มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2539 (ครั้งที่ 60)
วันศุกร์ที่ 18 ตุลาคม พ.ศ. 2539 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
3.ข้อเสนอปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง
4.การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
5.แนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
7.เรื่องการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP)
นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ในปีงบประมาณ 2539 คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีมติอนุมัติค่าใช้จ่ายให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ไปแล้ว เป็นจำนวนทั้งสิ้น 145,818,253.28 บาท และสำหรับในปีงบประมาณ 2540 คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุมครั้งที่ 4/2539 (ครั้งที่ 21) เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2539 ได้พิจารณาแผนการใช้เงินในปี 2540 ของหน่วยงานต่าง ๆ และได้มีมติอนุมัติ ค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมในปี 2540 เท่าที่เห็นว่าจำเป็นและจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการปฏิบัติงานยิ่งขึ้น เป็นจำนวน ทั้งสิ้น 180,018,189.22 บาท ดังนี้
กองทัพเรือ 66,834,660.48 บาท
กรมศุลกากร 2,000,000.00 บาท
กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง 94,924,237.00 บาท
กรมสรรพสามิต 7,361,080.00 บาท
สพช. 8,898,211.74 บาท
รวมทั้งสิ้น 180,018,189.22 บาท
ค่าใช้จ่ายดังกล่าวยังไม่รวมค่าใช้จ่ายในการติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติมใน คลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและคลังน้ำมันเบนซินชายฝั่งรวม 57 คลัง ของกรมสรรพสามิต และค่าใช้จ่ายของกรมทะเบียนการค้าซึ่งยังมีค่าใช้จ่าย บางส่วนไม่ชัดเจนและมีความซ้ำซ้อนในการปฏิบัติงานกับหน่วยงานอื่น ส่วนการจัดซื้อเรือตรวจการณ์ ทางทะเลของกรมศุลกากร จำนวน 2 ลำ ขนาดความยาวไม่น้อยกว่า 80 ฟุต ความเร็วสูงสุดไม่น้อยกว่า 32 น็อต และมีความเร็วสูงสุดต่อเนื่องไม่น้อยกว่า 30 น็อต สร้างด้วยอลูมิเนียมอัลลอยด์ ราคาลำละ 53 ล้านบาท รวมเป็นเงิน 106,000,000 บาท เพื่อทดแทนเรือเก่าซึ่งกรมศุลกากรได้ขอใช้งบประมาณในปี 2540 แล้ว แต่ได้ถูกพิจารณาตัดงบประมาณ คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การจัดซื้อครุภัณฑ์ทดแทนครุภัณฑ์เดิมที่กำลังจะหมดอายุการใช้งานนั้น สามารถขอรับการสนับสนุนจากสำนักงบประมาณให้จัดหา ค่าใช้จ่ายสนับสนุนให้ได้ และเห็นควรให้กรมศุลกากรเสนอแผนขอใช้เงินดังกล่าวอีกครั้งในปีงบประมาณ 2541 โดยขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มอบหมายให้สำนักงบประมาณพิจารณาจัดหางบประมาณ ในปี 2541 ให้แก่กรมศุลกากรเพื่อจัดซื้อเรือดังกล่าว
2. ผลการจับกุม ตั้งแต่เดือนมกราคม 2539-5 ตุลาคม 2539 หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนีภาษีได้เป็นจำนวน 6.9 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 4.2 ล้านลิตร หรือประมาณ 2.6 เท่าของปีก่อน และในช่วงตั้งแต่วันที่8 สิงหาคม 2539-5 ตุลาคม 2539 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบนำเข้าได้ทั้งหมดเป็นจำนวน 736,780 ลิตร โดยกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางสามารถจับกุมเรือบรรทุกน้ำมัน 3 ลำ คือ สามารถจับกุมเรือ "โมลีวิเชียร" ที่บริเวณจังหวัดสุราษฎร์ธานี มีปริมาณน้ำมันดีเซล 30,000 ลิตร เรือประมงไม่มีชื่อ ที่บริเวณจังหวัดภูเก็ตมีปริมาณน้ำมันดีเซล 4,000 ลิตร และเรือบรรทุกน้ำมันชื่อ "โกโตมารู" ที่บริเวณจังหวัดภูเก็ต มีปริมาณน้ำมันดีเซล 600,000 ลิตร นอกจากนั้นยังสามารถจับกุมรถบรรทุกน้ำมันได้จำนวน 9 คัน มีปริมาณน้ำมันดีเซล 44,560 ลิตร และร้านค้า สถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง จำนวน 25 ราย มีปริมาณน้ำมันดีเซลทั้งสิ้นจำนวน 58,220 ลิตร ซึ่งสรุปผลการจับกุมได้ดังนี้
ผลการจับกุมผู้กระทำผิดคดีลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
เปรียบเทียบเดือนมกราคม -5 ตุลาคม2539 กับช่วงเดียวกันของปีก่อน
หน่วยงานที่จับกุม | จำนวนคดี | ปริมาณน้ำมัน (ลิตร) | + เพิ่ม | ||
2538 | 2539 | 2538 | 2539 | - ลด | |
- กองทัพเรือ | 8 | 8 | 613,636 | 790,000 | 176,364 |
- กรมศุลกากร | 5 | 6 | 990,046 | 2,229,324 | 1,239,278 |
- กรมตำรวจ | 67 | 126 | 1,106,462 | 3,975,507 | 2,869,045 |
รวม | 80 | 140 | 2,710,144 | 6,994,831 | 4,284,687 |
3. ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซล ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลทั้งหมดในเดือนสิงหาคม 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 1,528 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 19 จากช่วงเดือนเดียวกันของปีก่อน และเมื่อไม่รวมการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้วจะมีปริมาณทั้ง สิ้น 1,403 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 18 จากเดือนเดียวกันของปีก่อน อัตราเพิ่มขึ้นของการจำหน่ายดังกล่าวนี้สูงกว่าอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจ ปกติของประเทศ ซึ่งน่าจะเป็นส่วนของน้ำมันลักลอบนำเข้าได้เข้าสู่ระบบมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.ให้กรมศุลกากรเสนอขอใช้เงินงบประมาณปี 2541 จัดซื้อเรือตรวจการณ์ทางทะเลเพื่อใช้ทดแทน เรือเดิมที่มีอายุการใช้งานมากกว่า 14-20 ปี จำนวน 2 ลำ ขนาดความยาวไม่น้อยกว่า 80 ฟุต ความเร็วสูงสุด ไม่น้อยกว่า 32 น็อต และมีความเร็วสูงสุดต่อเนื่องไม่น้อยกว่า 30 น็อต สร้างด้วยอลูมิเนียมอัลลอยด์ ราคาลำละ 53 ล้านบาท รวมเป็นเงิน 106,000,000 บาท (หนึ่งร้อยหกล้านบาทถ้วน)
3.ให้สำนักงบประมาณพิจารณาจัดหางบประมาณให้แก่กรมศุลกากร เพื่อจัดซื้อเรือตามข้อ 2 ในปี งบประมาณ 2541 ด้วย
เรื่องที่ 2 แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวและแผนการ ลงทุนระยะยาวของระบบท่อก๊าซฯ เสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาอนุมัติ โดยแผนการลงทุนและแผนการจัดหาก๊าซฯ ดังกล่าว สมควรมีการปรับปรุงทุกระยะตามความเหมาะสม และให้ ปตท. รายงานผลการดำเนินงานตามแผนการจัดหาก๊าซฯ และแผนการลงทุนต่อสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.)และ กพช. เพื่อทราบทุกปี โดยเมื่อ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาราคาและสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งใดจนมีข้อยุติแล้ว ให้นำเสนอ สพช. เพื่อนำเสนอ กพช. อนุมัติต่อไป
2. กระทรวงอุตสาหกรรม ได้เสนอขออนุมัติแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 1 ปี พ.ศ. 2540-2548 ของ ปตท. เพื่อให้ สพช. พิจารณานำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณา อนุมัติในหลักการ โดยมีสาระสำคัญดังนี้
2.1 ผลการศึกษาเพื่อจัดทำแผนแม่บทระบบท่อ สรุปได้ดังนี้
(1) การศึกษาเปรียบเทียบความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและแหล่งก๊าซธรรมชาติ ที่จะส่งให้ ปตท. ในปี 2543 พบว่า
ระบบท่อในทะเลไม่เพียงพอในการส่งก๊าซธรรมชาติ
จะต้องมีท่อส่งก๊าซธรรมชาติเชื่อมต่อจากราชบุรีไปวังน้อย
จะต้องมีท่อในทะเลจากชายแดนไทย-มาเลเซีย เพื่อที่จะรับก๊าซฯ จากแหล่งไพลิน และ JDA หรือ NATUNA เข้ามาเชื่อมต่อกับระบบท่อในทะเลปัจจุบัน
(2) การศึกษาทางเลือกในการต่อท่อ พบว่าการต่อท่อจากแหล่งเอราวัณ ของ UNOCAL มาเชื่อมกับท่อบนบกที่มีอยู่ในปัจจุบันจะมี 3 แนวทาง โดยแนวทางเลือก A คือ ต่อท่อจากเอราวัณตรงไปยังระบบท่อที่โรงไฟฟ้าราชบุรี ขึ้นบกที่สมุทรสงครามแล้วไปเชื่อมต่อท่อพม่าที่ราชบุรี จะเป็นแนวทางที่ดีที่สุด เพราะทำให้ระบบการจัดจ่ายก๊าซธรรมชาติมีความคล่องตัวและมั่นคง อีกทั้งยังมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการน้อยที่สุด
(3) แผนแม่บทระบบท่อได้กำหนดแนวท่อเผื่อเลือกไว้ในกรณีที่ความต้องการก๊าซ ธรรมชาติ มีเพิ่มขึ้นจากการประมาณการตามข้อสมมติฐานข้างต้น ดังนี้
ต่อท่อในทะเลจากแหล่งไพลิน ไปยังจังหวัดสงขลา และเชื่อมต่อไปยังชายแดนประเทศมาเลเซีย เพื่อสนองความต้องการบริเวณพื้นที่สามเหลี่ยมเศรษฐกิจ
ต่อท่อจากขนอมไปยังโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้ากระบี่
ต่อท่อเชื่อมในทะเลไปยังบางสะพาน จังหวัดประจวบคีรีขันธ์
ต่อท่อเชื่อมจากทะเลไปยังแหลมฉบัง จังหวัดชลบุรี และมาบข่า จังหวัดระยอง
2.2 แผนการลงทุนตามแผนงานโครงการหลัก และโครงการแนวท่อเผื่อเลือก ในช่วงปี 2540-2548 มีวงเงินรวมทั้งสิ้นประมาณ 78,052 ล้านบาท ซึ่งผลตอบแทนการลงทุนตามโครงการต่างๆ โดยรวมในเบื้องต้น มีความเหมาะสมและเป็นไปได้ในการลงทุน กล่าวคือ โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA)-ราชบุรี และโครงการท่อส่งก๊าซฯ จากราชบุรี-วังน้อย มีผลตอบแทนการลงทุน ร้อยละ 17 และ ร้อยละ 13 โดยมีระยะเวลาคืนทุน 16 และ 24 ปี ตามลำดับ ซึ่งจากการวิเคราะห์สถานะการเงินโดยการประมาณการผลกำไร งบดุล และกระแสเงินสด ตามการลงทุนตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติแล้ว พบว่า ปตท. มีสภาพคล่องทางการเงินสามารถลงทุนตามแผนแม่บทได้ โดยไม่กระทบกระเทือนต่อกระแส เงินสดหมุนเวียนและผลกำไรในระยะยาว
3. สพช. พร้อมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอันได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และ ปตท. ได้ร่วมกันพิจารณาแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 1 ปี พ.ศ. 2540-2548 แล้ว มีความเห็นดังนี้
3.1 การจัดทำแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. จะต้องมีรายงานผลการติดตาม ตรวจสอบการดำเนินงานให้ทราบทุกระยะ โดยเฉพาะในส่วนของโครงการตามแนวท่อเผื่อเลือก หรือ เมื่อโครงการบางโครงการไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่กำหนด ปตท. จะต้องทบทวนและปรับปรุงแผนแม่บททันทีในลักษณะ Rolling Plan
3.2 ควรให้ ปตท. นำโครงการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ซึ่งได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วบรรจุไว้ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติดังกล่าวด้วย
3.3 ควรให้ กฟผ. พิจารณาปรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนสุราษฎร์ธานี ที่ได้รับอนุมัติให้บรรจุในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่ง ประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี เพื่อใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
3.4 ในการวางแผนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้า ปตท. ควรพิจารณาถึงเงื่อนไขการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า ทั้งนี้เพื่อให้ระบบท่อก๊าซธรรมชาติมีความสามารถรองรับความต้องการก๊าซ ธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงตามเงื่อนไขการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าของแต่ละโรงไฟฟ้า ดังกล่าวได้
3.5 เนื่องจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยบางแหล่งมีปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ สูง ดังนั้นในการปรับแผนแม่บทครั้งต่อไปควรมีการระบุแนวทางในการใช้ประโยชน์ก๊าซ ธรรมชาติที่มีปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สูงให้ชัดเจน โดยให้ ปตท. ทำการศึกษาว่าสมควรจะแยกก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ออกมาจากก๊าซธรรมชาติก่อนที่จะ ดำเนินการส่งก๊าซฯลงท่อ หรือควรมีท่อเฉพาะสำหรับก๊าซธรรมชาติที่มีก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สูง
3.6 ตามมติคณะรัฐมนตรีได้กำหนดให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวและ แผนการลงทุนระยะยาวของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินั้น เห็นควรให้ ปตท. จัดทำแผนปฏิบัติการในการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวที่สอดคล้องกับแผนแม่บทฯ ดังกล่าว เพื่อให้การดำเนินการเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
3.7 เพื่อให้การปฏิบัติงานมีความรวดเร็วและคล่องตัว เมื่อคณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบในหลักการแผนแม่บทฯ แล้ว เห็นควรให้คณะรัฐมนตรีมอบอำนาจให้คณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่ง ชาติ เป็นผู้อนุมัติรายละเอียดในแต่ละโครงการย่อยๆ ของแผนแม่บทฯ ดังกล่าว เช่นเดียวกับวิธีการอนุมัติโครงการลงทุนของ กฟผ. และ กฟภ.
3.8 โครงการท่อก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย และโครงการเอราวัณ-ราชบุรี ในช่วงสมุทรสงคราม-ราชบุรี เป็นโครงการเร่งด่วน ซึ่งต้องใช้เขตทางหลวง จึงควรขอการสนับสนุนจากกรมทางหลวงด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2540-2548 ตามที่ ปตท. เสนอโดยให้คำนึงถึงความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในข้อ 3 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการ ก่อสร้างระบบท่อและอุปกรณ์ต่างๆ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติในช่วงปี 2540-2548 จำนวน 12 โครงการ วงเงินลงทุนทั้งสิ้น 78,052 ล้านบาท
2.ให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี พ.ศ. 2540-2548 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วง พ.ศ. 2540-2548 ดังนี้คือ
โครงการ | ขีดความสามารถ ในการส่ง (ล้าน ลบฟ./วัน) | กำหนดแล้วเสร็จ |
โครงการหลัก | ||
1. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งไพลิน | 2,000 | 2541 |
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งพื้นที่ พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) ไปยังแหล่งเอราวัณ | 2,000 | 2542 |
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งเอราวัณ ไปยังจังหวัดราชบุรี | 2,000 | 2543 |
4. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากจังหวัดราชบุรี ไปอำเภอวังน้อย พระนครศรีอยุธยา | 700 | 2542 |
5. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งเบญจมาศ เชื่อมท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งทานตะวัน | 300 | 2543 |
6. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากท่อราชบุรี-วังน้อย ไปยังโรงจักรพระนครใต้ | 700 | 2548 |
โครงการตามแนวท่อเผื่อเลือก | ||
1. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งเอราวัณ - ราชบุรี ไปอำเภอบางสะพาน ประจวบคีรีขันธ์ | 200 | 2545 |
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งไพลิน ไปยังจังหวัดสงขลา | 400 | 2548 |
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากชายแดนไทย - มาเลเซีย(จังหวัดยะลา)ไปยังจังหวัดสงขลา | 675 | 2548 |
4. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากท่อเอราวัณ - ราชบุรี ไปยัง แหลมฉบัง จังหวัดชลบุรี | 200 | 2545 |
5. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากแหลมฉบัง จังหวัดชลบุรี ไปยัง อำเภอมาบข่า จังหวัดระยอง | 200 | 2546 |
6. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จากโรงแยกก๊าซขนอม ไปยังโรงไฟฟ้าที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี และกระบี่ | 150 | 2544 |
3.ให้มีขั้นตอนการนำเสนอ และขออนุมัติโครงการ ดังนี้
(1) ให้ ปตท. เสนอรายละเอียดของโครงการแต่ละโครงการที่จะดำเนินการในช่วงปี 2540-2548 ดังกล่าวข้างต้น ต่อ สศช. โดยให้ สศช. รับพิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ในแผนแม่บทตามข้อ 1 เท่านั้น
(2) ให้ ปตท. จัดทำและเสนอรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อมเพื่อขอความเห็นชอบไปยังสำนักงาน นโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ พ.ศ. 2535
(3) ให้ สผ. เสนอความเห็นต่อ สศช.
(4) ให้ สศช. พิจารณาอนุมัติโครงการ โดยคำนึงถึงความเห็นของ สผ.
(5) หากไม่มีประเด็นนโยบายที่สำคัญและเป็นโครงการที่กำหนดให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการเอง โดยให้ สศช. นำเสนอกระทรวงการคลังเพื่อดำเนินการจัดหาเงินกู้ต่อไป และนำเสนอคณะรัฐมนตรีและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบ
(6) หากเป็นโครงการที่มีประเด็นนโยบายที่สำคัญให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณา โดยผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
4.ในกรณีที่เป็นโครงการที่ไม่ได้บรรจุอยู่ในแผนแม่บทตามข้อ 1 หรือเป็นโครงการเร่งด่วน เห็นควรให้ ปตท. นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อบรรจุไว้ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศ ไทย ต่อไป
5.ให้ ปตท. ได้รับการสนับสนุนจากกรมทางหลวงในการใช้เขตทางหลวง เพื่อวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับโครงการก่อสร้างท่อที่มีความจำเป็นเร่ง ด่วน คือ โครงการราชบุรี-วังน้อย และโครงการเอราวัณ (ERP2)-ราชบุรี ช่วงสมุทรสงคราม-ราชบุรี เพื่อให้โครงการดังกล่าวแล้วเสร็จทันตามเป้าหมายในการสนองความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติของประเทศ
เรื่องที่ 3 ข้อเสนอปรับปรุงอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2536 อนุมัติให้เพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันเบนซิน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาในส่วนที่นำเข้าจากต่างประเทศจากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ของปริมาณน้ำมันที่นำเข้า โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540 เป็นต้นไป ทั้งนี้เพื่อให้สอดคล้องกับน้ำมัน ที่กลั่นในประเทศซึ่งต้องสำรองในรูปน้ำมันดิบร้อยละ 5 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 5 รวมเป็นร้อยละ 10 ซึ่งกระทรวงพาณิชย์ได้ออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 1 (พ.ศ.2536) เรื่อง กำหนดชนิดและอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องสำรอง ลงวันที่ 2 กันยายน 2536 เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวแล้ว
2. ต่อมาในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2539 ได้มีการพิจารณาข้อเสนอของกระทรวงพาณิชย์ที่ให้ทบทวนมติคณะรัฐมนตรีในเรื่อง อัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งกำหนดให้เพิ่มปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปที่นำเข้าจากอัตราร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540 โดยกระทรวงพาณิชย์เห็นควรให้คงการสำรองน้ำมันสำเร็จรูปที่นำเข้าในอัตราร้อย ละ 5 ต่อไป คณะรัฐมนตรีพิจารณาแล้วมีมติให้กระทรวงพาณิชย์ กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปพิจารณาและนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
3. เหตุผลในการขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีใหม่ เนื่องจากกระทรวงพาณิชย์เห็นว่าการเพิ่มอัตราสำรองดังกล่าวจะส่งผลกระทบทั้ง ด้านเศรษฐกิจและนโยบายการค้าของรัฐ ดังนี้
3.1 ผลกระทบด้านเศรษฐกิจและการลงทุน เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันต้องมีภาระต้นทุนในการเก็บรักษาและจัดสร้างถังเก็บ น้ำมันที่ต้องสำรองเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งในที่สุดภาระดังกล่าวจะถูกผลักไปยังประชาชนผู้บริโภค และทำให้สินค้ามีราคาเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ เนื่องจากน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นปัจจัยหลักที่ใช้ในกิจการอุตสาหกรรม พาณิชยกรรม และเกษตรกรรม รวมทั้งการขนส่ง นอกจากนี้ จากการประมาณการการใช้ และการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็วภายในประเทศปี พ.ศ. 2540 กระทรวงพาณิชย์คาดว่า ประเทศไทยยังมีความจำเป็นต้องนำเข้าน้ำมันประมาณ 4,804 ล้านลิตร และแนวโน้มการนำเข้าในปี พ.ศ. 2541-2545 จะมีปริมาณรวมถึง 72,362 ล้านลิตร ดังนั้น ภาระต้นทุนสำรองของผู้ค้าน้ำมันจึงสูงขึ้น โดยเฉลี่ย 47 สตางค์/ลิตร คิดเป็นเงินทุนตั้งแต่ปี 2541-2545 ประมาณ 34,010 ล้านบาท ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจโดยรวม
3.2 ผลกระทบต่อนโยบายการค้าของรัฐ การกำหนดอัตราสำรองการนำเข้าเพิ่มขึ้นย่อมทำให้เกิดความไม่เป็นธรรม เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันรายย่อยจะต้องนำเข้าทั้งหมดและจะเสียเปรียบในเชิงการ แข่งขันด้านการตลาด เนื่องจากจะมีต้นทุนสูงจากภาษีอากรขาเข้าและรับภาระในการสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่ผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่สามารถเก็บน้ำมันสำรองในโรงกลั่นได้ โดยยังไม่เสียภาษีสรรพสามิตและอากรขาเข้า จึงอาจทำให้ผู้ค้าน้ำมัน รายย่อยไม่สามารถดำเนินกิจการค้าน้ำมันต่อไปได้และต้องเลิกกิจการไป ซึ่งมีผลทำให้กลุ่มผู้ค้าน้ำมันที่เหลือสามารถร่วมกันกำหนดราคาน้ำมันเชื้อ เพลิงได้
นอกจากนี้ กระทรวงพาณิชย์เห็นว่า อัตราสำรองควรอยู่ในระดับร้อยละ 5 เท่านั้น เนื่องจากแต่เดิม ได้มีการกำหนดอัตราสำรองไว้เพียงร้อยละ 3 และได้มีการเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 5 เพราะสถานการณ์ การสู้รบระหว่างคูเวตกับอิรัค ประกอบกับปัจจุบันประเทศไทยสามารถจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปจากประเทศสิงคโปร์ มาเลเซีย ได้ในเวลา 1-3 วัน และบรูไน 7 วัน
4. สพช. ได้พิจารณาความเห็นและข้อเสนอของกระทรวงพาณิชย์แล้ว มีความเห็น ดังนี้
4.1 ความเท่าเทียมกันในการแข่งขันทำการค้า ตามที่คณะรัฐมนตรีกำหนดให้เพิ่มปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปที่นำเข้าจาก อัตราร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 มีจุดมุ่งหมายที่จะแก้ไขปัญหาความเสียเปรียบของผู้กลั่นน้ำมันในประเทศต่อ ผู้นำเข้า เพื่อให้สามารถแข่งขันกันจำหน่ายน้ำมันบนพื้นฐานที่เท่าเทียมกันในระบบราคา น้ำมันลอยตัว เพราะน้ำมันที่ผลิตในประเทศต้องสำรองในอัตราร้อยละ 10 ในขณะที่น้ำมันที่นำเข้าสำรองในอัตราเพียงร้อยละ 5 ทำให้น้ำมันที่ผลิตในประเทศมีต้นทุนการสำรองสูงกว่าน้ำมันที่นำเข้า 5 สตางค์/ลิตร ซึ่งในเรื่องนี้ผู้นำเข้าได้ทราบถึงการเพิ่มอัตราสำรองล่วงหน้ามา 3 ปีแล้ว จากประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 1 (พ.ศ.2536) เรื่อง กำหนดชนิดและอัตราของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องสำรอง ลงวันที่ 2 กันยายน 2536 แต่สาเหตุที่ให้เริ่มบังคับใช้การเพิ่มสำรองในส่วนผู้นำเข้าในปี 2540 ก็เพื่อลดผลกระทบต่อผู้นำเข้า โดยให้มีเวลาเตรียมการในการจัดหาและก่อสร้างสถานที่จัดเก็บน้ำมันสำรองเพิ่ม ขึ้น และเพื่อให้โรงกลั่นน้ำมันของเชลล์และคาลเท็กซ์ ก่อสร้างเสร็จ ซึ่งจะทำให้ประเทศไทยมีการนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปน้อยมาก
4.2 ความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ การที่รัฐกำหนดให้มีการสำรองน้ำมันดิบร้อยละ 5 และน้ำมันสำเร็จรูปร้อยละ 5 ไม่ว่าจะเป็นน้ำมันที่ผลิตในประเทศหรือนำเข้า ก็เพื่อที่จะให้มีการสำรองโดยรวมร้อยละ 10 ซึ่งเพียงพอใช้ได้ในระดับความต้องการปกติ 36 วัน และเตรียมไว้เป็นมาตรการป้องกันการขาดแคลนน้ำมัน หากประเทศไทยไม่สามารถนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศได้ ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบกับประเทศอุตสาหกรรมที่ไม่มีแหล่งน้ำมันดิบในประเทศ จะมีระดับการสำรองประมาณ 90 วัน จึงนับว่า การสำรองน้ำมันของไทยซึ่งไม่มีแหล่งพลังงานภายในประเทศยังอยู่ในระดับต่ำ ดังนั้น แม้ประเทศไทยจะยังไม่สามารถมีปริมาณน้ำมันสำรองในระดับดังกล่าวได้ แต่ก็ควรคงระดับการสำรองในปัจจุบันไว้ก่อน โดยไม่ควรมีการปรับอัตราสำรองให้ลดลง
ส่วนการจัดหาน้ำมันจากประเทศเพื่อนบ้านใกล้เคียงโดยสามารถนำเข้าได้ใน ระยะเวลาอันสั้น ไม่ใช่เหตุผลที่จะทำให้ประเทศไทยลดสำรองลงได้ เพราะการจัดซื้อดังกล่าวไม่ใช่หลักประกันว่าหากเกิดวิกฤตการณ์น้ำมันขาดแคลน ขึ้น ประเทศดังกล่าวจะยังคงจำหน่ายน้ำมันให้กับประเทศไทยตามปกติ และในสภาพการณ์เช่นนั้น หากประเทศไทยจะหันไปเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองของตนเองก็คงไม่ทันการณ์ เพราะจะจัดซื้อน้ำมันจากต่างประเทศได้ยากมาก
4.3 ผลกระทบต่อราคาสินค้า การเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันดังกล่าวจะไม่มีผลกระทบต่อราคาสินค้า เนื่องจากผู้นำเข้าจะไม่สามารถขึ้นราคาจำหน่ายน้ำมันที่นำเข้า เพราะจะต้องแข่งขันราคาจำหน่ายกับผู้จำหน่ายน้ำมันที่ผลิตในประเทศ ซึ่งสำรองน้ำมันในอัตราร้อยละ 10 อยู่แล้วในปัจจุบัน และปริมาณน้ำมันที่นำเข้าในปี 2540 คาดว่าจะมีสัดส่วนน้อยมากเมื่อเทียบกับน้ำมันที่ผลิตในประเทศ และการที่ผู้นำเข้าไม่สามารถขึ้นราคาน้ำมันนั้น ไม่ได้ก่อให้เกิดความไม่เป็นธรรมแก่ผู้นำเข้า เพราะเป็นการลดผลกำไรของผู้นำเข้าส่วนที่สูงกว่าผู้ผลิตในประเทศ เนื่องจากมีภาระการสำรองน้ำมันต่ำกว่าลงมาเท่ากับผู้ผลิตในประเทศเท่านั้น จึงไม่น่าเป็นห่วงว่าจะทำให้ผู้นำเข้าไม่สามารถดำเนินการค้าได้จนต้องเลิก กิจการ
4.4 ต้นทุนการสำรองเพิ่มจากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 10 ต้นทุนการเพิ่มอัตราสำรองของน้ำมันนำเข้าจะต่ำกว่าที่กระทรวงพาณิชย์ประมาณ การไว้ โดยต้นทุนสำรองน้ำมันในส่วนที่นำเข้าเพิ่มขึ้นจะอยู่ในระดับประมาณ 7 ถึง 11 สตางค์/ลิตร ประกอบด้วยต้นทุนค่าน้ำมันและค่าจัดหาสถานที่เก็บน้ำมันสำรอง ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับค่าจัดหาสถานที่เก็บน้ำมันสำรองเพิ่มเติม และหากพิจารณาจากปริมาณความต้องการใช้น้ำมันในประเทศ ในปี 2540 เปรียบเทียบกับปริมาณการผลิตในประเทศจะเห็นได้ว่าน้ำมันเบนซินจะมีปริมาณส่ง ออกสุทธิประมาณ 3,000 ล้านลิตร และน้ำมันดีเซลจะมีปริมาณนำเข้าเล็กน้อยประมาณ 400 ล้านลิตร ส่วนน้ำมันเตาจะมีปริมาณนำเข้าสุทธิประมาณ 2,800 ล้านลิตร
นอกจากนี้ เพื่อให้ได้ข้อมูลที่ชัดเจนยิ่งขึ้น สพช. ได้หารือเรื่องนี้ในที่ประชุมผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 6 เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2539 ผลปรากฏว่า ผู้ค้าน้ำมันที่เคยจัดหาโดยการนำเข้ามีแนวโน้มที่จะเปลี่ยนมาจัดซื้อใน ประเทศ ถ้าราคาจำหน่ายของผู้ผลิตในประเทศจูงใจให้ซื้อ และผู้ผลิตในประเทศเลือกที่จะปรับราคาจำหน่ายให้สามารถจำหน่ายให้กับผู้นำ เข้ามากกว่าที่จะเลือกการส่งออกหรือลดการผลิต ดังนั้นในปี 2540 จึงเป็นช่วงเวลาปรับตัวของตลาดทั้งด้านผู้ผลิตและผู้นำเข้าไปสู่การลดการนำ เข้า และคาดว่าการนำเข้าในปี 2540 น่าจะลดลงมากเมื่อเปรียบเทียบกับปีก่อนๆ
4.5 สพช. จึงเห็นว่าควรปฏิบัติให้เป็นไปตามประกาศกระทรวงพาณิชย์ในข้อ 1 แต่อย่างไรก็ตามหลักการสำคัญของเรื่องนี้อยู่ที่ความเท่าเทียมกันในการแข่ง ขันทำการค้าระหว่างผู้ผลิตในประเทศกับผู้นำเข้า การเพิ่มอัตราสำรองของผู้นำเข้าเป็นร้อยละ 10 เป็นเพียงทางหนึ่งในการปรับภาระการสำรองของผู้ผลิตในประเทศและผู้นำเข้าให้ เท่าเทียมกัน ดังนั้น หากเห็นว่าแนวทางนี้ไม่เหมาะสมก็อาจดำเนินการโดยแนวทางอื่นได้ ซึ่งอาจดำเนินการได้ 2 แนวทาง กล่าวคือ
(1) ลดปริมาณสำรองของผู้ผลิตในประเทศจากอัตราร้อยละ 10 เป็นร้อยละ5 แต่แนวทางนี้จะกระทบต่อความมั่นคงของประเทศได้
(2) ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันสำเร็จรูปที่ผลิตในประเทศลงโดยเฉลี่ย 5 สตางค์/ลิตร ซึ่งเป็นแนวทางที่น่าจะเหมาะสมที่สุด
5. สพช. ได้จัดให้มีการประชุมร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งประกอบด้วย กระทรวงพาณิชย์ (กรมทะเบียนการค้า) กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง (กรมสรรพสามิต) และการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย เมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2539 ซึ่งผลการประชุมสรุปได้ ดังนี้
5.1 ผู้แทนของทุกหน่วยงานเห็นด้วยกับข้อเสนอของ สพช. ที่ควรปฏิบัติต่อผู้ค้าน้ำมันทั้ง ผู้ผลิตในประเทศและผู้นำเข้าให้เท่าเทียมกัน
5.2 การเพิ่มอัตราสำรองน้ำมันของผู้นำเข้าอีกร้อยละ 5 จะมีผลทำให้ต้นทุนของผู้นำเข้า เพิ่มขึ้นอีกประมาณ7-11 สตางค์/ลิตร ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับต้นทุนในการจัดหาน้ำมันและถังเก็บน้ำมันที่เพิ่มขึ้น ซึ่งในข้อนี้ ปตท. ได้เสนอให้ใช้ต้นทุนที่เพิ่มขึ้นโดยเฉลี่ยประมาณ 10 สตางค์/ลิตร
5.3 ปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินภายในประเทศในปี 2540 จะอยู่ในระดับ 10,564 ล้านลิตรต่อปี ซึ่งเพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศ และจะมีส่วนเหลือที่ต้องส่งออกอีก 2,950 ล้านลิตรต่อปี จึงไม่น่า จะมีการนำเข้าจากต่างประเทศ ยกเว้นในกรณีการนำเข้าทางคลังภาคใต้ โดยเฉพาะที่จังหวัดภูเก็ต อาจจะมีการนำเข้าจากสิงคโปร์ที่ใกล้กว่าแทนการซื้อจากโรงกลั่นภายในประเทศ ได้ ส่วนน้ำมันดีเซลนั้น โดยภาพรวมน่าจะ มีการนำเข้าจากต่างประเทศเพียงเล็กน้อย แต่ยังไม่ชัดเจนว่าในปี 2540 ปริมาณการนำเข้าจะลดลงเพียงใดและ ใช้เวลารวดเร็วแค่ไหน และในส่วนของน้ำมันเตามีความชัดเจนว่าโรงกลั่นภายในประเทศยังไม่สามารถผลิต ได้เพียงพอต่อความต้องการใช้ ดังนั้น ยังคงต้องนำเข้าอีกประมาณ 2,818 ล้านลิตรในปี 2540
5.4 ที่ประชุมได้สรุปข้อเสนอเรื่อง อัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงร่วมกันเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้
(1) การสำรองน้ำมันดีเซล เนื่องจากในขณะนี้ยังไม่ชัดเจนว่าในปี 2540 เป็นต้นไป ปริมาณการนำเข้าน้ำมันดีเซลจะลดลงหรือไม่เพียงใด ดังนั้น จึงไม่สมควรพิจารณาเพิ่มอัตราสำรองของผู้นำเข้าในระยะนี้ แต่ควรเลื่อนกำหนดเวลาบังคับใช้อัตราสำรองร้อยละ 10 ไปอีก 2 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้วันที่1 มกราคม 2542 ทั้งนี้ หากปรากฏข้อเท็จจริงว่าในช่วงเวลาที่เลื่อนไปดังกล่าว การนำเข้าน้ำมันดีเซลลดลงมาก หรือ ไม่มีการนำเข้าเลย ให้ สพช. พิจารณานำเสนอเลื่อนเวลาบังคับใช้ให้เร็วขึ้นได้
(2) การสำรองน้ำมันเตา เนื่องจากในปี 2540 เป็นต้นไป ยังคงต้องนำเข้าน้ำมันเตา โดยตลอด เพราะโรงกลั่นภายในประเทศไม่สามารถผลิตได้เพียงพอกับความต้องการใช้ ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอ ให้เลื่อนเวลาเพิ่มอัตราสำรองเป็นร้อยละ 10 โดยใช้หลักการเดียวกันกับน้ำมันดีเซล
(3) การสำรองน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นๆ เห็นควรให้เพิ่มอัตราสำรองของผู้นำเข้าเป็นอัตราร้อยละ 10 ตามระยะเวลาที่กำหนดไว้ในประกาศกระทรวงพาณิชย์ ทั้งนี้ เนื่องจากน้ำมันดังกล่าว จะไม่มีการนำเข้ามาก หรือเป็นน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำเป็นต้องสำรองไว้เพื่อใช้ในราชการทหารโดย เฉพาะ
(4) ในระหว่างที่เลื่อนการบังคับใช้อัตราสำรองน้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาของผู้นำเข้าเป็นร้อยละ 10 นี้ จะทำให้โรงกลั่นในประเทศมีความเสียเปรียบผู้นำเข้าในเรื่องอัตราสำรองที่แตก ต่างกันอยู่ร้อยละ 5 คิดเป็นต้นทุนเท่ากับ 5 สตางค์/ลิตร จึงเห็นควรแก้ไขข้อเสียเปรียบนี้เพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกัน โดยลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่ ผลิตในประเทศ ตามสัดส่วนของราคา ณ โรงกลั่น คือ 6 และ 3 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะลดภาระเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของโรงกลั่นน้ำมันในประเทศได้เท่ากับ 5 สตางค์/ลิตร โดยเฉลี่ย ทั้งนี้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานดำเนินการออกประกาศลดอัตราเงิน เรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวต่อไป
(5) เห็นควรให้มีการศึกษาถึงระดับการสำรองของประเทศที่เหมาะสมในระยะยาว เพื่อเพิ่มความมั่นคงของประเทศด้านพลังงาน และศึกษาความเหมาะสมของการให้รัฐเป็นผู้ดำเนินการจัดเก็บน้ำมันสำรองเองอีก ส่วนหนึ่ง ดังที่มีการปฏิบัติในหลายประเทศซึ่งจะไม่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันและราคา สินค้า ซึ่งในเรื่องนี้ สพช. ขอรับไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดร่วมกับ ปตท. และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1.ให้เลื่อนกำหนดเวลาบังคับใช้การสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาของผู้นำ เข้าในอัตราร้อยละ 10 ไปอีก 2 ปี โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2542 ทั้งนี้ หากปรากฏข้อเท็จจริงว่าในช่วงเวลาที่เลื่อนไปดังกล่าว การนำเข้าน้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาลดลงมากหรือไม่มีการนำเข้าเลย ให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) พิจารณานำเสนอเลื่อนเวลาบังคับใช้ให้เร็วขึ้น
2.ให้เพิ่มอัตราสำรองน้ำมันเบนซินและน้ำมันอื่นๆ ของผู้นำเข้าเป็นอัตราร้อยละ 10 ตามระยะเวลาที่กำหนดไว้ในประกาศกระทรวงพาณิชย์ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2540
3.ในระหว่างที่เลื่อนการบังคับใช้อัตราสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาของ ผู้นำเข้าเป็นร้อยละ 10 ให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานดำเนินการออกประกาศลดอัตราเงินเรียกเก็บ เข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศลงใน อัตรา 6 สตางค์/ลิตร และ 3 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ
4.ให้มีการศึกษาถึงระดับการสำรองของประเทศที่เหมาะสมในระยะยาว เพื่อเพิ่มความมั่นคงของประเทศด้านพลังงาน และศึกษาความเหมาะสมของการให้รัฐเป็นผู้ดำเนินการจัดเก็บน้ำมันสำรองเองอีก ส่วนหนึ่ง ดังที่มีการปฏิบัติในหลายประเทศซึ่งจะไม่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันและราคา สินค้า โดยให้ สพช. รับไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดร่วมกับ ปตท. และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 5/2539 (ครั้งที่ 59) เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2539 ได้พิจารณาเรื่อง การประกวดราคาน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยได้พิจารณาข้อเสนอของกรรมาธิการการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร (นายสุชน ชามพูนท) และมีมติมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับไปดำเนินการหาข้อสรุปในเรื่อง เงื่อนไขในการประกวดราคาซื้อขายน้ำมันเตาในส่วนร้อยละ 20 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งต่อไป
2. สพช. ร่วมกับ ปตท. และ กฟผ. ได้พิจารณาข้อเสนอของกรรมาธิการการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร (นายสุชน ชามพูนท) แล้ว เห็นควรแก้ไขปรับปรุงเงื่อนไขและคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาสำหรับปริมาณ การซื้อขายในระดับร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมดในแต่ละปีของ กฟผ. เป็นดังนี้
2.1 เห็นควรนำปริมาณร้อยละ 50 ของน้ำมันเตาที่จะใช้กับโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ที่จังหวัดราชบุรีและกระบี่ มาจัดซื้อโดยการประกวดราคา โดยอีกร้อยละ 50 ที่เหลือให้ซื้อจาก ปตท. ส่วนปริมาณการซื้อขายเดิมได้แก่ ร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าแห่งอื่นๆ ของ กฟผ. เห็นควรให้คงไว้ตามเดิมเนื่องจากถ้าเปลี่ยนแปลงจะมีผลกระทบคือ ต้องมีการแก้ไขสัญญาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 ซึ่งจัดทำไว้เรียบร้อยแล้ว และยังไม่หมดอายุสัญญา (จะหมดอายุสัญญา 30 กันยายน 2544)
2.2 เห็นควรเปลี่ยนแปลงระยะเวลาการรับซื้อน้ำมันเตาโดยการประกวดราคา โดยในส่วนของร้อยละ 20 จากเดิม 3 ปี (ปีงบประมาณ 2540-2542) เป็น 4 ปี (ปีงบประมาณ 2541-2544) ซึ่งจะสิ้นสุดพร้อมกับสัญญาซื้อขายน้ำมันเตาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 แต่ในส่วนเพิ่มเติมร้อยละ 50 ของโรงไฟฟ้าราชบุรีและกระบี่ให้กำหนดระยะเวลารับซื้อตามที่ กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม
2.3 สำหรับคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคา เห็นควรแก้ไขตามข้อเสนอของกรรมาธิการฯ บางส่วนเป็นดังนี้
(1) ต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 และมีทุนเรือนหุ้นไม่น้อยกว่า 1,000 ล้านบาท
(2) มีเครดิตไลน์จากธนาคารและสถาบันการเงินรวมกันแล้วไม่น้อยกว่า 500 ล้านบาท
(3) ต้องเป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตามาแล้วไม่น้อยกว่า 200 ล้านลิตร โดยถือตามปริมาณที่ปรากฏในรายงานผลการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผู้เข้าประกวดราคาได้นำส่งไว้กับกรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์ ตามพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521
2.4 การแก้ไขคุณสมบัติของผู้ประกวดราคาได้ตัดข้อเสนอของกรรมาธิการฯ ในส่วนที่ให้เพิ่มเติม คุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาต้องเป็นบริษัทไทยและเป็นบริษัทมหาชนที่จด ทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ เนื่องจากเห็นว่าคุณสมบัติดังกล่าวไม่เกี่ยวข้องกับความสามารถในการค้า น้ำมันเตา และจะทำให้มีผู้เข้าประกวดราคาได้น้อยรายจนไม่ก่อให้เกิดการแข่งขันกันอย่าง เพียงพอ และขัดกับเจตนารมณ์ของ WTO (World Trade Organization) นอกจากนั้น ได้ตัดคำว่าเงินทุนหมุนเวียนออก คงเหลือแต่เครดิตไลน์ เพราะเห็นว่าคำว่าเงินทุนหมุนเวียนเป็นเพียงตัวเลขทางบัญชี และเครดิตไลน์ในระดับ 500 ล้านบาท น่าจะเพียงพอแล้วจึงไม่ควรเพิ่มเป็น 1,000 ล้านบาท
2.5 เงื่อนไขและคุณสมบัติของผู้เข้าประกวดราคาตามที่กำหนด เมื่อเปรียบเทียบกับเงื่อนไขและคุณสมบัติตามที่กำหนดไว้โดยมติคณะรัฐมนตรีใน ปัจจุบันและที่กรรมาธิการฯ เสนอมีความแตกต่างกัน ดังนี้
ปริมาณน้ำมันเตาที่จะจัดซื้อโดยประกวดราคา
เงื่อนไข | ปริมาณ |
1. ตามมติ ครม. ในปัจจุบัน | |
ปริมาณร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาของ กฟผ. ในปี 2540-2542 รวม 3 ปี |
3,908 ล้านลิตร |
2. ตามข้อเสนอของกรรมาธิการฯ | |
ปริมาณร้อยละ 30 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมด ของ กฟผ. ในปี 2540-2544 รวม 5 ปี |
7,804 ล้านลิตร |
3. ตามผลการประชุมหารือระหว่าง ปตท. กฟผ. และ สพช. | |
- ปริมาณร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมดของ กฟผ. ในปี 2541-2544 รวม 4 ปี |
2,760 |
- ปริมาณร้อยละ 50 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาทั้งหมด ของโรงไฟฟ้าราชบุรี และโรงไฟฟ้ากระบี่ ตามระยะเวลาที่ กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม |
1,830** |
หมายเหตุ
* ตัวเลขดังกล่าวอาจจะมีการเปลี่ยนแปลงเนื่องจากพิจารณาจาก PDP 95-01 ซึ่งขณะนี้ กฟผ. กำลังอยู่ระหว่างการปรับปรุงเป็น PDP 96-01
** ตัวอย่างกรณีที่ กฟผ. ทำสัญญา 3 ปี (ปีงบประมาณ 2542-2544)
มติของที่ประชุม
-เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดซื้อน้ำมันเตาโดยการประกวดราคาในปริมาณร้อยละ 50 ของน้ำมันเตาที่จะใช้กับโรงไฟฟ้าแห่งใหม่ที่จังหวัดราชบุรีและกระบี่ และอีกร้อยละ 50 ที่เหลือให้ซื้อจาก ปตท. ส่วนปริมาณการซื้อขายเดิมในอัตราร้อยละ 20 ของความต้องการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าแห่งอื่นๆ ของ กฟผ. เห็นควรให้คงไว้ตามเดิม เนื่องจากถ้าเปลี่ยนแปลงจะมีผลกระทบคือ ต้องมีการแก้ไขสัญญาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 ซึ่งจัดทำไว้เรียบร้อยแล้ว และยังไม่หมดอายุสัญญา โดยจะหมดอายุสัญญาในวันที่ 30 กันยายน 2544
-เห็นชอบให้เปลี่ยนแปลงระยะเวลาการรับซื้อน้ำมันเตาโดยการประกวดราคา โดยในส่วนร้อยละ 20 จากเดิม 3 ปี (ปีงบประมาณ 2540-2542) เป็น 4 ปี (ปีงบประมาณ 2541-2544) ซึ่งจะสิ้นสุดพร้อมกับสัญญาซื้อขายน้ำมันเตาระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ในส่วนร้อยละ 80 แต่ในส่วนเพิ่มเติมร้อยละ 50 ของโรงไฟฟ้าราชบุรีและกระบี่ให้กำหนดระยะเวลารับซื้อตามที่ กฟผ. เห็นว่าเหมาะสม
-เห็นชอบให้กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิเข้าประกวดราคา ดังนี้
(1) ต้องเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 และ มีทุนเรือนหุ้นไม่น้อยกว่า 1,000 ล้านบาท
(2) มีเครดิตไลน์จากธนาคารและสถาบันการเงินรวมกันแล้วไม่น้อยกว่า 500 ล้านบาท
(3) ต้องเป็นผู้มีประสบการณ์ในการค้าน้ำมันเตามาแล้วไม่น้อยกว่า 200 ล้านลิตร โดยถือตามปริมาณที่ปรากฏในรายงานผลการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งผู้เข้าประกวดราคาได้นำส่งไว้กับกรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์ ตามพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521
เรื่องที่ 5 แนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ได้รับทราบผลการประชุมเชิงปฏิบัติการเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก ตามที่สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เป็นผู้เสนอ ซึ่งในส่วนของแนวทางการลดต้นทุนการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้มีมติให้ผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชนหารือกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่องค่าไฟฟ้าและการยกเว้นระบบ TOD สำหรับโรงงานที่ต้องการทำงาน 24 ชั่วโมง ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2539 เห็นชอบตามที่กระทรวงการคลังเสนอ ในเรื่องการแก้ไขปัญหาของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยมอบหมายให้ สพช. รับไปพิจารณาในประเด็นต่อไปนี้
1.1 การยกเลิกการเก็บ Demand Charge สำหรับอุตสาหกรรมทุกประเภทที่จำเป็นต้องทำการผลิตตลอด 24 ชั่วโมง
1.2 การศึกษาความเป็นไปได้ในการเพิ่มประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีประเภทอุตสาหกรรม ขนาดใหญ่ที่ใช้ไฟฟ้ามากกว่าประเภทที่กำหนดอยู่ในปัจจุบันและกำหนดให้มีอัตรา ค่ากระแสไฟฟ้าลดลงอีก
2. บริษัท เอ็น.ที.เอส.สตีลกรุ๊ป จำกัด และบริษัทสยามสติลซินดิเกต จำกัด ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายปิยะณัฐ วัชราภรณ์) ขอให้ทบทวนและปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยขอให้ยกเลิกหรือลดอัตราค่าความต้องการไฟฟ้าในช่วงเวลาที่ความต้องการ ไฟฟ้าสูงสุด หรือช่วงเวลา 18.30 น. ถึง 21.30 น. เนื่องจากปัจจุบันความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ของระบบเปลี่ยนแปลงไปอยู่ในช่วง 13.30 ถึง 16.30 น. ทั้งนี้ เพื่อให้อุตสาหกรรมบางชนิดที่จำเป็น จะต้องผลิตอย่างต่อเนื่องสามารถรับภาระค่ากระแสไฟฟ้าได้
3. สพช. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ร่วมหารือกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม2539 สามารถสรุปประเด็นปัญหาและแนวทางในการทบทวนและปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
3.1 การขอลด Demand Charge ในช่วง Peak
3.1.1 ที่ประชุมยอมรับว่ายังมีความจำเป็นที่จะต้องมีอัตราค่าไฟฟ้าในลักษณะ TOD เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป แต่ทั้งนี้ควรปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้มีความสอดคล้องกับ Load Curve ที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การคิดค่าไฟฟ้าสูงในช่วง Peak โดยผ่าน Demand Charge เพียงอย่างเดียว หากผู้ใช้ไฟฟ้าปฏิบัติการควบคุมการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ผิดพลาดเกิน 15 นาที จะเพิ่มภาระค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟเป็นจำนวนมาก จึงควรมีการพิจารณาหาทางแก้ไขปัญหาดังกล่าว
3.1.2 แนวทางการแก้ไข ควรปรับปรุงโครงสร้าง TOD Rate ในปัจจุบัน ดังนี้
(1) ควรกำหนดช่วงเวลาให้สอดคล้องกับลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยการกำหนดให้ช่วงเวลา 22.00-9.00 น. และวันอาทิตย์ เป็นช่วง Off-Peak
(2) ลดหรือยกเลิกค่า Demand Charge ในช่วง Peak และกำหนดให้ Energy Charge หรือค่าพลังงานไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตามช่วงเวลามากขึ้น
โครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่นี้จะเรียกว่า Time of Use Rate (TOU) เพราะค่าไฟฟ้าแตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน และตามวันของสัปดาห์
3.2 การลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟฟ้ามาก จะสามารถพิจารณาดำเนินการแยกประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าตามระดับแรงดันไฟฟ้า (Voltage) ได้ เนื่องจากในการจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในระดับแรงดันสูง การไฟฟ้าสามารถประหยัดการลงทุนและสามารถลดการสูญเสียในระบบลงได้ โดยแนวทางแก้ไข ควรเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในระดับแรงดันมากกว่าหรือเท่า กับ 115 เควี ซึ่งเดิมกำหนดให้มีอัตราสำหรับแรงดันสูงสุดคือ 69 เควีเท่านั้น
3.3 ค่า Ft มีความไม่ชัดเจนและเปลี่ยนแปลงบ่อย ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่า ยังคงมีความจำเป็นที่ จะต้องมีค่า Ft ดัง กล่าว ซึ่งเป็นวิธีการเดียวกันกับที่หลายประเทศใช้อยู่ แต่ควรปรับปรุงให้มีความชัดเจน โปร่งใสและให้มีความผันผวนน้อยลงโดยมีแนวทางแก้ไขดังนี้
(1) กำหนดให้ค่า Ft มีความชัดเจนและโปร่งใสมากขึ้น โดยแยก ภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่งปัจจุบันการไฟฟ้าได้บวกภาระสุทธิจากภาษีมูลค่าเพิ่มรวมอยู่ในค่า Ft จำนวน 7.32 สตางค์/หน่วย ออกจากโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
(2) ปรับปรุงให้ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลง และมีระยะเวลาการเปลี่ยนแปลงที่แน่นอนมากขึ้น เพื่อทำให้ผู้ประกอบการสามารถวางแผนทางด้านการผลิตและการตลาดได้ง่ายขึ้น
4. สพช. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 ได้พิจารณาผลการประชุมร่วมกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และศึกษาลักษณะความต้องการไฟฟ้า (Load Curve) ที่เปลี่ยนแปลงไป รวมทั้งต้นทุนของระบบไฟฟ้าแล้ว ได้เสนอแนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
4.1 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time-of-Use : TOU) ให้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟประเภท TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป โดยอัตราTOU ใหม่ จะมีข้อแตกต่างจาก TOD เดิม ดังนี้
(1) TOU ใหม่ จะเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควี ขึ้นไป ซึ่งจะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่ลดลงจากระดับ 69 เควี เดิม
(2) TOU ใหม่ แบ่งเป็น 2 ช่วงเวลา คือ
Peak : 9.00 น.-22.00 น. วันจันทร์-เสาร์
Off-Peak : 22.00-9.00 น. วันจันทร์-เสาร์ และวันอาทิตย์ทั้งวัน
(3) TOU ใหม่ จะกำหนดให้ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) เปลี่ยนแปลง ตามระดับแรงดันและตามช่วงเวลา
(4) TOU ใหม่ จะกำหนดให้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เป็นศูนย์ ในช่วง Off-Peak และค่าพลังไฟฟ้าในช่วง On-Peak จะลดลงจากระดับเดิม หรือกำหนดให้เท่ากับศูนย์
สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการเฉพาะอย่าง (โรงแรม) ในปัจจุบันไม่ได้ใช้ TOD Rate แต่มีอัตรา TOD Rate เป็นอัตราที่สามารถเลือกได้ ซึ่งเห็นควรให้ใช้อัตรา TOU Rate ใหม่ แทน TOD Rate เดิม
4.2 แยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากค่าไฟฟ้าให้ชัดเจน เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ Ft มีความชัดเจนและโปร่งใส
4.3 ปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลงเพื่อให้ ผู้ประกอบการ สามารถวางแผนการผลิตและการตลาดได้ง่ายขึ้น เช่น การกำหนดค่า Ft ให้เปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน
5. เพื่อให้โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้า หรือ Bulk Supply Tariff : BST มีความสอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในข้อ 4 สพช. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จึงเสนอแนวทางการปรับโครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า BST จากเดิมที่เป็นอัตราคงที่ต่อหน่วย (Flat Rate) ให้มีการสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงคือ ให้มีลักษณะแตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ TOU แต่ทั้งนี้จะยังคงรักษาระดับราคาขายส่งเฉลี่ยในระดับเดิม กล่าวคือ ราคาขายส่งเฉลี่ยที่ กฟผ. จำหน่ายให้ กฟน. และ กฟภ. มีอัตราเฉลี่ยคงเดิม คือ เท่ากับ 1.4865 บาท/หน่วย และ 1.0910 บาท/หน่วย ตามลำดับ โดยมีแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
5.1 BST จะแตกต่างกันตามระดับแรงดัน 230 เควี 115 เควี 69 เควี 33 เควี และ 22 เควี
5.2 BST จะเป็น 2 ช่วงเวลา คือ
- Peak 9.00 น.-22.00 น. วันจันทร์-เสาร์
- Off-Peak 22.00 น.-9.00 น. วันจันทร์-เสาร์ และวันอาทิตย์ทั้งวัน
5.3 BST จะกำหนดให้มีค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) สูงในช่วง Peak และต่ำในช่วง Off-Peak
5.4 กำหนดการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า โดยการคำนวณการชดเชยจาก กฟน. ไป กฟภ. เพื่อให้ราคาขายส่งเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. คงเดิม
6. ผลกระทบของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟรายใหญ่และการไฟฟ้า มีดังนี้
6.1 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก TOU ตามข้อเสนอ จะมีผลทำให้ผู้ใช้ไฟรายใหญ่ ที่ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควีขึ้นไป ส่วนใหญ่ชำระค่าไฟฟ้าน้อยลง
6.2 ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟต่อเนื่องแต่ไม่สม่ำเสมอ ค่าไฟฟ้าจะลดลงในบางกรณี
6.3 ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่นๆ ค่าไฟฟ้าไม่เปลี่ยนแปลง เพราะหากค่าไฟฟ้าสูงขึ้นตามอัตรา TOU ใหม่ ก็ควรเลือกใช้อัตราเดิมต่อไป
6.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาการใช้ (TOU) จะไม่มีผลกระทบต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เนื่องจากยังคงมีระบบการชดเชยรายได้จาก กฟน. ไปยัง กฟภ. อย่างไรก็ตาม การไฟฟ้า จะสามารถประหยัดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบสายส่งระบบจำหน่ายไฟฟ้า หากผู้ใช้ไฟสามารถเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้ไฟ ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบมีความสม่ำเสมอมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้
1.1 ให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาการใช้ (Time-of-Use : TOU) ให้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟประเภท Time of Day Rate (TOD) ในปัจจุบัน
1.2 ให้แยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากค่าไฟฟ้าให้ชัดเจน
1.3 ให้ปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติให้มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลง
2.เห็นชอบแนวทางการปรับโครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้า ดังนี้
2.1 โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า ให้แตกต่างกันตามระดับแรงดัน
2.2 โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า ให้มีอัตราแตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน โดยแบ่งเป็น 2 ช่วงเวลา ดังนี้
Peak 9.00 น. - 22.00 น. วันจันทร์-เสาร์
Off-Peak 22.00 น. - 9.00 น. วันจันทร์-เสาร์และอาทิตย์ทั้งวัน
2.3 โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้า กำหนดให้มีค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) สูงในช่วง Peak และต่ำในช่วง Off - Peak
2.4 กำหนดการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า โดยกำหนดการชดเชยจากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้ราคาขายส่งเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยคงเดิม
3.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ศึกษาและจัดทำรายละเอียดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก และ โครงสร้างราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง 3 การไฟฟ้าดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานอนุมัติและประกาศใช้ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี ให้ดูแลกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 เพื่อให้สามารถนำดอกผลอันเกิดจากเงินกองทุนฯ จำนวน 350 ล้านบาท ที่ได้รับจากบริษัทเอสโซ่-แสตนดาร์ด (ประเทศไทย) จำกัด ตามสัญญาโรงกลั่นน้ำมันมาใช้ประโยชน์ในการส่งเสริมและสนับสนุนงานด้าน พลังงานและปิโตรเลียม โดยมีระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เป็นกรอบในการบริหารงานกองทุนฯ ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมทำ หน้าที่พิจารณา จัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน ซึ่งตามระเบียบในข้อ 10 และข้อ13 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ ดำเนินการดังนี้
1.1 จัดทำแผนการใช้จ่ายเงินเป็นรายปีงบประมาณในช่วงสามปีข้างหน้า เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ความเห็นชอบ เพื่อใช้เป็นกรอบในการพิจารณาคำขอรับความช่วยเหลือจากกองทุนฯและให้มีการ ทบทวนแผนการใช้จ่ายดังกล่าวอย่างน้อยทุกปี หรือตามความจำเป็น
1.2 จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบภายในสามสิบวัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญา โรงกลั่นปิโตรเลียม ในรอบปีงบประมาณ 2539 ซึ่งเป็นปีที่สี่ของการดำเนินงานกองทุนฯ เพื่อรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการจัดสรรเงิน ในปีงบประมาณ 2540-2542 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ แล้ว โดยมีสาระสำคัญ สรุปได้ ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงานของคณะกรรมการกองทุนฯ ในรอบปีงบประมาณ 2539
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2538 อนุมัติฯ แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2539 จำนวนเงินทั้งสิ้น 55.3 ล้านบาท และคณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาอนุมัติการใช้จ่ายเงินรวมทั้งสิ้น 55.2 ล้านบาท ดังนี้
หมวดรายจ่าย | วงเงินตามแผน | ปรับปรุงแผน | วงเงินอนุมัติ |
1.การค้นคว้า ศึกษา วิจัย | 15.00 | 22.20 | 22.20 |
2.ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 10.00 | 11.57 | 11.57 |
3.การประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ข้อมูล | 15.00 | 2.39 | 2.37 |
4.การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 10.00 | 13.07 | 12.99 |
5.การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.00 | 5.77 | 5.77 |
6.ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.30 | 0.30 | 0.30 |
รวม | 55.30 | 55.30 | 55.20 |
2.2 รายงานสถานะการเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2539
กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม 430.47 ล้านบาท แบ่งเป็น เงินฝากกระแสรายวัน 1.41 ล้านบาท เงินฝากออมทรัพย์ 3.48 ล้านบาท เงินฝากประจำ 423.65 ล้านบาท และลูกหนี้เงินยืม 1.93 ล้านบาท ในส่วนของหนี้สินและทุน ประกอบด้วย หนี้สิน 0.23 ล้านบาท ทุน 350 ล้านบาท และรายรับมากกว่ารายจ่ายทั้งสิ้น 80.24 ล้านบาท
2.3 แผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนปีงบประมาณ 2540-2542
ตามข้อกำหนดในระเบียบว่าด้วยการบริหารกองทุนฯ กำหนดให้มีการทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ อย่างน้อยทุกปี หรือตามความจำเป็น ดังนั้น จึงเห็นสมควรให้มีการปรับแผนการใช้จ่ายเงิน สำหรับปีงบประมาณ 2540-2542 สรุปได้ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
หมวดรายจ่าย | ปีงบประมาณ | รวม | ||
2540 | 2541 | 2542 | ||
1.การค้นคว้า วิจัย ศึกษา | 17.00 | 17.00 | 17.00 | 51.00 |
2.ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 12.00 | 12.00 | 12.00 | 36.00 |
3.การประชาสัมพันธ์ และเผยแพร่ข้อมูล | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
หมวดรายจ่าย | 2540 | 2541 | 2542 | รวม |
4.การดูงาน ประชุม และการจัดประชุมสัมมนา | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
5.การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.50 | 5.50 | 5.50 | 16.50 |
6. ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.50 | 0.50 | 0.50 | 1.50 |
รวม | 55.00 | 55.00 | 55.00 | 165.00 |
3. เพื่อให้เกิดความคล่องตัว และมีความยืดหยุ่นในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตลอดระยะเวลา 3 ปี คือ ปีงบประมาณ 2540-2542 เห็นควรให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับแผนงานและโครงการ ในปีงบประมาณ 2540-2542 ตามแผนการใช้จ่ายเงินข้างต้น วงเงินรวม 165 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุน การจัดลำดับความสำคัญ ตลอดจนรายได้ของกองทุนด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปี งบประมาณ 2539
2.เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2540-2542 และมาตรการการบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมเสนอ
เรื่องที่ 7 เรื่องการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP)
ประธานฯ ได้แจ้งต่อที่ประชุมว่า ขณะนี้มีผู้ร้องเรียนเกี่ยวกับโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ว่าการพิจารณาข้อเสนอมีความล่าช้ามากโดยใช้เวลาประมาณ 1 ปี 6 เดือน แต่ผลการพิจารณา ก็ยังไม่แล้วเสร็จ ประกอบกับมีปัญหาว่าเมื่อมีการเปิดซองประกวดราคาแล้ว ได้มีบางบริษัทเสนอที่จะขายไฟฟ้า ในปริมาณที่เพิ่มขึ้นจากข้อเสนอเดิม โดยเสนอราคาที่ถูกลง และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจะใช้ราคา ที่ถูกลงนี้ เพื่อไปต่อรองกับบริษัทอื่นๆ ดังนั้น จึงอยากทราบว่าข้อเท็จจริงในเรื่องนี้เป็นอย่างไร
มติของที่ประชุม
1.มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เร่งดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือกให้แล้วเสร็จ เพื่อให้สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้ ภายในวันที่ 15 พฤศจิกายน 2539
2.มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เร่งดำเนินการเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) สำหรับโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เรื่อง สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ตุลาคม 2539
3.มอบหมายให้ สพช. รับไปเร่งรัดและติดตามเพื่อให้มีการดำเนินการตามข้อ 1 และข้อ 2
- กพช. ครั้งที่ 60 - วันศุกร์ที่ 18 ตุลาคม 2539 (1513 Downloads)