมัน และเพื่อให้รายได้ส่วนนี้เข้าสู่ส่วนกลาง จึงเห็นควรโอนเงินผลประโยชน์พิเศษไปเป็นภาษีสรรพสามิต นอกจากนี้เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบต่อราคาขายปลีก เห็นควรให้ลดอากรขาเข้าน้ำมันลงมา
5. จากการศึกษาทางเลือกต่างๆ ของการโอนเงินผลประโยชน์พิเศษไปเป็นภาษีสรรพสามิต สรุปได้ว่า ให้เพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนช้าขึ้น 5.5 สตางค์/ลิตร น้ำมันเตา เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 ของมูลค่า โดยที่ภาษีสรรพสามิตของ LPG ไม่มีการเปลี่ยนแปลง และในขณะเดียวกันให้ ลดอากรขาเข้าของน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลลง 5.5 สตางค์/ลิตร เหลือ 1 สตางค์/ลิตร ซึ่งตามทางเลือก ดังกล่าวจะไม่ทำให้รายได้ของรัฐลดลง แต่รัฐจะมีรายได้เพิ่มขึ้น 50 ล้านบาท/ปี ในขณะที่ผลกระทบต่อราคาขายปลีกต่ำสุด คือ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล ไม่เปลี่ยนแปลง มีเฉพาะราคาขายปลีกของน้ำมันเตาที่สูงขึ้นเพียง 1.7 สตางค์/ลิตร
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างหรือขยายและประกอบกิจการ โรงกลั่นน้ำมัน ระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรมกับบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) บริษัท ไทยออยล์ จำกัด บริษัทสตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด และกับบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด เพื่อยกเลิกการจัดเก็บเงิน ผลประโยชน์พิเศษ โดยมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปลงนามกับคู่สัญญาต่อไป
2.ให้กระทรวงการคลังดำเนินการ ดังนี้
- (1) เพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลขึ้น 5.5 สตางค์ต่อลิตร เพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาขึ้นร้อยละ 0.5 ของมูลค่า
- (2) ลดอากรขาเข้าน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลลง 5.5 สตางค์ต่อลิตร เหลือ 1.0 สตางค์ต่อลิตร โดยให้มีการเปลี่ยนแปลงอัตราภาษีและอากรขาเข้ามีผลบังคับใช้ในวันที่มีการลง นามในสัญญาตามข้อ 1
3.ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 เรื่อง นโยบายการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน โดยให้การตั้งโรงกลั่นน้ำมันไม่ต้องมีสัญญากับกระทรวงอุตสาหกรรม และให้ปฏิบัติเช่นเดียวกับการตั้งโรงงานอื่นๆ ส่วนสิทธิประโยชน์ในการส่งเสริมการลงทุนให้เป็นไปตามเงื่อนไขที่คณะกรรมการ ส่งเสริมการลงทุนกำหนด
4.ให้กระทรวงอุตสาหกรรมพิจารณาทบทวนแก้ไขสัญญาสำหรับโรงกลั่นอีก 3 ราย ที่ยังมีสัญญาจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษแก่รัฐ ได้แก่ บริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด และบริษัท ไทยบิทูเมน จำกัด โดยให้ใช้แนวทางเดียวกับการแก้ไขสัญญาที่ได้รับความเห็นชอบแล้วตามข้อ 1 หากมี การร้องขอจากบริษัทดังกล่าวให้มีการทบทวนแก้ไขสัญญา
เรื่องที่ 7 แนวทางการปรับโครงสร้างองค์กรการไฟฟ้านครหลวง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบแนวทางในการปรับโครงสร้างและการแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งได้กำหนดรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในระยะยาว (ปี 2543-2548 เป็นต้นไป) และ โครงสร้างกิจการไฟฟ้าในระยะปานกลาง (ปี 2539-2542) ซึ่งในระยะยาวจะมีลักษณะการแยกกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการสายส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution) ให้ชัดเจน โดยแต่ละกิจการจะถูกแปรสภาพเป็นบริษัทจำกัด และรัฐจะลดบทบาทของตน โดยการเพิ่มบทบาทของเอกชน และ/หรือกระจายหุ้นให้ประชาชน สำหรับระยะปานกลางซึ่งเป็นช่วงของ การเปลี่ยนแปลงเพื่อนำไปสู่โครงสร้างของกิจการไฟฟ้าในระยะยาว จำเป็นต้องมีการปรับโครงสร้างและมี การแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ จากกิจการผูกขาดโดยรัฐมาสู่การส่งเสริมบทบาทเอกชนและการส่งเสริมการบริหาร งานเชิงพาณิชย์
2. ขั้นตอนในการดำเนินงานปรับโครงสร้างและการแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ทำหน้าที่กำกับดูแลให้มีการดำเนินการในกิจกรรมต่างๆ ต่อไป โดยได้มีการกำหนดขั้นตอนการดำเนินงานของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และให้ นำเสนอแนวทางการแปรรูปกิจการ กฟน. ต่อคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว ซึ่งจะต้องสอดคล้องกับแนวทางในการแปรรูปกิจการไฟฟ้าที่คณะรัฐมนตรีให้ความ เห็นชอบแล้วในข้อ 1
3. กฟน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ลงวันที่ 18 เมษายน 2540 เสนอผังโครงสร้างองค์กร กฟน. ในอนาคต โดยจัดแบ่งงานเป็น 2 ส่วน คือ รูปแบบโครงสร้างองค์กรในระยะยาว (ปีงบประมาณ 2543 เป็นต้นไป) และรูปแบบโครงสร้างองค์กรในระยะปานกลาง (ปีงบประมาณ 2541-2542) โดยมีโครงสร้าง ดังนี้
3.1 รูปแบบโครงสร้างองค์กรในระยะยาว (ปีงบประมาณ 2543 เป็นต้นไป) ประกอบด้วยส่วนสำคัญ 2 ส่วน คือ
3.1.1 ส่วนที่เป็นรัฐวิสาหกิจ ประกอบด้วย
(1) ศูนย์บริหารองค์กร (Corporate Center) ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางในการกำหนดนโยบายและวางแผนการดำเนินการในงานหลัก 5 ด้าน คือ แผนรัฐวิสาหกิจ (Corporate Planning) การเงินและการลงทุน (Finance & Investment) ทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) งานพัฒนาธุรกิจ (Business Development) และงานอำนวยการคณะกรรมการและผู้บริหารระดับสูง (Board & Management Affairs)
(2) กลุ่มงานบริการลูกค้า (Supply) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานบริการลูกค้า (Customer Service) และงานจัดเก็บรายได้ (Billing)
(3) กลุ่มงานระบบจำหน่าย (Distribution System) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานด้านระบบจำหน่าย (Distribution System) และงานสนับสนุนด้านเทคนิคของระบบจำหน่าย (Technical Support)
(4) หน่วยธุรกิจ (Business Unit) ประกอบด้วยงานผลิตและซ่อมบำรุง เครื่องกล ยานพาหนะ อุปกรณ์ไฟฟ้า ผลิตภัณฑ์โลหะและอุปกรณ์ต่างๆ งานเทคโนโลยีสารสนเทศและโทรคมนาคม งานกฎหมาย งานโรงพยาบาล งานฝึกอบรมและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ งานบริการภายใน งานทดสอบอุปกรณ์ไฟฟ้า งานวิศวกรรมและออกแบบ งานก่อสร้างระบบไฟฟ้าและโยธา
3.1.2 ส่วนที่เป็นบริษัทในเครือ (Subsidiary Companies) ประกอบด้วย
(1) บริษัทบริการระบบไฟฟ้า (Electrical System Services Company)
(2) บริษัทออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์คอนกรีต (Product Designs and Manufacturing Company)
(3) บริษัทบริการการใช้พลังไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (Energy Service Company : ESCO)
3.2 รูปแบบโครงสร้างในระยะปานกลาง (ปีงบประมาณ 2541-2542) ประกอบด้วยส่วนสำคัญ 2 ส่วนคือ
3.2.1 ส่วนที่เป็นรัฐวิสาหกิจ ประกอบด้วย
(1) ศูนย์บริหารองค์กร (Corporate Center) ทำหน้าที่เป็นศูนย์รวมงานด้าน สนับสนุนองค์กร (Support Activity) โดยหน้าที่ส่วนใหญ่ จะกำหนดนโยบายและวางแผน ซึ่งประกอบด้วยงานหลัก 4 ด้าน คือ แผนรัฐวิสาหกิจ (Corporate Planning) การเงินและการลงทุน (Finance & Investment) ทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) และงานอำนวยการคณะกรรมการและผู้บริหารระดับสูง (Board & Management Affairs)
(2) กลุ่มงานบริการลูกค้า (Supply) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานบริการลูกค้า (Customer Service) และงานจัดเก็บรายได้ (Billing)
(3) กลุ่มงานระบบจำหน่าย (Distribution System) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานด้านระบบจำหน่าย (Distribution System) และงานสนับสนุนด้านเทคนิคของระบบจำหน่าย (Technical Support)
(4) หน่วยธุรกิจ (Business Unit) ประกอบด้วยงานผลิตและซ่อมบำรุง เครื่องกล ยานพาหนะ อุปกรณ์ไฟฟ้า ผลิตภัณฑ์โลหะและอุปกรณ์ต่างๆ งานเทคโนโลยีสารสนเทศและโทรคมนาคม งานกฎหมาย งานโรงพยาบาล งานฝึกอบรมและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ งานบริการภายใน งานพัฒนาธุรกิจ งานออกแบบด้านไฟฟ้าและโยธา งานก่อสร้างระบบไฟฟ้าและโยธา
3.2.2 ส่วนที่เป็นบริษัทในเครือ (Subsidiary Companies) ประกอบด้วย
(1) งานบริการระบบไฟฟ้า (Electrical System Services)
(2) งานออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์คอนกรีต (Product Designs and Manufacturing)
(3) งานบริการการใช้พลังไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (Energy Efficiency Service : ESCO)
4. การปรับผังโครงสร้างของ กฟน. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในส่วนของการแยกกิจการหลัก คือ กิจการระบบจำหน่าย(Distribution) และ กิจการงานบริการลูกค้า (Supply) ออกจากกิจการอื่นๆ ซึ่งสามารถจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจ หรือบริษัทในเครือตาม ความเหมาะสมต่อไป การดำเนินการดังกล่าวทำให้มีการแยกต้นทุนการดำเนินการในแต่ละกิจกรรมได้ ชัดเจน ซึ่งจะสอดคล้องกับแนวนโยบาย 2 ประการ คือ
4.1 แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าด้านราคาและคุณภาพบริการของกิจการหลักเป็น แนวทางใหม่ที่ให้แรงจูงใจ (ในรูปของ Retail Price Index - Efficiency หรือ RPI-X) ในการเพิ่มประสิทธิภาพบริการและการดำเนินกิจการสำหรับแต่ละกิจกรรม (การผลิต สายส่ง สายจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้า)
4.2 สอดคล้องกับแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในอนาคต ซึ่งกิจการจำหน่ายไฟฟ้าในระยะปานกลางจะยังคงสภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ และในระยะยาวจะเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถซื้อไฟฟ้าได้ โดยตรงจากผู้ผลิตโดยอาศัยบริการผ่านสายจำหน่าย เพื่อให้เกิดการแข่งขันและเพิ่มทางเลือกแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า
5. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 1/2540 (ครั้งที่ 20) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2540 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างองค์กร กฟน.ในอนาคตตามที่ กฟน. เสนอดังกล่าวข้างต้น โดยให้ กฟน. รับไปจัดทำรายละเอียดแผนปฏิบัติการ แล้วนำเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบผังโครงสร้างองค์กรการไฟฟ้านครหลวง ตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างองค์กรของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ในอนาคตตามที่ กฟน. เสนอ โดยให้ กฟน. รับไปจัดทำรายละเอียดแผนปฏิบัติการแล้ว นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 8 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ.2540 - 2554)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538 อนุมัติแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (พ.ศ. 2538-2554) หรือ PDP 95-01 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุน ด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ ต่อมาความต้องการไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นเร็วกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ ซึ่งอาจทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2544 ไม่เพียงพอกับความต้องการ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงมีมติให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) เพิ่มเป็น 3,200 เมกะวัตต์ และให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) เพิ่มจากที่ประกาศรับซื้อไว้แล้วในรอบแรก เป็น 5,800 เมกะวัตต์ และในส่วนของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เพิ่มเป็น 3,000 เมกะวัตต์ พร้อมทั้งขยายระยะเวลาสิ้นสุดการรับซื้อไฟฟ้าเป็นปี 2549
2. ในช่วงปี 2539 ปรากฏว่าภาวะเศรษฐกิจของประเทศชะลอลงมากและมีแนวโน้มชะลอตัวอย่าง ต่อเนื่องมีผลให้ภาวะเศรษฐกิจในช่วงปี 2540-2541 มีความไม่แน่นอนอยู่มาก ดังนั้น ในเดือนตุลาคม 2539 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จึงได้ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้อง การไฟฟ้าของประเทศที่เกิดขึ้นจริงในปี 2539 และได้จัดทำการพยากรณ์เพิ่มเติมอีกชุดคือ "กรณีต่ำ" กฟผ. จึงได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (พ.ศ. 2540-2554) หรือ PDP 97-01 ให้สอดคล้องกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ฉบับเดือนตุลาคม 2539 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนแทนแผนชุดเดิม (PDP 95-01) โดยจัดทำเป็นแผนหลัก และกรณีศึกษา
3. แผนหลัก มีสาระสำคัญไม่แตกต่างจากแผนเดิม (PDP 95-01) โดยจะแตกต่างในส่วนของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP, SPP และ สปป.ลาว ซึ่งมีปริมาณมากกว่าเดิม แต่ในส่วนของโครงการ ยังเหมือนเดิม ยกเว้นสถานที่ตั้งและขนาดของโครงการมีความชัดเจนมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนภาคใต้เครื่องที่ 1 และ 2 (เครื่องละ 300 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 2 และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี ชุดที่ 1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ (ถ่านหิน) เครื่องที่ 1 และ 2 (2 x 1,000 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทับสะแก (ก๊าซ/ถ่านหิน) เครื่องที่ 1 และ 2 (2 x 1,000 เมกะวัตต์) และเปลี่ยนที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับจุฬากรณ์ เครื่องที่ 1 และ 2 (2 x 200 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับคีรีธาร เครื่องที่ 1-3 (3 x 220 เมกะวัตต์) สำหรับโครงการที่ชะลอตัวไปจากเดิม คือ สายส่ง 500 กิโลโวลต์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน ระยะที่ 2
4. กรณีศึกษา เป็นกรณีที่การใช้ไฟฟ้าในอนาคตไม่เพิ่มขึ้นอย่างที่คาดคะเนไว้ โดยใช้ผลการพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้ากรณีต่ำ ซึ่งมีสาระสำคัญคือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 2 และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนสุราษฎร์ธานี ชุดที่ 1 สามารถชะลอออกไปได้ 1 ปี ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ระยะที่ 2 สามารถชะลอออกไปได้ 2 ปี สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ระยะที่ 2 ที่จะดำเนินการในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ลดลงเป็น 1,300 เมกะวัตต์ และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชน ในประเทศ และ/หรือ การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 และสามารถจ่ายไฟฟ้าได้ในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 10 ลดลงประมาณ 2,900 เมกะวัตต์ เหลือ 12,500 เมกะวัตต์
5. เงินลงทุนในแผนหลักช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 (2540-2544) และฉบับที่ 9 (2545-2549) สรุปได้ดังนี้
5.1 เงินลงทุนในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ในส่วนของ กฟผ. เป็นเงินทั้งสิ้น 268,000 ล้านบาท ประกอบด้วยเงินตราต่างประเทศ 122,500 ล้านบาท และเงินบาท 145,500 ล้านบาท
5.2 เงินลงทุนในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 ในส่วนของ กฟผ. เป็นเงินทั้งสิ้น 201,000 ล้านบาท ประกอบด้วยเงินตราต่างประเทศ 82,000 ล้านบาท และเงินบาท 119,000 ล้านบาท
6. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ประชุมหารือระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเกี่ยวกับแผนพัฒนากำลังผลิต ไฟฟ้าดังกล่าวและมีความเห็น ดังนี้
6.1 เห็นควรให้มีการออกประกาศเชิญชวน IPP รอบต่อไปในช่วงกลางปี 2541
6.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ส่วนหนึ่งอาจเป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน
6.3 ในส่วนของ SPP ตามสัญญาระยะยาวประเภท Firm ขณะนี้ราคาอยู่ในระดับที่สูงกว่าระดับที่ได้รับซื้อจาก IPP และในอนาคตการรับซื้อจาก SPP ประเภท Firm ควรใช้ระบบการประมูลแข่งขันเช่นเดียวกับ IPP ส่วนโครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการประเภท Non-Firm ให้ดำเนินการตามระเบียบ SPP ปัจจุบันต่อไป
6.4 ปัจจุบันปริมาณการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้ายังคงอยู่ในระดับที่ค่อนข้าง สูง เพราะปริมาณก๊าซธรรมชาติที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จะจัดหาให้ กฟผ. มีไม่เพียงพอ ขณะนี้ ปตท. คาดว่าจะสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. ได้มากกว่าที่คาดการณ์ไว้เดิม ประกอบกับการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าบางปะกงและพระนครใต้ มีการปล่อยฝุ่นละอองสูงกว่าเกณฑ์มาตรฐานที่กรมโรงงานอุตสาหกรรมกำหนด จึงเห็นควรให้ ปตท. เร่งดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมแก่ กฟผ. เพื่อทดแทนน้ำมันเตาในโรงไฟฟ้า พลังความร้อน
6.5 นอกจากนี้ สพช. มีความเห็นเพิ่มเติมว่า แม้ กฟผ. จะลดบทบาทของตนในการผลิตไฟฟ้าลง แต่เงินลงทุนในช่วงแผนฯ 8 ยังสูงมาก และสูงกว่าแผนชุดเดิมที่ได้รับอนุมัติปี 2538 ประกอบกับการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในรูป IPP ในช่วงที่ผ่านมา ราคารับซื้ออยู่ในระดับที่ต่ำกว่ากรณีที่ กฟผ. ดำเนินการเอง และเมื่อคำนึงถึงภาวะเศรษฐกิจและฐานะการเงินของรัฐในปัจจุบันด้วยแล้ว สพช. เห็นว่า กฟผ. ยังไม่มีความจำเป็นที่ จะต้องสร้างโรงไฟฟ้าทับสะแก
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ในช่วง พ.ศ. 2540-2554 ตามที่ กฟผ. เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ โดยมีความต้องการเงินลงทุนในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8-9 ดังนี้
เงินลงทุน (ล้านบาท)
เงินตราต่างประเทศ | เงินบาท | รวม | |
แผนฯ 8 |
122,500 | 145,500 | 268,000 |
แผนฯ 9 | 82,000 | 119,000 | 201,000 |
รวม | 204,500 | 264,500 | 469,000 |
2.เห็นชอบ "กรณีศึกษา" เป็นกรอบทางเลือกในการดำเนินการของ กฟผ. ในกรณีที่การใช้ไฟฟ้าในอนาคตไม่เพิ่มขึ้นอย่างที่คาดคะเนไว้
3.ให้ใช้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในข้อ 1 และ 2 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการที่ กฟผ. จะดำเนินการเอง ในช่วง พ.ศ. 2540-2554 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โครงการใหม่ที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วง พ.ศ. 2540-2554 มีดังนี้
โครงการ | กำลังผลิต (เมกะวัตต์) |
กำหนดแล้วเสร็จ | |
ก. | แผนหลัก | ||
1. | โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ | ||
1.1 พลังน้ำเขื่อนคิรีธาร (สูบกลับ) เครื่องที่ 1-3 | 3x220 | มกราคม 2548 | |
1.2 พลังน้ำเขื่อนจุฬาภรณ์ (สูบกลับ) เครื่องที่ 1-4 | 4x200 | มี.ค. 50 - มี.ค. 51 | |
2. | โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน | ||
2.1 พลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 1 และ 2 (น้ำมัน/ก๊าซ) | 2x300 | ม.ค. 43 - มี.ค. 44 | |
2.2 พลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี ชุดที่ 1 (ก๊าซ) | 1x300 | เมษายน 2546 | |
2.3 พลังความร้อนทับสะแก เครื่องที่ 1 และ 2 (ก๊าซ/ถ่านหิน) | 2x1,000 | ต.ค. 48 - มี.ค. 49 | |
3. | โครงการระบบส่งไฟฟ้า | ||
3.1 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 10 (2540-2545) | - | 2544 - 2545 | |
3.2 ระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการหงสา 3.3 สายส่ง 115 กิโลโวลท์ เชียงใหม่ 2 - แม่ฮ่องสอน |
- | 2544 - กันยายน 2545 | |
3.4 ระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาวระยะที่ 2 | - | 2545 - 2546 | |
3.5 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 11 (2542-2547) | - | 2546 - 2547 | |
3.6 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 12 (2544-2549) | - | 2548 - 2549 | |
3.7 ขยายระบบไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 2 | - | 2546 - 2549 | |
3.8 สายส่ง 500 กิโลโวลท์ สำหรับโรงไฟฟ้าเอกชน ระยะที่ 2 | - | 2551 - 2552 | |
โครงการ | กำลังผลิต (เมกะวัตต์) |
กำหนดแล้วเสร็จ | |
3.9 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 13 (2546-2551) | - | 2550 - 2551 | |
3.10 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 14 (2548-2553) | - | 2552 - 2553 | |
3.11 งานขยายระบบไฟฟ้า และงานก่อสร้างเบ็ดเตล็ด ที่มิได้รวบรวมเป็นโครงการ | - | 2540 - 2549 | |
ข. | กรณีศึกษา (Sensitivity Study) | ||
โครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการ ในช่วง พ.ศ. 2540-2554 ของกรณีศึกษา จะเหมือนกับกรณีแผนหลัก จะต่างกันในส่วนของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า จากเอกชนของกรณีศึกษา จะน้อยกว่ากรณีแผนหลัก 2,900 เมกะวัตต์ |
สำหรับขั้นตอนการเสนอและอนุมัติโครงการให้ยึดถือตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้เคยมีมติไปแล้วเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538
4.มอบหมายให้ กฟผ. ร่วมกับ สพช. รับไปดำเนินการจัดทำร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รอบที่ 2 แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ความเห็นชอบเพื่อให้สามารถออกประกาศได้ประมาณกลางปี 2541 โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพิ่มเติมในช่วงแผนฯ 8-10 ดังนี้
หน่วย : เมกะวัตต์
ปี | แผนหลัก | กรณีศึกษา | ||||
งบประมาณ | Base/Intermediate Load | ภาคใต้ | กังหันก๊าซ | Base/Intermediate Load | ภาคใต้ | กังหันก๊าซ |
2548 | 1,000 | 300 | - | 1,000 | - | - |
2549 | 1,000 | - | - | - | 300 | - |
2550 | 2,000 | 300 | - | 1,000 | - | - |
2551 | 2,600 | 300 | 200 | 2,600 | 300 | - |
2552 | 3,000 | - | - | 3,000 | 300 | - |
2553 | 2,600 | 300 | 400 | 2,600 | - | - |
2554 | 2,000 | 300 | 400 | 2,000 | 300 | 400 |
สำหรับโครงการในต่างประเทศ วิธีการดำเนินการให้เป็นไปตามข้อตกลงระหว่างรัฐบาลหรือตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะกำหนด
5.ให้ กฟผ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในรูป Non-Firm โดยไม่มีกำหนดเวลาและปริมาณ แต่ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับความมั่นคงและความสามารถของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้
6.มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติมให้แก่ กฟผ. เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันเตาซึ่งก่อให้เกิดปัญหามลภาวะ
เรื่องที่ 9 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้ร่วมลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือด้านการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ณ นครเวียงจันทน์ โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้าให้ได้ปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 เพื่อจำหน่ายให้ประเทศไทย ทั้งนี้รัฐบาลไทยได้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ-ล.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินงานและประสานความร่วมมือกับ สปป.ลาว เพื่อให้เป็นไปตามบันทึก ความเข้าใจดังกล่าว
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2538 เห็นชอบบันทึกความเข้าใจระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการห้วยเฮาะ (ประกอบด้วยการไฟฟ้าลาว 20%, บริษัทแดวู/เกาหลีใต้ 60%, บริษัทล็อกซ์เล่ย์ จำกัด 20%) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2539 ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว
3. คปฟ.-ล ได้ดำเนินการเจรจาเพื่อจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะกับกลุ่ม ผู้พัฒนาโครงการ และรัฐบาล สปป. ลาว จนได้ข้อยุติ โดยคณะกรรมการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ได้อนุมัติร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะเมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2540 รวมทั้งเห็นชอบให้ยกเว้นการนำเสนอ ร่างสัญญาฉบับดังกล่าวต่อสำนักงานอัยการสูงสุดเนื่องจากรูปแบบของร่างสัญญา และสาระสำคัญเป็นไปใน แนวทางเดียวกันกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน-หินบุน ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว โดยมีสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ ดังนี้
3.1 การพัฒนาโครงการและการเชื่อมโยงระบบ มีดังนี้
(1) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการเป็นผู้ออกแบบการก่อสร้างโครงการ (Project Facilities) และผลิตกระแสไฟฟ้าให้เป็นไปตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement-PPA) โดย กฟผ. มีสิทธิพิจารณาตรวจสอบและให้ความเห็นในเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ
(2) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ และ กฟผ. จะร่วมกันลงทุนก่อสร้างระบบเชื่อมโยงข้ามพรมแดนไทย-ลาว ตามเงื่อนไขที่ กฟผ. กำหนด โดย กฟผ. จะต้องสร้างสายส่งเพิ่มจากระบบสายส่งของ กฟผ. ที่มีอยู่เดิมเพื่อรับกระแสไฟฟ้าจากโครงการให้แล้วเสร็จตามเงื่อนไขของสัญญา
(3) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องจัดเตรียมเอกสารให้ กฟผ. ตามวันที่กำหนด ได้แก่ หลักฐานที่ได้รับอนุมัติจากรัฐบาล สปป.ลาว ใบอนุญาตต่างๆ สัญญาเช่าสิทธิเหนือ ทรัพย์สินหรือสิทธิผ่านทางเพื่อการเข้าออกทรัพย์สินของผู้อื่น หลักฐานการกู้เงิน ที่ลงนามแล้ว สำเนาข้อตกลงเกี่ยวกับการเดินเครื่องและบำรุงรักษาที่ได้ลงนามแล้ว
3.2 การจัดหาและการรับซื้อไฟฟ้า มีดังนี้
(1) กฟผ. มีสิทธิในการควบคุมการเดินเครื่องจ่ายไฟฟ้าให้เป็นไปตามปริมาณน้ำที่มี และเป็นไปตามกฎเกณฑ์ใน Grid Code
(2) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องเดินเครื่องตามคุณสมบัติการทำงานของหน่วยผลิต ไฟฟ้า ที่กำหนดไว้ท้ายสัญญา โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา ณ จุดส่งมอบเท่ากับ 126 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่งมอบโดยเฉลี่ย 533 ล้านหน่วยต่อปี ปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูงสุด 615 ล้านหน่วยต่อปี และต่ำสุด 394 ล้านหน่วยต่อปี
(3) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องส่งกระแสไฟฟ้า 100% ของพลังงานที่ผลิตได้หักด้วย พลังงานที่ใช้ในโรงไฟฟ้าและจ่ายให้กับ Local Load (รวมไม่เกิน 2.0 เมกะวัตต์) และพลังงานที่สูญเสียในระบบส่งจนถึงจุดส่งมอบ
(4) กฟผ. จะต้องซื้อกระแสไฟฟ้าจากกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ในปริมาณไม่น้อยกว่า 95% ของพลังงานที่ผลิตได้ ณ จุดส่งมอบ ในช่วงวันจันทร์ถึงวันเสาร์ โดยไม่มีข้อผูกพัน ที่จะซื้อพลังงานไฟฟ้าในวันอาทิตย์
3.3 การส่งมอบพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้
(1) คุณภาพของพลังงานไฟฟ้า จะต้องเป็นไปตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน Grid Code และเงื่อนไขตามสัญญา โดยจะส่งมอบกัน ณ จุดส่งมอบที่พรมแดนไทยลาว
(2) กฟผ. จะต้องจ่ายเงินอย่างน้อย 95% ของพลังงานที่ผลิตได้ ณ จุดส่งมอบ แม้ว่า กฟผ. จะไม่สามารถรับพลังงานไฟฟ้าได้เนื่องจากการขัดข้องของระบบของ กฟผ. เอง
3.4 ราคารับซื้อไฟฟ้า มีดังนี้
(1) อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าคิดราคาในปี 2537 เท่ากับ 4.22 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
(2) ก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Pre Commercial Operation Date) จะใช้อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-firm เช่นเดียวกับการรับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer)
(3) การปรับอัตราค่าไฟฟ้าจะปรับขึ้น 3% ต่อปี ตั้งแต่ 1 มกราคม 2537 ถึงวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Commercial Operation) แต่ไม่เกิน 1 มกราคม 2542 และจะไม่มีการปรับอัตราค่าไฟฟ้าจนกว่าจะมีการเดินเครื่องจ่ายไฟฟ้าครบ 12 เดือน หลังจากนั้นให้ปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นปีละ 35% ของอัตราการเพิ่มขึ้นของดัชนีราคาผู้บริโภคสหรัฐฯและไทย ในสัดส่วนที่เท่ากัน
3.5 อายุของสัญญาและกำหนดวันเดินเครื่องเข้าระบบ สัญญาซื้อขายไฟฟ้ามีอายุ 30 ปี โดยกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date) วันที่ 1 กันยายน 2542
3.6 บทปรับ มีดังนี้
(1) กรณีไม่สามารถเดินเครื่องจ่ายพลังงานไฟฟ้าได้ตามกำหนด อันเนื่องมาจากความล่าช้าของ กฟผ. กฟผ. จะต้องจ่ายเงินค่าปรับเป็นจำนวน 50,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน โดยมีระยะเวลาไม่เกิน 18 เดือน แต่หากความล่าช้าเกิดจากกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องชำระค่าปรับเป็นเงิน 5,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวันต่อเครื่อง
(2) กรณีปริมาณพลังไฟฟ้าที่จำหน่ายให้ กฟผ. ต่ำกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องชำระค่าปรับให้ กฟผ. 4,000 บาท/กิโลวัตต์ สำหรับส่วนที่ต่ำกว่า 126 เมกะวัตต์
(3) กรณีจ่ายไฟฟ้าไม่ได้ตามที่ กฟผ. กำหนดด้วยสาเหตุจากระบบขัดข้อง (Outage) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. จำนวน 1 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (บวก escalation) ยกเว้นว่าเป็นปีที่แห้งแล้ง (drought year) ซึ่งกำหนดให้มีได้ไม่เกิน 4 ปี ในช่วงอายุสัญญา
3.7 การทำผิดสัญญา คู่สัญญาแต่ละฝ่ายมีสิทธิบอกเลิกสัญญาได้หากคู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งกระทำผิดสัญญาดังต่อไปนี้
(1) กรณีที่ กฟผ. กระทำผิดสัญญาเนื่องจาก
-ไม่จ่ายเงินภายในเวลาที่กำหนด
-ไม่สามารถ Energize ระบบส่งได้ภายใน 18 เดือน
-ถูกพิพากษาให้เป็นบุคคลล้มละลาย
-ไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขที่เป็นสาระสำคัญของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
(2) กรณีที่กลุ่มผู้พัฒนาโครงการกระทำผิดสัญญาเช่นเดียวกับ กฟผ. ตามข้อ (1) รวมทั้งกรณี ต่อไปนี้
-ไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้ก่อนกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Commercial Operation Deadline)
-ไม่สามารถจัดหาหลักฐานการกู้เงินมาแสดงได้ภายใน 18 เดือนนับจากวันลงนามในสัญญา
-กลุ่มผู้พัฒนาโครงการละทิ้งงานก่อสร้างหรือหยุดเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเครื่องใดเครื่องหนึ่งและมีผลกระทบต่อ กฟผ.
-กลุ่มผู้พัฒนาโครงการส่งไฟฟ้าให้ กฟผ. ได้น้อยกว่าปีละ 300 ล้านหน่วย เกินกว่า 6 ปี จากจำนวนอายุสัญญา 30 ปี
-กำลังผลิต (Registered Capacity) ลดลงต่ำกว่า 38 เมกะวัตต์ โดยไม่สามารถแก้ไขให้กลับคืนสภาพเดิมได้ภายใน 18 เดือน
3.8 เหตุสุดวิสัย ไม่ว่ากรณีใดๆ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถอ้างเหตุสุดวิสัยเนื่องจากการกระทำของ รัฐบาลเป็นสาเหตุในการไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขของสัญญาได้
3.9 การระงับข้อโต้แย้ง กรณีคู่สัญญาเกิดข้อโต้แย้งที่เกี่ยวกับด้านเทคนิค หรือการเงิน คู่สัญญาทั้งสองฝ่ายจะร่วมกันแต่งตั้งผู้เชี่ยวชาญเป็นผู้ตัดสินข้อโต้แย้ง นั้น แต่หากคู่สัญญาตกลงกันไม่ได้ จะต้องเสนอเรื่องเข้าสู่การตัดสินของอนุญาโตตุลาการ โดยการพิจารณาข้อพิพาทของอนุญาโตตุลาการกระทำภายใต้กฎเกณฑ์ของ International Chamber of Commerce (ICC) และให้คณะอนุญาโตตุลาการเป็นผู้เลือกสถานที่ใช้ตัดสินตามหลักเกณฑ์ของ ICC
3.10 ขอบเขตความรับผิดชอบของคู่สัญญา คือ คู่สัญญาทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับภาระในการชดใช้ความเสียหาย ที่เกิดจากการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และไม่ต้องชดใช้ความเสียหายที่เป็นความเสียหายต่อเนื่อง (Consequential Damages) แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่ง
3.11 การเรียกเก็บเงินและชำระเงิน กรณีคู่สัญญาชำระเงินช้ากว่าที่กำหนดไว้ในสัญญาจะต้องจ่ายดอกเบี้ยในอัตรา Default Rate โดยกลุ่มผู้พัฒนาโครงการต้องรับผิดชอบในการชำระภาษีที่เรียกเก็บใน สปป.ลาว รวมทั้งภาษีเงินได้ ที่เรียกเก็บในประเทศไทย (ในกรณีที่มีการเรียกเก็บ)
3.12 กฎหมายที่ใช้บังคับในการตีความสัญญา คือกฎหมายอังกฤษ
3.13 การปกป้องทรัพย์สินจากการบังคับคดี คู่สัญญาตกลงที่จะสละสิทธิในการขอความคุ้มครองจากรัฐในการปกป้องทรัพย์สิน ของตนจากการบังคับคดี ตามกฎหมายหรือคำตัดสินของศาล เพียงเท่าที่ไม่ขัดต่อกฎหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ (รายละเอียดตามเอกสารประกอบวาระ 4.6.1) และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาดังกล่าว หาก กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเห็นชอบให้มีการแก้ไขในรายละเอียดปลีกย่อยซึ่งมิใช่ สาระสำคัญ ให้ กฟผ. สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้แก้ไขแล้วดังกล่าวได้
เรื่องที่ 10 การสนับสนุนเงินกองทุน (Endowment Fund) แก่ศูนย์พลังงานอาเซียน
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ได้มีหนังสือด่วนมากที่ วว 0409/18068 ลงวันที่ 4 ธันวาคม 2539 ถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบในการ สนับสนุนทางด้านการเงินแก่ศูนย์พลังงานอาเซียน อันเป็นผลสืบเนื่องจาก การประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน (ASEAN Ministers on Energy Meeting หรือ AMEM) ครั้งที่ 14 ณ กรุงกัวลาลัมเปอร์ ประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2539 ซึ่งได้มีมติให้จัดประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโส อาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษ (Special Senior Officials Meeting on Energy หรือ Special SOME) เพื่อ ทำการประเมินความต้องการและการตัดสินใจในรายละเอียดเกี่ยวกับรูปแบบเงินทุน ของศูนย์ฝึกอบรมเพื่อ การจัดการและวิจัยพลังงานอาเซียนประชาคมยุโรป (AEEMTRC) ซึ่งจะเปลี่ยนเป็นศูนย์พลังงานอาเซียน ภายหลังจาก Phase II ในปี 1998 หรือ พ.ศ. 2541 โดยคณะรัฐมนตรีได้รับทราบผลการประชุมดังกล่าวแล้ว ในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2539
2. ต่อมาในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษ (Special SOME) ณ เกาะลังกาวี ประเทศมาเลเซีย ระหว่างวันที่ 7-8 พฤศจิกายน 2539 ได้พิจารณาเกี่ยวกับเงินทุนระยะยาวของ AEEMTRC ภายหลัง Phase II โดยประเทศสมาชิกอาเซียนส่วนใหญ่เห็นชอบในหลักการจ่ายเงินกองทุน (Endowment Fund) แก่ศูนย์พลังงานอาเซียนเป็นเงินประเทศละ 176,200 เหรียญสหรัฐฯต่อปี เป็นเวลา 3 ปี รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 528,600 เหรียญสหรัฐฯ ซึ่งเป็นจำนวนเงินที่ประเทศไทย โดยความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวง วิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม ได้ให้ความเห็นชอบในการสนับสนุนทางด้านการเงินในการจัดตั้ง กองทุนการก่อตั้งศูนย์พลังงานอาเซียนต่อที่ประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียน ด้านพลังงานสมัยพิเศษ ณ โฮจิมินท์ซิตี้ ประเทศเวียดนาม ระหว่างวันที่ 12-13 มีนาคม 2539 โดยมีเงื่อนไขในการจัดการกองทุน 6 ประการ ดังนี้
(1) ศูนย์พลังงานอาเซียน ควรมีเป้าหมายให้สามารถพึ่งตนเองได้ในช่วงเวลาที่จำกัดแน่นอน
(2) ค่าจ้างเงินเดือนเจ้าหน้าที่ และค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการหลักรวมทั้งค่าใช้จ่ายอื่นๆ ควรมีอัตราส่วน 50:50
(3) ศูนย์พลังงานอาเซียน สามารถใช้เงินรายได้จากดอกเบี้ยเงินกองทุนเท่านั้น
(4) ประเทศสมาชิกมีสิทธิตรวจสอบและควบคุมการใช้จ่าย รวมทั้งสถานะการเงินของศูนย์ฯ ได้ตลอดเวลา
(5) เมื่อศูนย์พลังงานอาเซียน ไม่สามารถปฏิบัติงานต่อไปได้ หรือ ภายในช่วงเวลาที่จำกัดจะต้องคืนเงินกองทุนแก่ประเทศสมาชิกที่ให้เงินช่วย เหลือทั้งหมด
(6) ข้อตกลงดังกล่าวทั้งหมดนี้ ขึ้นอยู่กับความเห็นชอบขั้นสุดท้ายจากรัฐบาลไทย โดยผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติก่อน
3. ต่อมากรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ได้มีหนังสือด่วนมากที่ วว 0409/6287 ลงวันที่ 30 เมษายน 2540 แจ้งว่า กระทรวงพลังงาน การสื่อสารและไปรษณีย์ ประเทศมาเลเซีย ขอทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการเรื่องการจ่ายเงินกองทุนแก่ศูนย์พลังงานอา เซียน กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน จึงขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบให้กรมพัฒนาและ ส่งเสริมพลังงานตั้งงบประมาณตั้งแต่ปีงบประมาณ 2541-2543 หมวดเงินอุดหนุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายกองทุนให้แก่ศูนย์พลังงานอาเซียน ปีละ 176,200 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 4,405,000 บาท เป็นเวลา 3 ปี รวมเป็นเงิน 528,600 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 13,215,000 บาท เพื่อที่กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานจะได้แจ้งผลความก้าวหน้าให้กระทรวง พลังงาน การสื่อสารและไปรษณีย์ ประเทศมาเลเซีย ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานตั้งงบประมาณตั้งแต่ปีงบประมาณ 2541-2543 หมวดเงินอุดหนุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายกองทุนให้แก่ศูนย์พลังงานอาเซียนปีละ 176,200 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 4,405,000 บาท เป็นเวลา 3 ปี รวมเป็นเงิน 528,600 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 13,215,000 บาท
เรื่องที่ 11 การลดอัตราค่าไฟฟ้าให้อุตสาหกรรม
ประธานได้แจ้งว่า จากการประชุมคณะกรรมการพัฒนาการส่งออก เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2540 คณะกรรมการฯ ดังกล่าว ได้มีมติเกี่ยวกับการลดค่าไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก และได้ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงรายละเอียดเกี่ยวกับการดำเนินการในการลดอัตราค่าไฟฟ้าให้อุตสาหกรรม ให้ที่ประชุมทราบ ซึ่งมีสาระสำคัญสรุปได้ดังนี้
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ที่ได้มอบหมายให้หารือร่วมกับผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชน เรื่องแนวทางการลดต้นทุนในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ในส่วนของค่าไฟฟ้าและการยกเว้นอัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน (Time of Day Rate : TOD) สำหรับโรงงานที่ต้องทำงาน 24 ชั่วโมง โดยเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2539 สพช. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ร่วมหารือกับผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย โดยมีรองประธานสภาอุตสาหกรรมฯ (นายทวี บุตรสุนทร) เป็นประธาน และได้มีการพิจารณาแนวทางในการลดภาระค่าไฟฟ้าสำหรับอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ โดยเฉพาะอัตรา TOD ซึ่งได้มีข้อยุติสำหรับแนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 เป็นต้นมา
2. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 ได้กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time-of Use Rate : TOU) เป็นอัตราเลือกสำหรับอัตรา TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป โดยโครงสร้างค่าไฟฟ้า TOU นี้ จะเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควี ขึ้นไป ซึ่งจะเป็นอัตราที่ลดลงจากระดับ 69 เควีเดิม นอกจากนี้ ได้กำหนดให้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เป็นศูนย์ ในช่วง Off-Peak และค่าพลังไฟฟ้าในช่วง On-Peak ลดลงจากระดับเดิมมาก
3. ในปัจจุบันมีผู้ใช้ไฟติดต่อขอใช้อัตรา TOU จำนวน 28 ราย แบ่งเป็นในเขต กฟน. 2 ราย เขต กฟภ. 23 ราย และลูกค้าของ กฟผ. 3 ราย โดยเป็นผู้ใช้ไฟในกลุ่มอุตสาหกรรมเหล็ก สิ่งทอ กระดาษ และอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ซึ่งผู้ใช้ไฟเหล่านี้ได้รับการลดค่าไฟฟ้าในเดือนพฤษภาคม 2540 ที่ผ่านมาเป็นเงินประมาณ 80 ล้านบาท และจะลดค่าใช้จ่ายได้มากขึ้นเป็นลำดับ
4. หากพิจารณาเปรียบเทียบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยกับต่างประเทศ สำหรับกลุ่มอุตสาหกรรมขนาดใหญ่โดยเปรียบเทียบกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาคนี้ พบว่าค่าไฟฟ้าของไทยไม่ได้สูงกว่าค่าไฟฟ้าในประเทศใกล้เคียง โดยเฉพาะอุตสาหกรรมที่มีการใช้ไฟอย่างสม่ำเสมอและต่อเนื่อง (มีค่า Load Factor สูง) ค่าไฟฟ้าของประเทศไทยจะมีค่าต่ำที่สุด โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้านี้เป็นโครงสร้างที่ส่งเสริมให้อุตสาหกรรมมีการใช้ ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ กล่าวคือ หากมีการใช้ไฟฟ้าอย่างสม่ำเสมอและต่อเนื่อง ค่าไฟฟ้าจะลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการดำเนินการแก้ไขปัญหาการส่งออกเรื่องการลดค่าไฟฟ้าให้ อุตสาหกรรม ตามที่ ฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งผลการดำเนินการดังกล่าวต่อสำนักเลขานุการคณะกรรมการพัฒนาการส่งออก เพื่อทราบต่อไป
โครงสร้างราคาขายปลีกน้ำมัน 3 มีนาคม 2554
ครั้งที่ 12 - วันศุกร์ ที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2549 (ครั้งที่ 12)
วันศุกร์ที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2549 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. - 31 ธ.ค. 48)
2. ทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค
3. ทบทวนมติการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. - 31 ธ.ค. 48)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตลาดน้ำมันโลก
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในช่วงเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม 2548 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 52.32 และ 56.32 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 1.32 และ 2.46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุณหภูมิในแถบตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาสูงกว่าระดับปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาและยุโรปมีการสะสมเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ เดือนธันวาคมท่อขนส่งน้ำมันของบริษัท เชลล์ ในไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด ส่งผลให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบประมาณ 170,000 บาร์เรล/วัน ต้องหยุดชะงัก และโอเปคมีแนวโน้มที่จะลดปริมาณการผลิตลงก่อนเข้าสู่ไตรมาส 2 ปี 2549
2. ตลาดน้ำมันสิงคโปร์
ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วในช่วงเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 60.94, 59.71 และ 62.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 8.16, 8.23 และ 9.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเวียดนามลดการนำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนธันวาคม 2548 ลงร้อยละ 50 หลังจากรัฐบาลเวียดนามประกาศเก็บภาษีนำเข้าน้ำมัน ร้อยละ 50 ตั้งแต่วันที่ 9 พฤศจิกายน 2548 พร้อมทั้ง ประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีออกประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบปลายเดือนพฤศจิกายน 2548 ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วในเดือนพฤศจิกายนปรับตัวลดลง อย่างไรก็ตาม ในเดือนธันวาคมราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากการนำเข้าน้ำมันเบนซิน 95 จากเอเชียไปขายในสหรัฐอเมริกา และอากาศ ที่หนาวเย็นลดลงในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และเอเชียเหนือ ทำให้ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นเพิ่มสูงขึ้น
3. ตลาดน้ำมันไทย
เดือนพฤศจิกายน 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนธันวาคม ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้ง รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.04, 25.24 และ 23.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
การจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 มีรายรับเงินส่งเข้ากองทุนจำนวน 4,779 ล้านบาท และรายจ่ายในการชดเชย LPG ดอกเบี้ย และอื่นๆ เป็นเงิน 766 ล้านบาท รายได้สุทธิเท่ากับ 4,013 ล้านบาท ทั้งนี้รายรับของกองทุนน้ำมันฯ มีเพียงพอที่จะรองรับการจ่ายหนี้สินของกองทุนน้ำมันฯ ได้ สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประมาณการ ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2548 มีเงินสดสุทธิ 9,347 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 84,961 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้เดิม (อายุไม่เกิน 1 ปี) 15,660 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันการเงินอายุ 5 ปี 32,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,256 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,078 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 208 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 75,614 ล้านบาท
5. สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
5.1 ภาพรวม ในปี 2548 การขยายตัวของเศรษฐกิจอยู่ที่ระดับ ร้อยละ 4.7 เป็นผลจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกปรับสูงขึ้นและปัญหาต่างๆ ที่เกิดขึ้นในประเทศ อาทิ ภาวะภัยแล้ง และปัญหาการระบาดของ ไข้หวัดนก เป็นต้น ทำให้การใช้และการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศอยู่ที่ระดับ 1,525 และ 742 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน และมีอัตราขยายตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ ร้อยละ 4.9 และ 9.4 ตามลำดับ โดยที่การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์อยู่ที่ระดับ 969 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน หรือขยายตัวลดลงจากปีก่อน ร้อยละ 2.3 มีมูลค่านำเข้าพลังงานรวม 774,282 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 36.7 ซึ่งเป็นการนำเข้าน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ส่วนการส่งออกพลังงานมีมูลค่ารวม 146,814 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 42.8 จากปีที่ผ่านมา เป็นการส่งออกของน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ทำให้มูลค่าการนำเข้า(สุทธิ) พลังงานค่ารวม 627,468 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.4 ขณะที่มูลค่าการใช้พลังงานทุกชนิดเชื้อเพลิงมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมา
5.2 น้ำมันดิบ การจัดหาน้ำมันดิบได้ลดลงจากปีก่อนมาอยู่ที่ระดับ 925 พันบาร์เรลต่อวัน เป็นการผลิตภายในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศในสัดส่วนร้อยละ 12 และ 88 ตามลำดับ ขณะที่การผลิตภายในประเทศ เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.1 อยู่ที่ระดับ 113 พันบาร์เรลต่อวัน ส่วนการนำเข้าน้ำมันดิบได้ลดลงถึงร้อยละ 7.0 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มขึ้นในช่วง 6 เดือนแรกของปี เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากระดับราคา 41.93 เหรียญสหรัฐในเดือนมกราคม เป็น 51.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม และในช่วง 6 เดือนหลังของปี การนำเข้าน้ำมันดิบได้ชะลอตัวลง แต่มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 29.3
5.3 น้ำมันสำเร็จรูป การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปในปี 2548 มีปริมาณรวม 51,416 ล้านลิตร เป็นการผลิตภายในประเทศที่ 49,220 ล้านลิตร ซึ่งลดลงจากปีที่ผ่านมา ร้อยละ 0.1 และเป็นการนำเข้าจำนวน 2,196 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 28.0 โดยเป็นการนำเข้าน้ำมันเตาคุณภาพดีเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้า ส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณ 42,005 ล้านลิตร ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.9 ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3 เนื่องจากราคาขายปลีกที่สูงขึ้น และมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ทำให้ประชาชนหันมาเปลี่ยนพฤติกรรม การบริโภคอย่างชัดเจน ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) และ LPG มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนแก๊สโซฮอล์มีปริมาณเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 873.3 หรือปริมาณที่เพิ่มขึ้น 524 ล้านลิตร จากรัฐบาลได้มีนโยบายอย่างจริงจัง ในการยกเลิกการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 เปลี่ยนเป็นแก๊สโซฮอล์ทั้งหมดภายในมกราคม 2550 และราคาแก๊สโซฮอล์มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินทั่วไป สำหรับการใช้น้ำมันดีเซลมีปริมาณ 19,633 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนเพียงร้อยละ 0.1 เนื่องจากรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกดีเซลในช่วงกลางปีทำให้ปริมาณการใช้ดีเซลชะลอตัวลง และประกอบกับปัญหาอุทกภัยในภาคเหนือและภาคใต้ที่เกิดขึ้น รวมทั้งการรณรงค์ของภาครัฐ ในมาตรการประหยัดพลังงาน ในขณะที่การใช้น้ำมันเตาเพื่อการผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 61.7 ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมได้ลดลงถึงร้อยละ 8.1 เนื่องจากอุตสาหกรรม SME บางประเภทหันมาใช้ถ่านหินแทนน้ำมันเตามากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเครื่องบิน + ก๊าด และ LPG ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1 และ 7.5 ตามลำดับ
5.4 ด้านไฟฟ้า ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 มีกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าอยู่ที่ 26,431 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ที่ระดับ 20,538 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีที่ผ่านมาจำนวน 1,212 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6 ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 120,988 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 โดยเป็นการใช้ในเขตนครหลวง เขตภูมิภาค และการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8, 7.5 และ 12.7 ตามลำดับ ส่วนภาคอุตสาหกรรมมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.5 เช่นเดียวกับสาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตร และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6, 4.8, 7.9 และ 3.7 ตามลำดับ
6. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2549
จาก สศช. ได้ประมาณเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.7 - 5.7 ในปี 2549 จึงสามารถ คาดการณ์การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศจะขยายตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5.6 ประกอบด้วย การเพิ่มขึ้นของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3.9 และ 7.6 ตามลำดับ สำหรับการใช้ลิกไนต์/ ถ่านหินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 เนื่องจากโรงไฟฟ้า BLCP ที่ใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นเชื้อเพลิงจะเข้าระบบ ส่วนการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้า ลดลงร้อยละ 8.4
การใช้น้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.9 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 น้ำมันดีเซลที่ยังคงปรับตัวลดลงร้อยละ 0.7 น้ำมันก๊าด + เครื่องบิน จะมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5 และน้ำมันเตาจะใช้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 19.8 ซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากท่อก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. จะยังคงสร้างไม่เสร็จในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2549 นอกจากนี้การใช้ LPG คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 และการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 โดยมีค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 21,822 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุดอยู่ที่ร้อยละ 15.86
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 ได้มีมติให้มีการกำกับดูแลการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการน้ำมันทั่วประเทศเพื่อคุ้มครองผู้บริโภค โดยให้ใช้ราคาขายปลีกของบริษัทน้ำมันในกรุงเทพมหานครบวกด้วยค่าขนส่งตามบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเกณฑ์กลางในการพิจารณา ทั้งนี้ให้สำนักงานพาณิชย์จังหวัดและสำนักงานการค้าภายในจังหวัดใช้ข้อมูลดังกล่าวเป็นแนวในการคำนวณราคาขายปลีกที่เหมาะสมของจังหวัดต่างๆ
2. เนื่องจากปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงมีการเปลี่ยนแปลงไปมาก โดยเฉพาะประเด็นค่าขนส่งที่เพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับสูงขึ้นในช่วงระดับ 20 - 25 บาท/ลิตร ขณะที่ตามบัญชีเดิมใช้ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 12 บาท/ลิตร เป็นฐานซึ่งเป็นระดับราคาในช่วงปี 2546 และได้มีการร้องเรียนให้แก้ไขอัตราค่าขนส่งอ้างอิงที่รัฐใช้ในการกำกับดูแล นอกจากนี้ การเปลี่ยนแปลงเส้นทางการขนส่งเพื่อสร้างเส้นทางคมนาคมที่สะดวกขึ้น ทำให้ต้นทุนในการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงไป
3. ต่อมาเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2548 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่ง แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค เพื่อทำหน้าที่กำกับศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชัย รุจิประภา) เป็นประธานคณะทำงาน และเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2548 คณะทำงานฯ ได้มีมติให้ทำการศึกษาบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาคใหม่ โดยให้สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยรับไปดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในปี 2549 และให้มีการพิจารณากำหนดความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค เพื่อใช้เป็นอัตราความแตกต่างชั่วคราวระหว่างที่การศึกษายังไม่แล้วเสร็จ โดยใช้แบบจำลองเดิมแต่คำนึงถึงเฉพาะปัจจัยผันแปรที่เปลี่ยนแปลงไป โดยสถาบันปิโตรเลียมฯ รับไปดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2549 พร้อมทั้ง ได้มอบให้กระทรวงพลังงานศึกษาแผนแม่บทการขนส่งพลังงานทั้งระบบ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการปรับปรุงวิธีการขนส่ง ในปัจจุบันให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ทบทวนมติการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. กลไกการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้อยู่ในระดับต่ำมีอยู่ 3 ส่วน คือ 1) กำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้าให้เท่ากับราคาตลาดโลก (ประกาศเปโตรมิน) ลบ 16 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน โดยมีราคาต่ำสุดในระดับ 185 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน และสูงสุดในระดับ 315 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน 2) กำหนดราคาขายหน้าโรงกลั่นและราคาขายก๊าซ ณ คลังก๊าซไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นราคาเดียวกันทุกแห่งทั่วราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 12.4569 บาท หากราคาจำหน่ายตามข้อหนึ่งสูงกว่าให้จ่ายเงินชดเชยในอัตราสูงสุดไม่เกิน 2.00 บาท/กก. และ 3) กำหนดอัตราชดเชยค่าขนส่งก๊าซไปยังคลังก๊าซต่างๆ เป็นไปตามประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดค่าขนส่งก๊าซไปยังคลังก๊าซต่างๆ เมื่อเดือนสิงหาคม 2546 เพื่อให้สามารถจำหน่ายก๊าซได้ในราคาเดียวกัน
2. นโยบายราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการเตรียมการเข้าสู่ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" โดย กบง. ได้มีมติเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2546 ให้จำกัดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงสุด เพื่อยุติการไหลออกของเงินกองทุนน้ำมันฯ โดยทยอยปรับลดอัตราชดเชย LPG ลงอย่างต่อเนื่อง และให้ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคา LPG เข้าสู่ระบบ "ลอยตัวเต็มที่" ในเดือนกรกฎาคม 2548 ซึ่งต่อมาเดือนกุมภาพันธ์ 2547 กบง. ได้กำหนดอัตราเงินชดเชยสูงกว่าเพดาน สูงสุด 3 บาท/กก. ได้เป็นการชั่วคราว พร้อมทั้งให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกำหนดอัตราเงินชดเชยก๊าซ LPG เกินกว่าอัตราเงินชดเชยสูงสุดได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ซึ่งได้มีการปรับกำหนดอัตราเงินชดเชยรวม 3 ครั้ง ในช่วงที่ผ่านมา และในเดือนสิงหาคม 2548 กบง. ได้มีมติขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG และขยายระยะเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคา LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. จากเดือนกรกฎาคม 2548 เป็นภายในปี 2548
3. ปัจจุบันการขยายเวลาเกี่ยวกับการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามข้อ 2 ได้สิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2548 จึงจำเป็นต้องมีการพิจารณานโยบายราคาก๊าซ LPG ใหม่ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอ 3 ทางเลือก ได้แก่ ให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG เดิมไว้ หรือลดการชดเชยลงบางส่วน หรือยกเลิกการตรึงราคาก๊าซ LPG ทั้งหมด
4. โดยที่ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยเดือนละ 530 ล้านบาท และชดเชยค่าขนส่งระหว่างคลังก๊าซ เฉลี่ยเดือนละ 40 ล้านบาท ดังนั้น หากมีการลดอัตราการชดเชยลง โดยปรับราคา LPG ขึ้น กิโลกรัมละ 1 บาท ราคาขายปลีกต่อถัง (15 กก.) จะขึ้นเป็น 267 บาท/ถัง (หรือราคา กก. ละ 17.8 บาท) จะส่งผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซ LPG ในครัวเรือน ร้อยละ 55 ภาคอุตสาหกรรมและยานพานะ ร้อยละ 15 และ 20 ตามลำดับ ขณะที่ภาคปิโตรเคมีจะไม่ได้ส่งผลกระทบ นอกจากนี้รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ จะเป็น 194 ล้านบาท/เดือน
5. แต่หากให้ตรึงราคาก๊าซ LPG เช่นเดิมต่อไป จะส่งให้ผู้ใช้รถยนต์เบนซินส่วนหนึ่งจะเปลี่ยนมาใช้ LPG แทน ภาระการชดเชยจะเพิ่มขึ้น และจะกระทบต่อนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV ด้วย ขณะเดียวกันผู้ผลิต LPG ในประเทศได้พยายามส่งออกมากขึ้น เนื่องจากราคาตลาดโลกอยู่ระดับสูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน ปัญหาการจัดหา LPG ให้เพียงพอต่อผู้ใช้อาจเกิดขึ้น ซึ่งขณะนี้กรมธุรกิจพลังงานกำลังดำเนินการออกประกาศจำกัดปริมาณการส่งออก LPG
6. อย่างไรก็ตามฝ่ายเลขานุการ เห็นว่าควรคงนโยบายราคาปัจจุบันต่อไปอีก 6 เดือน (มกราคม - มิถุนายน 2549) แล้วจึงพิจารณาอีกครั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงควรเริ่มมีผลบังคับใช้ในเดือนกรกฎาคม 2549 เป็นต้นไป เนื่องด้วยราคาก๊าซ LPG ที่ปรับสูงขึ้น จะมีผลกระทบต่อราคาสินค้าค่อนข้างมาก หากปล่อยราคา LPG สูงขึ้น ตั้งแต่เดือนมกราคม 2549 จะเป็นการเพิ่มภาระให้กับผู้บริโภค เนื่องจากจะมีการเพิ่มขึ้นของค่าไฟฟ้า (ค่า Ft) ในเดือนกุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งทำให้กรมการค้าภายในจะมีภาระมากขึ้นในการเจรจาชะลอการปรับราคาสินค้า อย่างไรก็ตาม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันยังสามารถรองรับการชดเชยต่อไปได้ และภาครัฐควรมีมาตรการช่วยเหลือและโครงการรองรับผลกระทบของกลุ่มรถแท็กซี่และรถตุ๊กตุ๊กไว้พร้อมก่อนที่จะมีการปรับราคา LPG
มติของที่ประชุม
1. ให้ขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากเดือนธันวาคม 2548 เป็นเดือนมิถุนายน 2549
2. ให้ขยายระยะเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. จากเดือนธันวาคม 2548 เป็นเดือนมิถุนายน 2549
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อเดือนมีนาคม 2535 ได้เห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ต่อมา บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) ในปัจจุบัน ได้ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดย SPP จำแนกเป็น 2 ประเภท คือ SPP ประเภท Firm อัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจะประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) และ SPP ประเภท Non - Firm อัตราค่าไฟฟ้าจะมีเพียงค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP)
2. การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง คือ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา โดย SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตามโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non - Firm กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐาน 1.59 บาท/หน่วย ซึ่งกำหนดจากต้นทุน ที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้นของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในปี 2543 ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าจะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้แก่ผู้ผลิตรายเล็กเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (151.4518 บาท/ล้านบีทียู) มากกว่าหรือน้อยกว่า 1.0000 บาท/ล้านบีทียู
3. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบันกำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มเติมจากสัญญา ไว้ในข้อ 17.4.3.2 โดยในกรณีที่มีการรับซื้อพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา โดย บมจ. กฟผ. เป็นฝ่ายร้องขอบริษัทฯ ให้จ่ายพลังไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินจะเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา บวกด้วยสาม (3) เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. ร้องขอเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา คูณด้วยอัตราส่วนของระยะเวลาที่ บมจ. กฟผ. ร้องขอต่อจำนวนชั่งโมงในเดือนนั้นๆ และในกรณีที่บริษัทฯ ประสงค์ที่จะเสนอขายพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา โดยบริษัทฯ ได้แจ้งความประสงค์เป็นหนังสือต่อ บมจ. กฟผ. และ บมจ. กฟผ. มีแผนสั่งการรับซื้อพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินจะเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้าจริงแต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา
4. บมจ. กฟผ. ได้เสนอแนวทางการปรับปรุงโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Cut) โดยให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม - พฤษภาคม) เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจากโรงไฟฟ้าหลักลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เห็นชอบในหลักการให้ บมจ. กฟผ. ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มเติมหรือเลื่อนการผลิตมาในช่วงฤดูร้อน และข้อเสนอราคารับซื้อตามที่ บมจ. กฟผ. เสนอ และ บมจ. กฟผ. ได้จัดทำหลักการคิดค่าไฟฟ้าตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบ และได้ทำข้อเสนอหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม - พฤษภาคม) พ.ศ. 2549 สรุปได้ ดังนี้
4.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) บมจ. กฟผ. จะชำระเงินเฉพาะค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
4.2 SPP ประเภท Non - Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล จะชำระเงินค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน บมจ. กฟผ. จะชำระเงินค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) ค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่า EP ตามสัญญา (2) ค่า EP โดยปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP จ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา ทั้งนี้ หากผู้ผลิตรายเล็กทั้ง 3 แบบ ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้า เพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
5. จากการคำนวณค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายจาก SPP ในช่วงฤดูร้อน เปรียบเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล พบว่าจะช่วยลดต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าในช่วงเดือนมีนาคม - พฤษภาคม 2549 ได้ประมาณ 70.45 ล้านบาท
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การคิดค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ที่ บมจ. กฟผ. เสนอเป็นแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP เป็นประโยชน์ต่อประเทศ ในภาพรวมมากกว่าการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล แม้ว่าการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลจะมีต้นทุนต่อหน่วยสูง แต่เป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น ขณะเดียวกันการกำหนดราคารับซื้อจาก SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลเท่ากับราคาไฟฟ้าที่ผลิตจากน้ำมันเตาเป็นราคาที่จูงใจผู้ผลิตไฟฟ้าในระดับหนึ่ง
7. นอกจากนี้ บมจ. กฟผ. ได้มีหนังสือขอยกเลิกโครงการ Peak Cut ตามมติของคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. เนื่องจากมาตรการที่ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้ประกอบการทั่วประเทศ เพื่อผลิตไฟฟ้าสำรองใช้เอง ที่มีเป้าหมายตัดทอนความต้องการไฟฟ้ารวม 500 เมกะวัตต์จากระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วง Peak Cut เป็นเวลา 15 ปี ไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดีเซลในปัจจุบัน และ ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลงในปี 2549 และสัดส่วนกำลังผลิตสำรองกลับเข้ามาอยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน รวมทั้ง บมจ. กฟผ. ได้ประสานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มหรือเลื่อนการผลิตไฟฟ้ามาในช่วงฤดูร้อนเพื่อเสริมระบบแล้ว โดยที่ผู้ประกอบการที่สนใจและที่ลงนามสัญญาแล้ว 37 ราย ได้ทำหนังสือแจ้งยกเลิกสัญญาแล้วทุกราย ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548 ทั้งนี้ผู้ร่วมโครงการไม่ได้รับผลกระทบหรือความเสียหายใดๆ เนื่องจากยังไม่มีการลงทุนปรับปรุงเปลี่ยนแปลงระบบเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองเพื่อเข้าร่วมโครงการ และตามเงื่อนไขสัญญาได้ระบุให้ทั้งสองฝ่ายสามารถบอกเลิกสัญญาได้โดยการแจ้งให้อีกฝ่ายทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 3 เดือนก่อนที่จะมีการสั่งการในช่วงฤดูร้อนของทุกปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม - เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
1.1SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
1.2 SPP ประเภทสัญญา Non - Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าไฟฟ้า ดังนี้
1.3.1 ค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา
1.3.2 ค่าพลังไฟฟ้า โดยปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมคูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ.สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตรา ค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้ง 3 ประเภท ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
2. เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ บมจ. กฟผ. พิจารณาแนวทางการจัดสรรเชื้อเพลิงไปใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ให้เกิดการใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
ครั้งที่ 11 - วันจันทร์ ที่ 7 พฤษภาคม พ.ศ. 2548
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2548 (ครั้งที่ 11)
วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน พ.ศ. 2548 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)
2. ข้อเสนอการปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตลาดน้ำมันโลก
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในเดือนสิงหาคม 2548 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 56.60 และ63.93 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.63 และ 6.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวการก่อการร้ายโดย ลอบยิงขีปนาวุธโจมตีเรือรบสหรัฐอเมริกาที่ท่าเรือ Aqaba ประเทศจอร์แดน และความกังวลของตลาดโลกเกี่ยวกับผลกระทบที่เกิดเฮอริเคน ต่อมาในเดือนกันยายน 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.41 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลง 0.19 และ 0.80 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว IEA ประกาศที่จะส่งน้ำมันสำรองฉุกเฉินประมาณ 2 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อแก้ปัญหาอุปทานตึงตัวในสหรัฐอเมริกา ประกอบกับ โอเปคยืนยันที่จะพิจารณาเพิ่มเพดานการผลิตอีก 500,000 บาร์เรล/วัน
เดือนตุลาคม 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 53.96 และ 59.05 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลง 2.45 และ 4.08 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเฮอริเคนวิลมาอ่อนกำลังลงก่อนพัดขึ้นฝั่งในรัฐฟลอริดา และแท่นขุดเจาะน้ำมันในทะเลของเม็กซิโกไม่ได้รับผลกระทบจากพายุดังกล่าว
2. ตลาดน้ำมันสิงคโปร์
เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20 , 72.52 และ 70.66 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมันดิบระหว่างวันในตลาด NYMEX และ IPE ประกอบกับอุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัว และจากรายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐลดลง ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากข่าวอินโดนีเซียจะนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน 2548 เพิ่มขึ้น สำหรับในเดือนกันยายน 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 78.89, 77.86 และ 75.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 5.70, 5.34 และ 4.67 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดตามราคาน้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกาที่อยู่ในระดับสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เนื่องจากผลกระทบของพายุเฮอริเคนแคทรีนา ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากตลาดคาดว่า Sinopec ของจีนกำลังจะประมูลซื้อน้ำมันดีเซลส่งมอบช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคม 2548
เดือนตุลาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.10, 67.94 และ 72.62 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 9.79, 9.92 และ 2.71 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอินโดนีเซียชะลอการนำเข้าน้ำมันเบนซิน เนื่องจากราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงและรัฐบาลลดเงินชดเชย โดยปรับเพิ่มราคาขายในประเทศส่งผลให้ความต้องการใช้น้ำมันเบนซินลดลง และเวียดนาม ยกเลิกการประมูลซื้อน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ประกอบกับจีนลดการนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนพฤศจิกายน 2548 เนื่องจากราคานำเข้าสูงกว่าราคาขายในประเทศ
3. ตลาดน้ำมันไทย
เดือนสิงหาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.54, 25.74 และ 23.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนกันยายน 2548 ผู้ค้าน้ำมัน (ยกเว้น ปตท.) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 อยู่ที่ระดับ 27.74, 26.94 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ
เดือนตุลาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 4 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.60 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 0.40 บาท/ลิตร เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.14, 25.34 และ 23.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอการปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2547 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเรื่องการยกเว้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ดังนี้ 1) เห็นชอบในหลักการให้ยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์เป็นการชั่วคราว ทดแทนต้นทุนราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่เพิ่มขึ้น ในส่วนของราคาเอทานอล เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมักแก๊สโซฮอล์ทไว้ที่ระดับเดิม 2) ยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ตามข้อ 1) ไม่รวมถึงการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนที่ได้มีการจ่ายเงินชดเชยตามนโยบายตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งในช่วงราคาน้ำมันขาลงรัฐบาลจะเรียกเก็บเงินคืนเพื่อจ่ายเงินกู้ต่อไป 3) มอบหมายให้ผู้ช่วยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรมการค้าภายใน และ สนพ. รับไปหารือกับกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันในเรื่องต้นทุนที่เพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 91 ที่จะนำมาผสมเอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์
2. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2547 ในการประชุมผู้บริหารของกระทรวงพลังงานได้มีมติเห็นควรปรับลดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ลง 0.25 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ความแตกต่างระหว่างราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และแก๊สโซฮอล์เท่ากับ 0.75 บาท/ลิตร โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2547 เป็นต้นไป
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือ ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง โดยการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ต้องทำให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) สามารถจ่ายดอกเบี้ยและชำระคืนเงินต้นตราสารหนี้ได้เมื่อครบกำหนดจ่าย แต่ทั้งนี้ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 1.50 บาท/ลิตร ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และแก๊สโซฮอล์ จากเดิม 0.75 บาท/ลิตร เป็น 1.50 บาท/ลิตร ซึ่งได้สิ้นสุดลงเมื่อวันที่ 15 เมษายน 2548 แต่ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีนโยบายดำเนินการเรื่องดังกล่าวต่อไป
4. เนื่องจากปัจจุบันสถานการณ์ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงทำให้สามารถเก็บเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ระดับเพดานสูงสุด 1.50 บาท/ลิตร ได้ และเมื่อคำนึงถึงแนวโน้มราคาน้ำมันที่ยังลดลงอยู่ จะทำให้ภาครัฐสามารถเก็บอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นได้อีก โดยการขยายระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม ต้นทุนราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ยังคงปรับตัวสูงขึ้น โดยราคาเอทานอลนำเข้าอยู่ที่ระดับ 17.50 บาท/ลิตร และราคาภายในประเทศอยู่ที่ระดับ 19.00 บาท/ลิตร ทำให้ผู้ค้าน้ำมันอาจต้องปรับราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ส่วนต่างระหว่างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์กับน้ำมันเบนซิน 95 ไม่ถึง 1.50 บาท/ลิตร ได้เพื่อให้ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 1.50 บาท/ลิตร โดยที่ภาครัฐไม่ต้องชดเชยราคาเอทานอล ดังนั้น ภาครัฐจึงควรขยายระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นอีก เพื่อทำให้ราคาของน้ำมันเบนซิน 95 สูงกว่าราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 1.50 บาท/ลิตร
5. นอกจากนี้ จากประกาศกระทรวงการคลัง (ฉบับที่ 75) เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2548 ได้กำหนดให้มีการเก็บอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร ในวันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้น ถ้าหากภาครัฐจะบริหารระดับราคาไม่ให้เพิ่มสูงขึ้นโดยทันที ภาครัฐอาจจะใช้การเก็บอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เป็นทุนสำรองไว้ก่อนวันที่ 1 ธันวาคม 2548 หลังจากนั้นจึงปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ลงเพื่อไม่ให้ราคาน้ำมันดีเซลปรับสูงเพิ่มขึ้นอย่างฉับพลัน แต่ทั้งนี้ ภาครัฐจำเป็นต้องขยายระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นก่อน
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอให้มีการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล เพิ่มขึ้นอีก 1.00 บาท/ลิตร จากระดับเพดานสูงสุด 1.50 บาท/ลิตร เป็น 2.50 บาท/ลิตร พร้อมทั้งมอบหมายให้ผู้อำนวยการ สนพ. ในฐานะเลขานุการขอ กบง. เป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล นอกจากนี้ในช่วงวันที่ 3 - 4 พฤศจิกายน 2548 ราคาน้ำมันโลกได้ปรับตัวแนวโน้มลดลง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ผู้อำนวยการ สนพ. ดำเนินการปรับเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน และดีเซล เพิ่มขึ้นอีก 0.30 บาท/ลิตร โดยมีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 4 พฤศจิกายน 2548 เป็นต้นมา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 1.00 บาท/ลิตร จากระดับเพดานสูงสุด 1.50 บาท/ลิตร เป็น 2.50 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซล
2. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 4 พฤศจิกายน 2548 เป็นต้นไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหารือร่วมกับกระทรวงพาณิชย์ เพื่อศึกษาโครงสร้างราคาน้ำมันเอทานอล เพื่อนำเสนอคณะกรรมการฯ ครั้งต่อไป
กพช. ครั้งที่ 62 - วันพุธที่ 12 กุมภาพันธ์ 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2540 (ครั้งที่ 62)
วันพุธที่ 12 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2540 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
4.รายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP และ SPP
5.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
6.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก
พลเอกชวลิต ยงใจยุทธ นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2539
สรุปสาระสำคัญ
1. ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ในปี 2539 อยู่ในระดับ 1,120 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 11.1 พลังงานหลักที่ใช้คือ น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปคิดเป็นร้อยละ 61.3 ของการใช้พลังงานทั้งหมด สำหรับการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ในปี 2539 เพิ่มสูงถึงร้อยละ 14.5 กล่าวคือ สามารถผลิตได้ในระดับ 450 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน แต่ก็ยังไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงต้องนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศในระดับ 723 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน หรือร้อยละ 64.6 ของการใช้ทั้งหมด
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด สรุปได้ดังนี้
2.1 การผลิตก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นตามลำดับตั้งแต่กลางปี 2539 เป็นต้นมา เนื่องจากการก่อสร้างท่อส่งก๊าซคู่ขนานจากเอราวัณถึงระยอง จากระยองถึงบางปะกง และจากบางปะกงถึงวังน้อยแล้วเสร็จ โดยสามารถผลิตได้ 1,450 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในช่วงปลายปี 2539 ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 72.5 ที่เหลือเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม เป็นวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และก๊าซบางส่วนแยกเป็นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อใช้ในครัวเรือน อุตสาหกรรมและในรถยนต์
2.2 น้ำมันดิบผลิตได้ในระดับ 26.3 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 10.6 แหล่งผลิตที่สำคัญคือ แหล่งสิริกิติ์ และแหล่งนางนวล
2.3 ในปี 2539 มีการใช้ลิกไนต์จำนวนทั้งสิ้น 21 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 14.0 โดยส่วนใหญ่ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะจำนวน 17 ล้านตัน สำหรับการผลิตลิกไนต์ของ เหมืองเอกชนลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2538 เป็นต้นมา โดยในปี 2539 ผลิตได้เพียง 4.9 ล้านตัน ซึ่ง ไม่เพียงพอกับความต้องการของภาคอุตสาหกรรม จึงต้องนำเข้าถ่านหินสูงถึง 3.5 ล้านตัน
2.4 ในปี 2539 ได้มีโรงกลั่นใหม่เปิดดำเนินการ 2 แห่ง คือ โรงกลั่นน้ำมันระยองและโรงกลั่นสตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง ทำให้กำลังการกลั่นรวมของประเทศเพิ่มขึ้นเป็น 834 พันบาร์เรล/วัน ในขณะที่มีความต้องการใช้เพียง 703 พันบาร์เรล/วัน ส่งผลให้มีการส่งออกมากกว่าการนำเข้าของน้ำมันเกือบทุกชนิด ยกเว้นน้ำมันเตา กล่าวคือ การใช้น้ำมันเบนซินอยู่ในระดับ 119.2 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 9.9 และเริ่มมีการส่งออกน้ำมันเบนซิน (สุทธิ) ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 เป็นต้นมา ส่วนน้ำมันดีเซลมีปริมาณการใช้ 304.2 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 14.4 การใช้ที่เพิ่มขึ้นสูงมากนี้ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำ เข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ผล ประกอบกับมีการใช้ดีเซลในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น และเริ่มมีการ ส่งออกน้ำมันดีเซล (สุทธิ) ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2539 สำหรับน้ำมันเตามีปริมาณการใช้ลดลงจากปี 2538 ร้อยละ 0.7 เนื่องจากการใช้ในภาคอุตสาหกรรมชะลอตัวลงตามภาวะเศรษฐกิจ และการใช้ในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ได้ลดลงด้วย โดย กฟผ. หันไปใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านลิกไนต์มากขึ้น การผลิตน้ำมันเตายังไม่เพียงพอกับความต้องการ ยังต้องนำเข้าจากต่างประเทศ การใช้น้ำมันเครื่องบินได้ชะลอตัวลงจากปี 2538 โดยการใช้ เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 2.9 ในขณะที่การผลิตเพิ่มขึ้นและสูงกว่าความต้องการจึงมีการส่งออกสุทธิ 2.2 พันบาร์เรล/วัน ส่วนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ผลิตได้ในระดับ 60.3 พันบาร์เรล/วัน ซึ่งสูงกว่าความต้องการ จึงมีเหลือส่งออกจำนวน 6.4 พันบาร์เรล/วัน
3. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าของประเทศ ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 16,219 เมกะวัตต์ แยกเป็นกำลังผลิตติดตั้งของ กฟผ. ร้อยละ 86.2 และของเอกชน (IPP , SPP และอื่นๆ) ร้อยละ 13.8 การผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 88,290 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง (GWh) เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 9.8 โดยมีก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา และลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิงหลัก ส่วนการใช้ไฟฟ้าในปี 2539 ชะลอตัวลงทั้งในเขตไฟฟ้านครหลวงและภูมิภาค โดยเฉพาะการใช้ในภาคอุตสาหกรรมและธุรกิจได้ชะลอตัวลงค่อนข้างมาก
4. ในปี 2539 รัฐบาลมีรายได้สรรพสามิตจากน้ำมันสำเร็จรูปจำนวน 58,793 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปี 2538 จำนวน 3,955 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.2 สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 3 พฤศจิกายน 2539 มีเงินคงเหลือ จำนวน 794 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2539 ราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 2.5-3.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากปริมาณความต้องการน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้น อันเนื่องมาจากความต้องการ เพื่อเพิ่มปริมาณการสำรองน้ำมันดิบที่ลดต่ำลงในช่วงต้นปีและปลายปี และความต้องการเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันที่ใช้ให้ความอบอุ่น โดยเฉพาะน้ำมันดีเซลมีความต้องการสูงในปีที่ผ่านมา การที่ราคาน้ำมันดิบสูงขึ้นได้ ส่งผลให้ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มสูงขึ้น และผลจากราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกที่สูงขึ้นได้ส่งผลกระทบโดยตรงต่อราคา ขายปลีกของไทย ทำให้มีการปรับราคาสูงขึ้นทุกผลิตภัณฑ์
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึงต้นเดือนกุมภาพันธ์ 2540 สรุปได้ดังนี้
2.1 ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยของเดือนมกราคมปี 2540 ลดลงจากเดือนธันวาคมประมาณ 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และต้นเดือนกุมภาพันธ์ราคาได้เริ่มอ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 20.6-24.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลมาจากอากาศที่อุ่นขึ้น ทำให้ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นได้เริ่มลดลง ประกอบกับการปิดซ่อมบำรุงของโรงกลั่นหลายแห่งในสหรัฐอเมริกา ส่วนด้านการผลิตได้เพิ่มสูงขึ้นทั้งจากกลุ่มโอเปคและ นอกกลุ่มโอเปค
2.2 จากความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นที่เพิ่มขึ้นในช่วงปลายปีที่ผ่านมา ทำให้โรงกลั่น ในย่านเอเซียเร่งผลิตน้ำมันอย่างเต็มที่ มีผลให้ปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดเพิ่มมากขึ้น ในขณะที่ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นได้เริ่มลดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ในตลาดจรสิงคโปร์ของเดือนมกราคมลดลงเฉลี่ย 2.8, 4.5 และ 2.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนน้ำมันเบนซินราคาได้ เคลื่อนไหวในทิศทางตรงกันข้าม โดยเพิ่มขึ้น 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณการสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐอเมริกาอยู่ในระดับต่ำ และผู้ค้าน้ำมันได้เริ่มสำรองน้ำมันเบนซินสำหรับฤดูร้อนที่กำลังจะมาถึง จึงมีความจำเป็นต้องนำเข้าน้ำมันเบนซิน ส่งผลให้ราคาน้ำมันเบนซินของตลาดอื่นๆ ปรับตัวสูงขึ้นตามตลาดสหรัฐอเมริกา สำหรับราคาน้ำมันเบนซินพิเศษ น้ำมันเบนซินธรรมดา น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ณ ต้นเดือนกุมภาพันธ์ อยู่ในระดับ 28.0, 27.0, 30.9, 24.9, และ 15.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2.3 นับตั้งแต่ต้นเดือนมกราคมปี 2540 เป็นต้นมา ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินได้ปรับลดลง 0.05 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับลดลงรวมทั้งสิ้น 0.90 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินพิเศษ น้ำมันเบนซินธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ ต้นเดือนกุมภาพันธ์ อยู่ในระดับ 9.60, 9.20 และ 8.66 บาท/ลิตร ตามลำดับ
2.4 ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ของประเทศในเดือนมกราคม อยู่ในระดับ 1.1608 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปศึกษาความเหมาะสม โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซล โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพของการใช้และความสมดุลย์ ของปริมาณการผลิต และการใช้น้ำมันดีเซลของประเทศ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. มาตรการในการประสานงานได้กำหนดให้มีองค์กรกลางในการประสานการปฏิบัติงานของ หน่วยงานต่างๆ เข้าด้วยกัน โดยให้กองทัพเรือเป็นศูนย์กลางในการประสานจัดทำแผนงานการตรวจลาดตระเวนทาง ทะเลร่วมกับกรมตำรวจและกรมศุลกากร โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เป็น ศูนย์กลางในการประสานงาน และปฏิบัติงานร่วมกับหน่วยงานปราบปรามทั้งทางทะเลและบนบก เพื่อให้ การปฏิบัติงานเป็นไปอย่างมีเอกภาพและเกิดประสิทธิภาพสูงสุด
2. มาตรการในการป้องกันและปราบปราม มีการดำเนินงานสรุปได้ดังนี้
2.1 การป้องกันและปราบปรามทางทะเล มีการดำเนินการดังนี้
(1) กองทัพเรือ กรมศุลกากร และกรมตำรวจ ได้จัดกำลังเจ้าหน้าที่ทำการลาดตระเวน การขนส่งน้ำมันในทะเลด้วยเรือและอากาศยาน ทั้งทางด้านทะเลอันดามันและอ่าวไทย
(2) ได้มีการประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทยในท้องทะเล เป็นระยะทาง 12 ไมล์ จากเขตทะเลอาณาเขต เพื่อให้การลักลอบนำเรือมาลอยลำจำหน่ายกลางทะเลกระทำได้ลำบากยิ่งขึ้น โดยได้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ.2469 และพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 เพื่อให้เจ้าหน้าที่มีอำนาจกระทำการในเขตต่อเนื่องได้ และได้จัดทำร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เสนอเข้าสู่สภา ซึ่งขณะนี้ได้ผ่านการพิจารณาวาระที่ 1 เรียบร้อยแล้ว
(3) ได้มีการกำหนดมาตรการสนับสนุนการปราบปรามทางทะเลที่สำคัญ ได้แก่ ให้กระทรวงพาณิชย์กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมัน ที่จะนำเข้าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องแจ้งการนำเข้าล่วงหน้าต่อกระทรวงพาณิชย์ เพื่อแจ้งให้หน่วยงานปราบปรามทราบ รวมทั้ง กำหนดให้มีการตรวจสอบเรือประมงดัดแปลงอย่างใกล้ชิดและเข้มงวด ตลอดจนกำหนดให้มีการตรวจสอบภาษีเงินได้ของเจ้าของเรือประมงและผู้เช่าเรือ ประมงไปกระทำ การลักลอบนำเข้าด้วย
2.2 การป้องกันและปราบปรามทางบก มีการดำเนินการดังนี้
(1) กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ควบคุมการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงใน คลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชายฝั่งทุกแห่งแล้วในปี 2539 จำนวน 37 คลัง และในปี 2540 ได้กำหนดให้มีการติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติมในคลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอีก 19 คลัง และคลังน้ำมันเบนซินชายฝั่งทุกแห่งรวม 40 คลัง
(2) กรมศุลกากรและกรมตำรวจ ได้จัดให้มีการเฝ้าระวังคลังน้ำมันชายฝั่งทุกแห่งที่อาจใช้เป็นที่ขนน้ำมันจากทะเลขึ้นสู่บก
(3) กรมโยธาธิการ ได้ดำเนินการตรวจสอบการสร้างคลังน้ำมัน
(4) กรมตำรวจได้จัดตั้งด่านตรวจสอบการขนส่งลำเลียงน้ำมัน เพื่อสะกัดกั้นการขนน้ำมันที่ลักลอบนำเข้าไปยังคลังน้ำมันและสถานีบริการ และได้ร่วมกับกรมศุลกากรตั้งด่านตรวจสอบการขนส่งน้ำมันไปยังประเทศสาธารณรัฐ ประชาธิปไตยประชาชนลาว
(5) กรมสรรพากรทำการตรวจสอบภาษีของคลังน้ำมันชายฝั่งที่ไม่ยินยอมติดตั้งมิเตอร์ และชักจูงใจให้คลังดังกล่าวติดมิเตอร์ของกรมสรรพสามิต
(6) กรมตำรวจและกรมทะเบียนการค้าได้จัดรถตรวจสอบคุณภาพน้ำมันออกตรวจสอบตามสถานีบริการต่างๆ และดำเนินคดีกับผู้กระทำผิดทุกราย
(7) กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการออกประกาศกระทรวงการคลัง ให้ผลิตภัณฑ์เคมีปิโตรเลียมและสารละลายเป็นผลิตภัณฑ์ที่ต้องเสียภาษี และได้ออกประกาศและระเบียบกรมสรรพสามิต เพื่อควบคุมการซื้อขายและนำผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปใช้อย่างเข้มงวด ทั้งนี้ เพื่อแก้ไขปัญหาการนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ได้รับการยกเว้นภาษี ไปผสมเพื่อจำหน่ายเป็นน้ำมันเบนซิน ซึ่งประกาศและระเบียบดังกล่าว ข้างต้นมีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม พ.ศ. 2540
(8) การดำเนินการตามมาตรการสนับสนุนอื่นๆ เช่น กรมสรรพสามิตได้พิจารณาเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ชำระภาษีแล้ว ซึ่งขณะนี้กรมสรรพสามิตกำลังศึกษาและเตรียมการเพื่อให้พร้อมจะนำมาปฏิบัติ ได้ต่อไป กระทรวงพาณิชย์กำหนดเงื่อนไขให้การนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงต้องมีผู้ตรวจวัด อิสระ ร่วมตรวจสอบการนำเข้าด้วย เป็นต้น
3. มาตรการดำเนินคดี ได้มีการปรับปรุงขั้นตอนการดำเนินคดีและ ติดตามผลคดีให้รัดกุมยิ่งขึ้น โดยได้กำหนดให้มีการจัดทำเป็นคู่มือการปฏิบัติงานของเจ้าหน้าที่ และให้สำนักงานอัยการสูงสุดถือว่าคดีลักลอบ นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นคดีสำคัญ หากพนักงานอัยการมีความเห็นควรสั่งไม่ฟ้อง หรือสั่งไม่ริบของกลาง ก่อนมีความเห็นและคำสั่งให้เสนอต่ออัยการสูงสุดก่อนมีคำสั่งทุกครั้ง
4. มาตรการสนับสนุนทางการเงิน เนื่องจากปัญหาการขาดแคลนงบประมาณ เพื่อใช้ในการปฏิบัติงานปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทำให้การ ปราบปรามไม่ประสบผลสำเร็จเท่าที่ควร คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงได้มอบหมายให้ สพช. รับไปจัดหาเงินเพื่อสนับสนุนแก่หน่วยงานต่างๆ อย่างเพียงพอ ซึ่งในปีงบประมาณ 2539 สพช. ได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติเงินจากกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงแก่หน่วยงานต่างๆ รวมทั้งสิ้น 145 ล้านบาท สำหรับในปีงบประมาณ 2540 สพช. ได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติเงินจากกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงสนับสนุนแก่หน่วยงานต่างๆ อีก รวมทั้งสิ้น 906 ล้านบาท นอกจากนี้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติมอบหมายให้สำนักงบประมาณรับไปพิจารณาใช้งบกลางเพื่อสนับสนุนการจัด ซื้อเครื่องมืออุปกรณ์ให้แก่หน่วยงานต่างๆ ได้แก่ การจัดซื้อเครื่องมือและอุปกรณ์ในการตรวจการณ์ในเวลากลางคืนของกองทัพเรือใน วงเงิน 240 ล้านบาท การจัดซื้อเรือตรวจการณ์ขนาด 130 ฟุต จำนวน 3 ลำ ของกรมเจ้าท่าในวงเงิน 450 ล้านบาท และการจัดซื้อเรือตรวจการณ์ทางทะเลของกรมศุลกากรในวงเงิน 106 ล้านบาท
5. ผลการจับกุม ในปี 2539 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนีภาษีได้เป็นจำนวน 14 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 11 ล้านลิตร หรือประมาณ 5 เท่าของปีก่อน
6. ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณเดือนละ 192 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 ทำให้รัฐบาลมีรายได้เพิ่มขึ้นจากการเก็บภาษีและกองทุนต่างๆ อีกไม่น้อยกว่า 3,000 ล้านบาท ในปี 2539
7. มาตรการที่ควรเร่งดำเนินการในระยะต่อไป เพื่อให้การปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น มีดังนี้
7.1 เร่งรัดการติดตั้งมิเตอร์ในคลังน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วชายฝั่งให้ครบ ถ้วนทุกแห่ง รวมทั้งพิจารณากำหนดเป็นกฎหมายให้คลังน้ำมันที่ก่อสร้างขึ้นใหม่ต้องติดตั้ง อุปกรณ์ดังกล่าวด้วย
7.2 เร่งรัดการนำสาร Marker เติมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ชำระภาษีแล้ว เพื่อให้เจ้าหน้าที่สามารถตรวจสอบได้ว่าน้ำมันนั้นเป็นน้ำมันลักลอบหนีภาษี หรือไม่
7.3 เร่งดำเนินการให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทุกแห่งต้องชำระภาษีมูลค่า เพิ่ม และให้มี การตรวจสอบภาษีเงินได้และภาษีมูลค่าเพิ่มของคลังน้ำมัน เจ้าของเรือที่จับกุมได้ รวมทั้งผู้เช่าเรือไปใช้ในการกระทำความผิด
7.4 เร่งเสนอร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ซึ่งได้ผ่านการพิจารณาของสภาผู้แทนราษฎรวาระที่ 1 เรียบร้อยแล้วให้มีผลบังคับใช้โดยเร็ว เพื่อให้เจ้าหน้าที่มีอำนาจปฏิบัติการในเขตต่อเนื่องได้ ซึ่งจะทำให้การปราบปรามทางทะเลมีประสิทธิภาพมากขึ้น พร้อมกับเร่งพิจารณาแก้ไขข้อกฎหมายที่เป็นอุปสรรคในการปราบปราม หรือเป็นช่องว่างให้ ผู้กระทำผิดสามารถลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงมาจำหน่ายในเขตน่านน้ำไทยได้ เช่น แก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 ให้สามารถริบเรือที่มีขนาดเกินกว่า 250 ตันกรอส รวมทั้ง แก้ไขพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 ให้สามารถริบเรือที่ใช้กระทำความผิดและเอาผิดแก่เจ้าของเรือกระทำความผิดและ พิจารณาบทลงโทษให้สูงขึ้น
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มอบหมายให้กองทัพเรือประสานงานกับรัฐบาลออสเตรเลีย เพื่อขอความร่วมมือในการใช้สัญญาณเรดาร์ (Over Horizontal Radar) ของประเทศออสเตรเลียมาใช้กับกองทัพเรือ และให้ผนวกแผนการปราบปรามนี้ เข้าไปในแผนการฝึกประจำปีด้วย
เรื่องที่ 4 รายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP และ SPP
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมและสนับสนุนบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วม ในกิจการไฟฟ้า อันนำไปสู่การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินการและการให้บริการ รวมทั้งยังเป็นการลดภาระด้านการ ลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า จึงได้มีการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ในปี 2537 และออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ในปี 2535 เพื่อให้สามารถรองรับปริมาณความต้องการไฟฟ้าที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคตได้อย่าง เพียงพอ
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producers : IPP) มี ความคืบหน้าโดยลำดับ ดังนี้
2.1 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (รอบแรก) จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 และกำหนดยื่นข้อเสนอในวันที่ 30 มิถุนายน 2538 ต่อมาเมื่อเดือนเมษายน 2538 กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีกประมาณร้อยละ 10 รวมกำลังผลิตที่ต้องการซื้อทั้งสิ้นประมาณ 4,200 เมกะวัตต์ และเมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอ มีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ ซึ่งประกอบด้วยข้อเสนอทั้งสิ้น 88 ทางเลือก รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 39,067 เมกะวัตต์ โดยใช้ก๊าซธรรมชาติ 37 ราย ถ่านหิน 12 ราย และออริมัลชั่น 1 ราย
2.2 การประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดำเนินการภายใต้การกำกับดูแลของคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยได้พิจารณาจากปัจจัยด้านราคา (Price Factor) ร้อยละ 60 และจากปัจจัยด้านอื่น ๆ นอกเหนือจากราคา (Non-Price Factors) ร้อยละ 40 ปรากฏว่ามีโครงการที่ผ่านการคัดเลือกรอบแรกจำนวน 21 โครงการ แยกเป็นระยะที่ 1 ซึ่งจะรับซื้อในปี 2539-2543 จำนวน 13 ราย และระยะที่ 2 รับซื้อไฟฟ้าในปี 2544-2545 จำนวน 8 ราย โดยได้ประกาศ รายชื่อดังกล่าว เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2539 และ 19 มีนาคม 2539 ตามลำดับ
2.3 ต่อมา คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อนุมัติในหลักการให้มีการเพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในช่วงปี 2543 - 2546 จำนวน 1,600 เมกะวัตต์ โดยคัดเลือกจากโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. และตามประกาศ รับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในรอบแรก ทั้งนี้ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรับไปดำเนินการต่อไป โดยให้อำนาจ กฟผ. ที่จะพิจารณาเพิ่มลดปริมาณการซื้อขายกระแสไฟฟ้ากับเอกชนได้ในอัตราร้อยละ 20 เพื่อให้สามารถแก้ไขปัญหาการขาดแคลนกระแสไฟฟ้าได้รวดเร็วยิ่งขึ้น
3. กฟผ. ได้รายงานผลการเจรจาของ กฟผ. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับคัดเลือก รวมทั้งส่วนที่ได้รับอนุมัติให้ซื้อเพิ่มรวม 1,600 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 1 (พ.ศ. 2539-2543) จำนวน 3 ราย รวม 1,726 เมกะวัตต์เป็นโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ได้แก่ บริษัท Independent Power (Thailand) Company Limited จำนวน 700 เมกะวัตต์ สถานที่ตั้ง อ่าวไผ่ จ. ชลบุรี ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.235 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และ บริษัท Tri Energy Company Limited จำนวน 700 เมกะวัตต์ สถานที่ตั้ง จ. ราชบุรี ราคาไฟฟ้าเฉลี่ย ต่อหน่วย 1.303 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ขณะนี้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าทั้ง 2 บริษัท ได้ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการ กฟผ. แล้ว โดย กฟผ. ได้จัดส่งสัญญาที่ลงลายมือชื่อเพื่อผูกพันคู่สัญญาทั้ง 2 ฝ่าย ในเบื้องต้นไปให้สำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อพิจารณาให้ความเห็น สำหรับส่วนที่ได้รับจัดสรรให้ซื้อเพิ่มในระยะที่ 1 อีก 300 เมกะวัตต์นั้น ขณะนี้อยู่ในระหว่างการเจรจาต่อรองราคาและปรับปรุงเงื่อนไขในสัญญาให้เป็นไป ตามที่ กฟผ. ต้องการ คือ บริษัท Bangkok Energy System (B) Limited จำนวน 326 เมกะวัตต์ เมื่อแล้วเสร็จจะได้นำเสนอคณะกรรมการ กฟผ. เพื่ออนุมัติต่อไป
3.2 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 2 (พ.ศ 2544-2546) จำนวน 4 ราย รวม 4,114 เมกะวัตต์ ได้แก่ บริษัท Union Power Development Company Limited จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง ต. หินครุฑ จ. ประจวบคีรีขันธ์ ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.305 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง บริษัท Gulf Power Generation Company Limited จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง อ. กุยบุรี จ. ประจวบคีรีขันธ์ ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.374 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง บริษัท Bowin II Power Company Limited จำนวน 673 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง อ. บ่อวิน จ. ชลบุรี ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.354 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และบริษัท BLCP Power Limited จำนวน 1,341 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง อ.มาบตาพุด จ. ระยอง ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.374 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ขณะนี้ทั้ง 4 บริษัท ได้รับอนุมัติให้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว การลงนามขั้นสุดท้าย ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีการดำเนินการโดยเร็วต่อไป เมื่อได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) สรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้
4.1 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตรายเล็ก โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฝผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กซึ่งผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.2 กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กงวดที่ 1 ลงวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. ภายในวันที่ 31 ตุลาคม 2535 ผลปรากฏว่ามีผู้ผลิต รายเล็กยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อเป็นจำนวนมาก ประกอบกับความต้องการไฟฟ้าได้เพิ่มสูงขึ้นมากกว่าที่คาดการณ์ไว้ คณะรัฐมนตรี จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2538 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก จาก 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444 เมกะวัตต์ และต่อมาได้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1,444 เมกะวัตต์ เป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณในการรับซื้อไฟฟ้า
4.3 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบ ในหลักการให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรม ที่ดำเนินการโดยเอกชน สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าแทนการก่อสร้างสายจำหน่ายหรือสายป้อนของ ตนเอง โดยเปิดโอกาสให้เอกชนสามารถใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้าได้ ซึ่งจะแก้ไขปัญหาการลงทุนซ้ำซ้อนกับการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่าย และการไฟฟ้าก็จะได้ใช้ประโยชน์จากสายป้อนที่ตนเองได้สร้างไว้แล้ว ส่วนการซื้อขายไฟฟ้าภายในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนินการโดย เอกชน ให้เป็นการเจรจาตกลงระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับ ผู้ใช้ไฟฟ้าได้โดยตรงเช่นในปัจจุบันต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบให้คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าจัดทำการพยากรณ์ความ ต้องการไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็ก ทั้งในการจำหน่ายเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กและการ จำหน่ายให้ลูกค้าตรง เพื่อให้ การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง นำข้อมูลไปใช้ในการวางแผนการลงทุนอย่างเหมาะสมต่อไป และขณะนี้ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาทำการศึกษาเรื่อง "การกำหนดอัตราค่าบริการและเงื่อนไขการใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้า" แล้ว คาดว่าการศึกษาดังกล่าวจะแล้วเสร็จในราวเดือนพฤษภาคม 2540
5. การดำเนินการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กตามมติ คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2538 กฟผ. ได้ประกาศขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ จากเดิมที่ประกาศไว้ 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2538 เมื่อครบกำหนดมีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ารวม 84 ราย ขนาดกำลังการผลิต 8,155 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 4,581 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปริมาณ 1,444 เมกะวัตต์ ที่ กฟผ. ประกาศขยายการรับซื้อเป็นจำนวนมาก กฟผ. จึงได้พิจารณาคัดเลือกและได้แจ้งผลการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก แล้ว เมื่อเดือนมีนาคม 2539 จำนวน 50 ราย ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารวม 1,720 เมกะวัตต์ ต่อมาผู้ผลิตรายเล็กบางรายได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก กฟผ. ทำให้กำลัง การผลิตรวมเท่ากับ 3,699 เมกะวัตต์ ปริมาณการรับซื้อรวม 1,886 เมกะวัตต์
6. การดำเนินการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กตามมติ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 นั้น กฟผ. ได้ประกาศขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กจาก 1,444 เมกะวัตต์ เป็น 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 โดยได้คัดเลือกจากผู้ผลิตรายเล็ก ที่ได้ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าไว้กับ กฟผ. ก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2538 แต่ยังไม่ได้รับการคัดเลือก (มีจำนวน 34 ราย) และ เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2539 กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กเพิ่มเติมอีก จำนวน 11 ราย กำลังการผลิต 1,260 เมกะวัตต์ เสนอขายไฟฟ้ารวม 800 เมกะวัตต์ รวมการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก จำนวน 61 ราย กำลังการผลิต 4,960 เมกะวัตต์ จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,686 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้ผลิตรายเล็กลงนามในสัญญาแล้ว จำนวน 27 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 871 เมกะวัตต์ และมี ผู้ผลิตรายเล็กจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 17 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบในปี 2539 จำนวน 1,215 ล้านหน่วย คิดเป็นมูลค่า 1,649 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนในรูปของ IPP และ SPP ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2.มอบหมายให้ กฟภ. จัดส่งประเด็นปัญหาผลกระทบของนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายเล็ก (SPP) ต่อ สพช. เพื่อพิจารณาก่อนและให้นำผลการพิจารณาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว)
รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป.ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจในเรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ครั้งแรกเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ กรุงเวียงจันทน์ และต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจฉบับใหม่ เพื่อใช้แทนฉบับเก่าโดยได้ขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 1,500 เมกะวัตต์ เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ล.) และคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้า (Committee for Energy and Electric Power : CEEP) ของลาว ได้ร่วมกันพิจารณาความเหมาะสมของโครงการ การเจรจาซื้อขายไฟฟ้าในปัจจุบันมีความคืบหน้าโดยมีโครงการที่สามารถลงนามใน สัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน-หินบุน กำลังการผลิต 210 เมกะวัตต์ โครงการที่ตกลงอัตราค่าไฟฟ้า และอยู่ระหว่างการเจรจาจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 โครงการ คือ โครงการห้วยเฮาะ และโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา รวมกำลังการผลิต 734 เมกะวัตต์ จึงยังเหลือปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้ออีกประมาณ 2,056 เมกะวัตต์ ซึ่งจะเลือกซื้อจากโครงการที่เหลือ ในจำนวนนี้เป็นโครงการ ที่อยู่ระหว่างการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าและจัดทำบันทึกความเข้าใจร่วม (MOU) 5 โครงการ
2. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากมณฑลยูนนาน ประเทศสาธารณรัฐประชาชนจีน
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2539 ได้รับทราบความร่วมมือในด้านการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศไทย และสาธารณรัฐประชาชนจีน โดย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้ายูนนาน มีโครงการที่จะพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังน้ำจินหง (Jinghong) ขนาดกำลังผลิต 1,500 เมกะวัตต์ ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในปี 2547 และจะจำหน่ายไฟฟ้าส่วนหนึ่ง
ให้กับประเทศไทย แต่เนื่องจากโครงการจินหงตั้งอยู่ใกล้เมืองเชียงรุ้ง ในแคว้นสิบสองปันนาของมณฑลยูนนาน และห่างจากชายแดนไทยทางจังหวัดเชียงรายประมาณ 300 กิโลเมตร ความเป็นไปได้ของโครงการจะต้องคำนึงถึงระบบส่งไฟฟ้าผ่านประเทศ สปป.ลาว หรือประเทศสหภาพพม่า เพื่อเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับไทย ซึ่งได้มีการเจรจากับ สปป.ลาว แล้ว โดยที่ สปป.ลาว จะให้การสนับสนุนโครงการก่อสร้างสายส่งจากประเทศที่สามผ่าน สปป.ลาว มายังประเทศไทย และได้กำหนดเป็นหัวข้อหนึ่งในบันทึกความเข้าใจร่วม เรื่องความร่วมมือด้าน การพัฒนาไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งลงนามเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ในขณะนี้ กฟผ. อยู่ระหว่างการศึกษา ความเหมาะสม ของระบบส่งเชื่อมโยง (HVAC) ของโครงการจินหง กับประเทศไทย คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2540
3. ความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสหภาพพม่า
การประชุมสาขาการพลังงานไฟฟ้า ครั้งที่ 3 ในโครงการพัฒนาความร่วมมือทางเศรษฐกิจใน อนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง 6 ประเทศ เมื่อวันที่ 12-13 ธันวาคม 2539 ณ นครคุนหมิง มณฑลยูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน ผู้แทนประเทศสหภาพพม่าได้รายงานให้ที่ประชุมทราบว่า รัฐบาลพม่าได้ให้กลุ่ม ผู้พัฒนาโครงการ ซึ่งประกอบด้วยบริษัทเอกชนของไทยและญี่ปุ่น เข้าศึกษาความเป็นไปได้ของการพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังน้ำแม่กก ที่ตั้งอยู่ในลำน้ำแม่กก ในเขตแดนสหภาพพม่าทั้งหมด ซึ่งมีสถานที่ตั้งใกล้ เขตแดนไทยระหว่างบ้านท่าตอน อำเภอแม่อาย จังหวัดเชียงใหม่ มีขนาดกำลังผลิตประมาณ 150 เมกะวัตต์ เพื่อผลิตและขายไฟฟ้าให้ประเทศไทยเป็นส่วนใหญ่ ขณะนี้ได้เริ่มศึกษาความเหมาะสมเบื้องต้นของสถานที่ตั้ง โรงไฟฟ้า โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณเดือนธันวาคม 2540 นอกจากนี้ในการประชุมดังกล่าว ยังได้รับทราบถึงโครงการอื่นๆ ที่สหภาพพม่าจะพัฒนาให้เป็นโครงการความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ประเทศด้วย
ประเด็นเพิ่มเติม
ผู้แทนกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ได้ชี้แจงเพิ่มเติมเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศกัมพูชาจากโครงการ ไฟฟ้าพลังน้ำสะตึงนัม (Stung Mnam) ประเทศกัมพูชา ซึ่งแม่น้ำสะตึงนัมเป็นแม่น้ำในเขตประเทศกัมพูชา ไหลจากตอนเหนือมาทางใต้ขนานและใกล้กับเขตแดนของประเทศไทยและประเทศกัมพูชา บริเวณจังหวัดตราด โครงการไฟฟ้าพลังน้ำสะตึงนัมจะประกอบด้วยเขื่อนทั้งหมด 3 เขื่อน และจะชักน้ำเข้ามาผลิตไฟฟ้าในประเทศไทย รัฐบาลไทยและรัฐบาลกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding ) ระหว่างรัฐบาลทั้ง 2 ประเทศแล้วเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2539 ขณะนี้รัฐบาลกัมพูชา ได้ขอความช่วยเหลือจากรัฐบาลสวีเดน เพื่อทำการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ที่ประชุมได้รับทราบผลการประชุม เชิงปฏิบัติการเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออกตามที่สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการ เศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติเสนอ และในส่วนของแนวทางการลดต้นทุนการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้มอบหมายให้ผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชนหารือกับสำนักงานคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่องค่าไฟฟ้า สำหรับอุตสาหกรรมใหญ่ โดยเฉพาะที่ใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน (Time of Day Rate : TOD ) และการยกเว้นระบบ TOD สำหรับโรงงานที่ต้องการทำงาน 24 ชั่วโมง
2. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2539 เห็นชอบตามที่กระทรวงการคลังเสนอ ในเรื่องการแก้ไขปัญหาของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยมอบหมายให้ สพช. รับไปพิจารณาประเด็นการยกเลิกการเก็บ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) สำหรับอุตสาหกรรมทุกประเภทที่จำเป็นต้องทำการผลิต ตลอด 24 ชั่วโมง และการศึกษาความเป็นไปได้ในการเพิ่มประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีประเภทอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ที่ใช้ไฟฟ้ามากกว่าประเภทที่กำหนดอยู่ใน ปัจจุบันและกำหนดให้มีอัตราค่ากระแสไฟฟ้าลดลงอีก
3. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2539 สพช. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ร่วมหารือกับผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย โดยมีนายทวี บุตรสุนทร รองประธานสภาอุตสาหกรรมฯ เป็นประธาน เพื่อพิจารณาหาแนวทางในการลดภาระ ค่าไฟฟ้าสำหรับอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ โดยเฉพาะค่าไฟฟ้าระบบ TOD ซึ่งสามารถสรุปเป็นข้อยุติเพื่อกำหนดแนวทางในการปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
3.1 การกำหนดค่า Demand Charge ให้มีความแตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน โดยกำหนดให้สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง ตามอัตรา TOD Rate มีผลให้การใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ลดลง และการใช้ไฟฟ้าในช่วงของวันของระบบไฟฟ้ามีความสม่ำเสมอมากขึ้น โดยในปัจจุบันจะเหลือเพียงช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง คือ 9.00-22.00 น. และช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำคือ 22.00-9.00 น. เพียง 2 ช่วงเวลาเท่านั้น แต่การใช้ไฟฟ้าในช่วงของวันยังไม่มีความสม่ำเสมอเท่าที่ควร ดังนั้น จึงควรมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า TOD Rate ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และควรพิจารณาขยายผลการใช้อัตรา TOD Rate ให้ครอบคลุมไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้า กลุ่มอื่นที่ไม่ได้ใช้อัตรา TOD Rate ในปัจจุบันด้วย
3.2 การลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟฟ้ามาก สามารถดำเนินการได้โดยการขอเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าใน ระดับแรงดันสูง เช่น ในระดับแรงดัน 115 เควี เนื่องจากการไฟฟ้าสามารถประหยัดการลงทุนในระบบและสามารถลดการสูญเสียในระบบ ได้
3.3 ประเด็นสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic Adjustment Mechanism หรือ Ft) มีความไม่ชัดเจนและเปลี่ยนแปลงบ่อย เนื่องจากการกำหนดสูตรดังกล่าวเพื่อให้ราคาไฟฟ้าสะท้อนถึง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผนที่ใช้ในการจัดทำโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้า จึงยังคงมีความจำเป็นที่จะต้องมีค่า Ft ต่อไป ซึ่งเป็นวิธีการเดียวกันกับหลายประเทศใช้อยู่ แต่ควรปรับปรุงให้มีความชัดเจนและ โปร่งใส และให้มีความผันผวนน้อยลง
4. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 เห็นชอบแนวทาง ในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามที่ได้มีการประชุมร่วมกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และต่อมา สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้จัดทำข้อเสนอในรายละเอียด และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานให้ความเห็นชอบเกี่ยวกับโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2539 หลังจากนั้น การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 เป็นต้นไป
5. การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกที่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่มกราคม 2540 นั้น ได้มีการปรับปรุงในประเด็นต่างๆ ดังนี้
5.1 กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาการใช้ (Time of Use : TOU) เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟที่ใช้อัตรา TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป
5.2 เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ Ft มี ความชัดเจนและโปร่งใส จึงมีการแยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและค่า Ft ทั้งนี้ค่าไฟฟ้า ที่ขายให้แก่ประชาชนจะอยู่ในระดับเดิม
5.3 มีการปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลงเพื่อให้ผู้ประกอบการสามารถวางแผนการผลิตและการ ตลาดได้ง่ายขึ้น เช่น การกำหนดค่า Ft ให้เปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือนเป็นต้น
6. จากการพิจารณาข้อมูลของการใช้ไฟฟ้าจริง พบว่าผู้ใช้ไฟปัจจุบันที่ซื้อไฟฟ้าในอัตรา TOD ที่สามารถเลือกใช้อัตรา TOU ได้ มีจำนวน 1,903 ราย ผู้ใช้ไฟดังกล่าวจะได้รับการลดค่าไฟฟ้าทันที โดยไม่ต้องปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า จำนวน 125 ราย ได้แก่ ผู้ใช้ไฟในกลุ่มอุตสาหกรรมกระดาษ สิ่งทอ อิเล็คโทรนิค และเคมีภัณฑ์ จะได้รับการลดค่าไฟฟ้าประมาณ 61 ล้านบาท หรือชำระค่าไฟฟ้าใกล้เคียงกับอัตราเดิม จำนวน 150 ราย ได้แก่ ผู้ใช้ไฟในกลุ่มอุตสาหกรรมกระดาษ สิ่งทอ ปิโตรเคมี และเคมีภัณฑ์ และผู้ใช้ไฟดังกล่าว หากสามารถปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า จะได้รับประโยชน์จากโครงสร้างค่าไฟฟ้า TOU
7. ในปัจจุบันมีผู้ใช้ไฟติดต่อขอซื้อไฟฟ้าในอัตรา TOU แล้วจำนวน 8 ราย ในเขต กฟน. จำนวน 3 รายในเขต กฟภ. จำนวน 4 ราย และลูกค้าตรงของ กฟผ. จำนวน 1 ราย ในกลุ่มอุตสาหกรรมเหล็ก สิ่งทอ และอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยมีผู้ใช้ไฟที่ได้รับการติดตั้งมิเตอร์แล้ว จำนวน 1 ราย คือ บริษัทยูเนียนอุตสาหกรรมสิ่งทอ จำกัด สามารถซื้อไฟฟ้าในอัตรา TOU ได้ ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2540 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้ดำเนินการเจรจาเพื่อรับซื้อก๊าซจากแหล่งต่างๆ จนสามารถบรรลุข้อตกลงในการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) และแหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) ซึ่งสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ของทั้งสามแหล่งได้ผ่าน ความเห็นชอบจากคณะกรรมการ ปตท. แล้ว กระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้มีหนังสือขอความเห็นชอบให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติสามฉบับของทั้งสามแหล่งดังกล่าว
2. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) มีสาระสำคัญประกอบด้วย ที่ตั้งของแหล่ง เยตากุน อยู่ในแปลงสัมปทาน Block M-12, M-13 และ M-14 ในสหภาพพม่า ผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท Texaco, Premier, Nippon, ปตท.สผ. และอาจมีบริษัทน้ำมันแห่งชาติของรัฐบาลพม่าร่วมทุนภายหลัง ปริมาณซื้อขายก๊าซฯ วันละ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุต เริ่มกำหนดส่งในต้นปี 2543 โดยราคาซื้อขายจะเริ่มต้นในปี 2542 เท่ากับ 3.07 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วง 12 เดือนแรก หลังจากนั้นจะเป็นไปตามสูตรปรับราคาเช่นเดียวกับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งยาดานา สำหรับเงื่อนไขสำคัญๆ ของสัญญา ได้แก่ ผู้ขายรับประกันปริมาณการผลิต ที่วันละ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุต เป็นเวลาอย่างน้อย 10 ปี โดยมีค่าปรับเป็นค่าส่วนลดราคาก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายในการลงทุนโครงการท่อส่งก๊าซฯ ส่วนเงื่อนไขอื่นๆ มีสาระสำคัญสอดคล้องกับสัญญา ซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาของสหภาพพม่า
3. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) เป็นการทำสัญญาเพิ่มเติมสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพองในปัจจุบัน เพื่อกำหนดราคาก๊าซฯ ส่วนเพิ่มที่นอกเหนือจากปริมาณ Base Volume ที่กำหนดไว้ในสัญญา มีสาระสำคัญประกอบด้วย ที่ตั้งของแปลงสัมปทานตั้งอยู่ในแปลง E-5 อ.น้ำพอง จ.ขอนแก่น ปริมาณซื้อขายในส่วนของ Base Volume เพิ่มเป็น 65 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และส่วนเพิ่มเติมอีกประมาณ 30 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน รวมเป็นประมาณ 95 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ราคาซื้อขายของปริมาณก๊าซฯ ส่วนที่เกิน Base Volume คิดเทียบเท่าราคาประกาศ ณ โรงกลั่นสิงคโปร์ของน้ำมันเตา ปริมาณกำมะถัน ร้อยละ 3.5 มีส่วนลด 10 เซ็นต์ต่อล้านบีทียู และส่วนลดอีกร้อยละ 55 ของราคาน้ำมันเตาในส่วนที่เกิน 18 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล การซื้อขายก๊าซฯ ในส่วน Base Volume ยังเป็นไปตามสัญญาฯ ฉบับปัจจุบัน กรณีที่กำลังผลิตสูงกว่าวันละ 85 ล้านลูกบาศก์ฟุต กำหนดเงื่อนไข Take or Pay เท่ากับร้อยละ 87 ของกำลังการผลิต แต่ถ้ากำลังการผลิตต่ำกว่าวันละ 85 ล้านลูกบาศก์ฟุต Take or Pay จะเป็นไปตามสัญญาปัจจุบันคือ เท่ากับร้อยละ 80 ของกำลังการผลิต ส่วนเงื่อนไขอื่นๆ เป็นไปตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ในปัจจุบัน
4. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) เป็น สัญญาซื้อขายก๊าซฯ ที่ทำเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวันเดิม เนื่องจากได้มีการสำรวจพบก๊าซฯ เพิ่มเติมในแปลง B8/32 ผู้รับสัมปทานประกอบด้วย Maersk Oil (Thailand) Ltd., Thaipo Ltd., Thai Romo Ltd. และ Palang Sophon Ltd., ในสัดส่วนร้อยละ 31.67, 31.67, 31.67 และ 4.99 ตามลำดับ สาระสำคัญของสัญญาประกอบด้วย กำหนดปริมาณซื้อขายก๊าซฯ ของแหล่งทานตะวันและเบญจมาศเพิ่มขึ้นจากวันละ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุต เป็นวันละ 170 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2542 และวันละ 180 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2543 ราคาซื้อขาย คงเดิมตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวัน ซึ่งมีราคาเริ่มต้นในปี 2540 ที่ 1.9 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ ต่อไปมีการปรับราคาตามสูตรทุก 6 เดือน ส่วนเงื่อนไขของสัญญาส่วนอื่นๆ คงเดิมตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวัน
5. ความเห็นของกระทรวงอุตสาหกรรม สรุปได้ดังนี้
5.1 ปตท. ต้องเร่งดำเนินการจัดหาก๊าซฯ ทั้งในอ่าวไทยและต่างประเทศ เพื่อสนองตอบให้ เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคตอันใกล้
5.2 แหล่งก๊าซฯ เยตากุน (สหภาพพม่า) น้ำพอง (เพิ่มเติม) และเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) สามารถตอบสนองความต้องการในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และอุตสาหกรรมต่างๆ ที่เพิ่มสูงขึ้นได้ทันเวลา
5.3 เงื่อนไขต่างๆ ของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) น้ำพอง (เพิ่มเติม) และเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) เป็นไปตามแบบของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ปัจจุบันที่ ปตท. ถือปฏิบัติอยู่และเป็นประโยชน์ต่อ ปตท.
5.4 ราคาก๊าซฯ ของทั้ง 3 แหล่ง เหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้ง 2 ฝ่าย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานสรุปผลการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) และแหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันเพิ่ม)
2.เห็นชอบให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวม 3 ฉบับ คือ แหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) และแหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2533 เห็นชอบให้บริษัท ปตท. สำรวจและ ผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. เจรจากับสหภาพพม่า ในการเข้าร่วมลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวเมาะตะมะ เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติมาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2537 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้ บริษัท ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ ในอ่าวเมาะตะมะบริเวณพื้นที่สัมปทานแปลง M5-M6 (ยาดานา) โดยผ่านบริษัทย่อย คือ บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (ปตท.สผ.อ.) ในสัดส่วนร้อยละ 30 ซึ่งหากบริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (Myanma Oil and Gas Enterprise : MOGE) จะเข้าร่วมลงทุนในภายหลังตามสิทธิที่กำหนดไว้ในสัญญาแบ่งปันผลผลิตในสัดส่วน ร้อยละ 15 สัดส่วนการร่วมลงทุนของ ปตท.สผ.อ. จะลดลงเหลือร้อยละ 25.5
3. คณะกรรมการ ปตท.สผ. ได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบให้ ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ในแปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 ในอ่าวเมาะตะมะ ทะเลอันดามัน สหภาพพม่า ซึ่งครอบคลุมแหล่งก๊าซฯ เยตากุน เพื่อจัดหาก๊าซฯ มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย กระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้มีหนังสือขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติในการร่วมลงทุนโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ แปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 (แหล่งเยตากุน) สหภาพพม่า ดังกล่าว
4. สรุปสาระสำคัญของโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่า มีดังนี้
4.1 แหล่งก๊าซฯ เยตากุน ตั้งอยู่ในแปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 ทางทิศตะวันออกเฉียงใต้ของแปลงสัมปทาน M5 และ M6 ที่ ปตท.สผ. ร่วมลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ยาดานา อยู่ในปัจจุบัน
4.2 ผู้เข้าร่วมลงทุนในปัจจุบัน ประกอบด้วยบริษัท Texaco Exploration Myanmar Inc., Premier Petroleum Myanmar และ Nippon Oil Exploration (Myanmar) Ltd. โดยบริษัท Texaco เป็นแกนกลางในการดำเนินการ ทั้งนี้ ปตท.สผ. จะเข้าร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 14.1667 ในกรณีที่บริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (MOGE) เข้าร่วมทุนตามสิทธิสัมปทานในสัดส่วนร้อยละ 15 และหาก MOGE ไม่เข้าร่วมทุน ปตท.สผ. มีสิทธิเพิ่มสัดส่วนการลงทุนเป็นร้อยละ 17.1667 โดยการเข้าร่วมลงทุนของ ปตท.สผ. ในโครงการจะมีผลพร้อมไปกับการตกลงในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่างกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ กับการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (ปตท.) ทั้งนี้ ในขั้นต้น ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนโดยจ่ายซื้อในราคาต้นทุนร้อยละ 14.1667 และมีสิทธิออกเสียงร้อยละ 15
4.3 จากผลการศึกษาของ ปตท.สผ. เกี่ยวกับการลงทุนโครงการฯ ซึ่งประกอบด้วย การพัฒนาและผลิตก๊าซฯ และการวางท่อส่งก๊าซฯ มายังจุดส่งมอบให้แก่ ปตท. ซึ่งเป็นจุดเดียวกับที่ ปตท. รับซื้อก๊าซฯ จากแหล่งยาดานา ณ ชายแดนไทย-พม่าบริเวณบ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยสรุปพบว่า แหล่งก๊าซฯ เยตากุนมีปริมาณสำรองก๊าซฯ (Proved Reserves) ในระดับ 1.14 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต จะเริ่มผลิตได้ในปี 2542 และคงอัตราการผลิตที่ระดับ 210 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ได้ประมาณ 11 ปี ซึ่งก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากแหล่งเยตากุน จะมีค่าความร้อนประมาณ 1,040 บีทียูต่อลูกบาศก์ฟุต มีปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ประมาณร้อยละ 8.4 โดยปริมาตร ปตท.สผ. จะใช้เงินลงทุนประมาณ 101 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ผลตอบแทนการลงทุนร้อยละ 13% (IRR Current) โดยโครงการมีความเสี่ยงทางเทคนิคค่อนข้างต่ำ เพราะอยู่ในขั้นตอนเริ่มการพัฒนา
4.4 ในการเข้าร่วมลงทุนของ ปตท.สผ. จะเป็นไปตามหลักการในการใช้สิทธิสัมปทานภายใต้บันทึกความตกลง และสัญญาแบ่งปันผลผลิตที่ได้มีการลงนามระหว่าง บริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (MOGE) และผู้รับสัมปทาน โดย ปตท.สผ. จะได้รับสิทธิประโยชน์ ภาระค่าใช้จ่ายและข้อผูกพันต่างๆ ตามสัดส่วนการเข้าร่วมทุน เช่นเดียวกับผู้รับสัมปทานปัจจุบัน นอกจากนี้หลักเกณฑ์เงื่อนไขการร่วมลงทุนระหว่างผู้ร่วมลงทุน เป็นไปตามมาตรฐานสากลทั่วไป เช่นเดียวกับการร่วมลงทุนของ ปตท.สผ. ในโครงการอื่นๆ
5. ความเห็นของกระทรวงอุตสาหกรรม สรุปได้ดังนี้
5.1 การร่วมทุนในโครงการดังกล่าวให้ผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม และ ปตท.สผ. จะได้รับสิทธิประโยชน์และภาระข้อผูกพันตามสัดส่วนการร่วมลงทุนเช่นเดียวกัน กับผู้รับสัมปทานปัจจุบัน ทั้งนี้ การร่วมลงทุนอยู่ในขั้นตอนของการพัฒนา ไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงในการสำรวจเลย
5.2 การร่วมลงทุนการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ จะทำให้รัฐมีส่วนเป็นเจ้าของปริมาณสำรองปิโตรเลียมในต่างประเทศ อีกทั้งมีส่วนรับทราบความคืบหน้า และกำหนดแนวทางในการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้พลังงานของประเทศ
5.3 การร่วมลงทุนจะเป็นไปตามหลักการเดียวกับการร่วมลงทุนในโครงการยาดานา ของ ปตท.สผ. โดยจะได้รับสิทธิเข้าไปร่วมลงทุนด้วยในราคาต้นทุน ซึ่งเป็นเงื่อนไขหนึ่งของการที่ ปตท. เข้าไปรับซื้อก๊าซฯ ด้วย
6. ความเห็นและข้อสังเกตของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปได้ดังนี้
6.1 เงินลงทุนที่ ปตท.สผ. จะใช้ในการร่วมทุนโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ เยตากุน นั้น ปตท.สผ.จะใช้ทุนหมุนเวียนของบริษัทส่วนหนึ่งและจากแหล่งเงินกู้ส่วนหนึ่ง โดยมีค่าใช้จ่ายทางด้านการลงทุนจำนวน 100.9 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งประกอบด้วยค่าใช้จ่ายที่ ปตท.สผ. จะต้องจ่ายคืนการลงทุนในอดีต 18.4 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2540 และค่าใช้จ่ายในการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ และการวางท่อเป็นเงินจำนวน 82.5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยกระจายชำระ 6 ปี ในช่วงปี 2540-2545 ทั้งนี้โครงการจะเริ่มมีผลตอบแทนในปี 2542 และเริ่มมีผลกำไรในปี 2543
6.2 การประเมินค่าใช้จ่ายในการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ได้ใช้สมมติฐานของการลงทุนในเกณฑ์สูงในขณะที่การประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ ปตท.สผ. ได้ใช้สมมติฐานของปริมาณก๊าซฯ สำรองในเกณฑ์ต่ำ ดังนั้น จึงมีโอกาสสูงที่ผลตอบแทนการลงทุนจะสูงกว่าที่ประเมินไว้
6.3 การร่วมลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งเยตากุนจะช่วยลดความเสี่ยงสำหรับประเทศ กล่าวคือ เมื่อก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้นประเทศต้องใช้จ่ายเงินในการซื้อก๊าซฯ สูงขึ้นตาม แต่ก็จะมีรายได้เข้าประเทศจากการร่วมทุนของ ปตท.สผ. มาชดเชยส่วนหนึ่ง
6.4 เนื่องจากพื้นที่นอกเหนือจากแหล่งเยตากุนในแปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 ยังไม่มีการสำรวจโดยละเอียด ดังนั้นจึงมีความเป็นไปได้สูงที่จะสำรวจพบก๊าซฯ เพิ่มเติม
6.5 การร่วมลงทุนในโครงการเยตากุน มีความเสี่ยงทางด้านการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ น้อยกว่าการร่วมทุนสำรวจและผลิตในแหล่งอ่าวไทย
6.6 ความเสี่ยงของโครงการร่วมทุนที่อาจเกิดจากปัญหาอื่นๆ เช่น การวางท่ออาจไม่เสร็จตามกำหนดเวลา นั้น โครงการร่วมทุนแหล่งยาดานาที่ได้รับการอนุมัติให้ร่วมทุนไปก่อนหน้านี้ ก็มีเงื่อนไขลักษณะเดียวกัน โดยการวางท่อในส่วนที่อยู่ในเขตพม่ามีการก่อสร้างคืบหน้าไปด้วยดี ดังนั้น ความเสี่ยงดังกล่าวจึงคาดว่าจะมีไม่มากนัก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้บริษัท ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ แปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 (แหล่งเยตากุน) สหภาพพม่า โดยผ่านบริษัท ปตท. สผ.อ. ในสัดส่วนร้อยละ 14.1667 ซึ่งหากบริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (MOGE) ไม่เข้าร่วมลงทุนในสัดส่วนร้อยละ 15 ตามสิทธิที่กำหนดไว้ในสัญญาแบ่งปันผลผลิต ปตท.สผ. จะมีสิทธิเพิ่มสัดส่วนการร่วมลงทุนเป็นร้อยละ 17.1667