มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2542 (ครั้งที่ 67)
วันพุธที่ 10 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2542 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3.ความคืบหน้าในการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน
4.การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
5.รายงานผลการดำเนินงานแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
7.แนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยาว
8.แผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
10.การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2541
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมความต้องการ การผลิต การนำเข้าและส่งออกพลังงานเชิงพาณิชย์ สรุปได้ดังนี้
1.1 ปี 2541 ประเทศไทยยังประสบกับภาวะเศรษฐกิจถดถอย มีการคาดการณ์อัตราความเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ จะติดลบประมาณร้อยละ 7.8 ส่งผลให้ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ลดลง ร้อยละ 7.0
1.2 ภาพรวมการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์เปลี่ยนแปลงจากปี 2540 ไม่มากนัก ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท และก๊าซธรรมชาติ ยังคงเพิ่มขึ้น ขณะที่การผลิตลิกไนต์ลดลงถึงร้อยละ 13.0 ส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำลดลงมากเนื่องจากปริมาณน้ำในเขื่อนมีน้อย
1.3 การนำเข้าพลังงาน (สุทธิ) ลดลงถึงร้อยละ 14.2 เป็นผลจากความต้องการภายในประเทศลดลงมาก แต่การนำเข้ากระแสไฟฟ้าเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 111.6 เนื่องจากได้มีการนำเข้ากระแสไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน-หินบุน ในประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว นอกจากนั้นยังมีการส่งออกสุทธิของน้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเป็นปีที่สอง ติดต่อกัน ทำให้การพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศลดลงจากร้อยละ 61 ในปี 2540 เหลือร้อยละ 56 ในปี 2541
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด สรุปได้ดังนี้
2.1 ปริมาณการผลิตและการใช้ก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในปี 2541 อยู่ในระดับ 1,699 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.5 นอกจากนี้ยังมี การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่าเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าราชบุรี โดยมีการทดลองจ่ายเข้าระบบท่อส่งก๊าซในช่วงเดือนสิงหาคม 2541 และเริ่มผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าชั่วคราวที่ราชบุรี ขนาด 25 เมกะวัตต์ โดยใช้ ก๊าซธรรมชาติประมาณ 9 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2541 เป็นต้นมา
2.2 ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบมีจำนวน 29.4 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.2 ซึ่งคิดเป็น สัดส่วนร้อยละ 4 ของความต้องการน้ำมันดิบในการกลั่นเท่านั้น จึงต้องมีการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศจำนวน 676 พันบาร์เรล/วัน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 136,000 ล้านบาท
2.3 ปริมาณการผลิตลิกไนต์ของปี 2541 ลดลงร้อยละ 15.3 โดยร้อยละ 72 เป็นการผลิตจากเหมืองแม่เมาะของ กฟผ. ส่วนร้อยละ 28 ผลิตจากเหมืองเอกชน การใช้ลิกไนต์เพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะลดลงมากเนื่องจากเครื่องกำ จัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ที่ติดตั้งเสร็จไม่นานนักเกิดขัดข้อง จนก่อให้เกิดปัญหามลพิษทางอากาศที่รุนแรงอีกครั้งหนึ่ง ส่วนการใช้ลิกไนต์/ถ่านหินในภาคอุตสาหกรรมลดลงมาก เช่นเดียวกัน ปริมาณการนำเข้าถ่านหินลดลงร้อยละ 52 เมื่อเทียบกับปี 2540 ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากความต้องการที่ชะลอตัวลงของอุตสาหกรรมและอีกส่วนหนึ่ง เป็นผลมาจากค่าเงินบาทลดลง ทำให้ถ่านหินนำเข้ามีราคาสูงขึ้น
2.4 การใช้น้ำมันสำเร็จรูปในปี 2541 ลดลงร้อยละ 10.0 ปริมาณการใช้อยู่ในระดับ 630 พันบาร์เรล/วัน แม้ว่าโรงกลั่นต่างๆ จะลดกำลังการกลั่นลงเหลือเพียงร้อยละ 88 ของกำลังการกลั่น แต่ก็ยังคงสูงกว่าความต้องการภายในประเทศ ทำให้มีการส่งออกมากกว่านำเข้า ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีการส่งออกมาก ได้แก่ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล ก๊าซ LPG และน้ำมันเครื่องบิน ยกเว้น น้ำมันเตาที่การผลิตภายในประเทศ ต่ำกว่าความต้องการเล็กน้อย จึงมีการนำเข้า (สุทธิ) จำนวน 8 พันบาร์เรล/วัน
2.5 รายได้ภาษีสรรพสามิตและฐานะกองทุนน้ำมัน ในปี 2541 รัฐบาลมีรายได้ภาษี สรรพสามิตจากน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 66,355 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปี 2540 เป็นจำนวน 1,680 ล้านบาท สำหรับฐานะของกองทุนน้ำมัน ณ สิ้นปี 2541 กองทุนน้ำมันมีเงินเหลือประมาณ 4,371 ล้านบาท
3. สถานการณ์ไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
3.1 กำลังการผลิตติดตั้ง ในปี 2541 มีจำนวนทั้งสิ้น 18,164 เมกะวัตต์ แยกเป็นกำลังการผลิตติดตั้งของ กฟผ. ร้อยละ 84.6 ของเอกชน (IPP, SPP และอื่นๆ) ร้อยละ 14.4 และการรับซื้อกระแสไฟฟ้าจากต่างประเทศร้อยละ 1.0
3.2 ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าลดลงร้อยละ 2.4 ขณะที่ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดอยู่ในระดับ 14,180 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ 2.3
3.3 การใช้พลังงานไฟฟ้าในปี 2541 ลดลงร้อยละ 2.4 จากปีก่อน เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจยังคงชะลอตัวลงอย่างต่อเนื่อง โดยในเขตนครหลวงได้รับผลกระทบจากภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวลงมากที่สุด ทำให้การใช้ไฟฟ้าในเขตนครหลวง ในปี 2541 ลดลงจากปีที่แล้ว ร้อยละ 5.4 โดยเฉพาะในสาขาธุรกิจ-อุตสาหกรรมและอื่นๆ ในเขตภูมิภาคความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วร้อยละ 0.5 โดยการใช้ประเภท ที่อยู่อาศัยยังคงเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูง มีสาเหตุจากประชาชนลดการเที่ยวบริการนอกบ้านลงและใช้เวลาอยู่ในบ้านมากขึ้น หรือมีการประกอบกิจการภายในครัวเรือนเพื่อเสริมรายได้แก่ครอบครัว ขณะที่สาขาธุรกิจ-อุตสาหกรรมและอื่นๆ มีอัตราการใช้ลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในปี 2541 ดังนี้
1. จากภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำในเอเซีย รัสเซีย และละตินอเมริกา และอากาศที่อุ่นกว่าปกติในช่วงต้นปี ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันของปี 2541 ลดลง ราคาน้ำมันดิบอ่อนตัวลงกว่า 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เมื่อเทียบกับปี 2540 ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ในระดับ 12.1 - 14.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ได้อ่อนตัวลงเช่นเดียวกัน ราคาน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตา ได้ลดลง 7, 9, 9 และ 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. แม้ค่าเงินบาทจะอ่อนตัวลง แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ลดลงได้ส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันโดยรวมของไทยลดลง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงจากปี 2540 จำนวน 27 สตางค์/ลิตร แต่ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินสูงขึ้น 1.1 - 1.4 บาท/ลิตร เนื่องจากการปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน 1 บาท/ลิตร
3. ในการปล่อยให้ราคาน้ำมันลอยตัวตั้งแต่ปี 2534 เป็นต้นมา ก่อให้เกิดการขยายตัวของ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจาก 3,764 แห่ง เป็น 13,657 แห่ง ทำให้การแข่งขันในตลาดน้ำมันได้ ทวีความรุนแรงขึ้น ผู้ค้าน้ำมันใช้กลยุทธ์ปรับราคาขึ้นช้าแต่ลงเร็ว ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเฉลี่ยทั้งปีอยู่ในระดับ 1.2707 บาท/ลิตร ปัจจุบันสถานีบริการเริ่มขาดทุนและต้องปิดกิจการ แสดงให้เห็นว่าการแข่งขันใกล้ถึงจุดอิ่มตัว สำหรับค่าการกลั่นในปี 2541 เฉลี่ยอยู่ในระดับ 0.7672 บาท/ลิตร และจากผลของการ ขยายตัวของโรงกลั่นในภูมิภาคนี้กับสภาวะเศรษฐกิจที่หดตัว ได้ทำให้ธุรกิจการกลั่นตกต่ำอย่างต่อเนื่อง
4. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเดือนมกราคม 2542 ราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวสูงขึ้น 0.7 - 1.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เฉลี่ยอยู่ในระดับ 10.5 - 12.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นผลจากอากาศ ที่หนาวเย็นทางซีกโลกตอนเหนือ แนวโน้มการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของโอเปค และการกลับมาซื้อน้ำมันของจีน ส่วนราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ได้ปรับตัวสูงขึ้นเช่นกัน โดยราคาน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตา ปรับตัวสูงขึ้น 1.0, 1.7, 2.1 และ 0.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลของไทยปรับขึ้นรวม 21 และ 40 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงปลายเดือนได้มีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 12 สตางค์/ลิตร สำหรับค่าการตลาดเฉลี่ยของผู้ค้าน้ำมันในเดือนนี้อยู่ ในระดับ 0.8090 บาท/ลิตร และค่าการกลั่นอยู่ที่ระดับ 0.8856 บาท/ลิตร
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในเดือนกุมภาพันธ์ 2542 ราคาได้อ่อนตัวลงมาอยู่ ในระดับ 133 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ทำให้ระดับการชดเชยอยู่ใกล้เคียงกับศูนย์ สำหรับประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ สิ้นเดือนมกราคม 2542 จะอยู่ในระดับ 4,166 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความคืบหน้าในการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มีโครงการที่คณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป. ลาว (Committee for Energy and Electric Power: CEEP) ได้เสนอให้ คณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (คปฟ-ล.) พิจารณาแล้วมีจำนวน 8 โครงการ กำลังผลิต ณ จุดส่งมอบรวมทั้งสิ้น 3,576 เมกะวัตต์ ซึ่งมีความคืบหน้าพอสรุปได้ดังนี้
1.1 โครงการที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ
1.2 โครงการที่ยังไม่มีการลงนามในสัญญาและอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อขอปรับเลื่อน การ รับซื้อไฟฟ้า มีจำนวน 6 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำงึม 2 โครงการน้ำงึม 3 โครงการลิกไนต์หงสา โครงการ เซเปียน-เซน้ำน้อย โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการเซคามาน 1
2. ในปัจจุบัน CEEP ได้เสนอขอให้ คปฟ-ล. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 2 ก่อนโครงการอื่นๆ โดยทาง CEEP คาดว่าจะสามารถส่งมอบไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ได้ประมาณต้นปี 2548 ซึ่ง คปฟ-ล. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ น้ำเทิน 2 ในช่วงก่อนกำหนดการรับซื้อในเชิงพาณิชย์ (เดือนธันวาคม 2549) ในราคา Non-Firm สำหรับโครงการอื่นๆ อีก 5 โครงการ คปฟ-ล. ได้เสนอขอให้ CEEP รับไปพิจารณาจัดเรียงลำดับความสำคัญของโครงการใหม่
3. ในส่วนของความคืบหน้าการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับสหภาพพม่า ในปัจจุบันสหภาพพม่า ได้เสนอโครงการผลิตไฟฟ้าที่จะขายให้ไทยจำนวน 4 โครงการ ได้แก่ โครงการ NAM KOK โครงการ HUTGYI โครงการ TASANG และโครงการ KANBAUK แต่เนื่องจากสหภาพพม่ากำลังประสบปัญหา ขาดแคลนไฟฟ้าอย่างมากในขณะนี้ คณะกรรมการเพื่อดำเนินการส่งออกไฟฟ้าแห่งสหภาพพม่าจึงได้ติดต่อ ขอซื้อไฟฟ้าจากประเทศไทยเข้าระบบในปริมาณ 100-150 เมกะวัตต์ โดยขอให้ กฟผ. ส่งไฟฟ้าผ่านจุด เชื่อมโยงจากสถานีไฟฟ้าแรงสูงฝั่งไทยที่อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก ไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงฝั่งพม่าที่เมือง Bago (หงสาวดี) รวมระยะทางของสายส่งทั้งสิ้น 431 กิโลเมตร ทั้งนี้บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ได้เสนอตัวเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างสายส่งในช่วงดังกล่าว โดยในระยะแรกจะรับไฟฟ้าจาก กฟผ. เข้าระบบไฟฟ้า ของสหภาพพม่าส่งไปยังเมือง Bago ส่วนในอนาคตเมื่อมีการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า ก็อาจจะใช้สายส่งเส้นนี้ส่งกลับเข้ามาขายยังฝั่งไทย ซึ่งคาดว่าโครงการก่อสร้างสายส่งจะแล้วเสร็จและสามารถส่งไฟฟ้าขายให้แก่ สหภาพพม่าได้ประมาณปี 2544-2545
4. สำหรับความคืบหน้าของการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาชนจีน ในปัจจุบันได้มีการร่วมลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจาก สาธารณรัฐประชาชนจีนแล้ว เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2541 โดยประเทศไทยจะรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาชนจีนให้ได้ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 และเพื่อให้การปฏิบัติเป็นไปตามข้อตกลงในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว งานที่จะต้องดำเนินงานในขั้นตอนต่อไป คือ การแต่งตั้งคณะกรรมการผู้มีอำนาจในการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า การคัดเลือก ผู้ลงทุน และการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับแต่ละโครงการที่มีความเป็นไปได้เป็นรายๆ ไป ทั้งนี้ โครงการแรกที่คาดว่าสาธารณรัฐประชาชนจีนจะเสนอมาให้ฝ่ายไทยพิจารณารับซื้อ คือ โครงการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำจิงหง ในปริมาณ 1,200 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 29 มกราคม 2534 เห็นชอบให้มีการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic Adjustment Mechnism : Ft) เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง และลดผลกระทบ ของความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดย ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งปรับค่าไฟฟ้า เพื่อรับการเปลี่ยนแปลงในค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และไม่ได้อยู่ภายใต้การควบคุมของการไฟฟ้า ทั้งนี้ สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ มีการปรับปรุงแก้ไขเพื่อให้มีความเหมาะสมหลายครั้ง โดยในปัจจุบันค่า Ft จะเปลี่ยนแปลงตามปัจจัยดังต่อไปนี้
1.1 การเปลี่ยนแปลงของค่าเชื้อเพลิง (ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล และถ่านหิน นำเข้า) ที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
1.2 การเปลี่ยนแปลงของรายได้ที่เกิดขึ้นจากยอดจำหน่ายไฟฟ้า และราคาขายปลีกที่จะได้รับจริงแตกต่างไปจากการประมาณการ ซึ่งใช้เป็นฐานในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
1.3 การเปลี่ยนแปลงของเงินลงทุนในการดำเนินการของกิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่ายและกิจการบริการลูกค้า อันเนื่องมาจากอัตราเงินเฟ้อและยอดขายแตกต่างจากค่าที่ใช้ในการประมาณการ ฐานะการเงิน
1.4 การเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศซึ่งมีผลกระทบต่อภาระหนี้ ของการไฟฟ้า
2. การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ ซึ่งเดิมมีรองผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นประธาน และประกอบด้วยผู้แทนจากส่วนราชการ ได้แก่ ผู้แทนจากกรมบัญชีกลาง (กบ.) สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง (สศค.) สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และผู้แทนการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
3. ต่อมาได้มีการปรับเปลี่ยนองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ใหม่ เมื่อเดือนพฤศจิกายน 2541 โดยมีผู้แทนจากผู้บริโภคและนักวิชาการเพิ่มขึ้น ซึ่งในปัจจุบันมีเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นประธาน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) , สศค., กบ., กฟผ., การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.), การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ผู้แทนจากกลุ่มผู้บริโภค ได้แก่ ผู้แทนจากสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และหอการค้าไทย และนักวิชาการจากสถาบันการศึกษาอีก 3 ท่าน
4. คณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว มีอำนาจหน้าที่ในการกำหนดวิธีการคำนวณ และคำนวณการปรับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้กรอบของสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้ รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ให้ความเห็นชอบการคำนวณการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ และแจ้ง กฟน. และ กฟภ. ให้ดำเนินการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft
5. การปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ได้มีการดำเนินการมา เป็นลำดับ ดังนี้
5.1 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้เรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ มาตั้งแต่การเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2535 โดยมีการนำค่า Ft ที่คำนวณได้ไปรวมกับ ค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปกติ โดยค่า Ft จะเปลี่ยนแปลงเป็นรายเดือน ต่อมา มีการร้องเรียนจากสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ไม่ต้องการให้ Ft มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยเกินไป ปัจจุบัน จึงมีการพิจารณาให้ใช้ค่าเฉลี่ย 4 เดือน
5.2 ในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2540 ถึงปัจจุบัน ได้มีการปรับค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามสูตร Ft ซึ่งเป็นผลมาจากการปรับปรุงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราเป็นระบบอัตราแลก เปลี่ยนลอยตัว เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2540 ส่งผลให้ราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต เอกชนมีราคา สูงขึ้น นอกจากนี้ ยังมีผลต่อภาระหนี้เงินกู้ต่างประเทศของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ส่งผลให้ฐานะการเงินของการไฟฟ้าต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนด จึงมีการปรับค่า Ft เพิ่มขึ้น รวม 3 ครั้ง ในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2540-พฤศจิกายน 2541 ทำให้ ค่า Ft เพิ่มขึ้นรวม 29 สตางค์/หน่วย จาก 26.73 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 55.77 สตางค์/หน่วย
5.3 ต่อมา ในเดือนธันวาคม 2541 ได้มีการพิจารณาปรับค่า Ft ลดลง 5.06 สตางค์/หน่วย โดย Ft ได้ปรับลดจาก 55.77 สตางค์/หน่วย เหลือ 50.71 สตางค์/หน่วย เนื่องจากผลของราคาน้ำมัน ในตลาดโลกที่ลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนที่ดีขึ้น ทั้งนี้ หากอัตราแลกเปลี่ยนและราคาน้ำมันยังคงอยู่ในระดับปัจจุบัน คาดว่าในอีก 4 เดือนถัดไปคือ ระหว่างเดือนเมษายน-กรกฎาคม 2542 ค่า Ft จะลดลงเหลือประมาณ 42.49 สตางค์/หน่วย นอกจากนี้ได้มีการพิจารณาปรับสูตร Ft ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น ดังนี้
(1) ในกรณีที่ กฟผ. ดำเนินการผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าผิดพลาดจากแผนที่วางไว้ กฟผ. ต้องรับภาระต้นทุนที่เกิดขึ้นไว้เองโดยไม่ผลักภาระผ่านเข้าไปในค่า Ft
(2) ต้นทุนที่สูงขึ้นจากความสูญเสียในระบบสายส่งและสายจำหน่าย โดยไม่มีเหตุผล อันสมควร ไม่ให้ผลักภาระให้กับประชาชนเข้าไปในค่า Ft
(3) กรณีการขาดทุนจากระบบอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว การชำระดอกเบี้ยและเงินต้นของหนี้ต่างประเทศของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งที่สูงขึ้นนั้น ให้เลิกใช้สูตรเดิมและให้ใช้ตามค่าที่เกิดขึ้นจริง เฉพาะส่วนของอัตราแลกเปลี่ยนที่เกิน 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ เท่านั้น ทั้งนี้เพราะภายใต้ระบบอัตราแลกเปลี่ยนเดิม (แบบตะกร้า) ก็มีความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนในระดับหนึ่ง ซึ่ง กฟผ. กฟน. กฟภ. ต้องรับภาระเองอยู่แล้ว การดำเนินการดังกล่าวทำให้ลดภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าได้ 907 ล้านบาท
(4) ให้นำค่าพลังไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากโรงไฟฟ้าระยองออกจากค่า Ft เพื่อให้เหมือนกับในกรณีการซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมและโรงไฟฟ้าอื่น ๆ ที่จะแปรรูปในอนาคต ซึ่งลดค่า Ft ได้ 5 สตางค์/หน่วย
(5) การปรับค่า Ft ให้สูงขึ้นอันเนื่องจากการเปลี่ยนแปลงการกำหนดราคาขายส่งเป็นแบบอัตราค่า ไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time-of-Use Rate : TOU) ตั้งแต่ 1 มกราคม 2540 มีผลให้ราคาขายส่งเฉลี่ยลดลง และได้นำผลต่างดังกล่าวไปบวกในค่า Ft ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นนั้น ให้นำผลกระทบดังกล่าวออกจากค่า Ft เพราะถือว่าเป็นเรื่องระหว่าง 3 การไฟฟ้า ซึ่งสามารถลดภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าได้ 910 ล้านบาท
5.4 คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2542 ได้พิจารณาให้มีการทบทวนการจัดซื้อน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล ระหว่าง กฟผ. กับ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ภายหลังจากที่ สพช. ติดตามสถานการณ์ราคาน้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลที่ กฟผ. ใช้ในการคำนวณค่า Ft เห็นว่า ทั้งราคาน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ กฟผ. ซื้อจาก ปตท. อาจอยู่ในระดับที่สูงเกินควร จึงควรมีการพิจารณาทบทวนเพื่อหาแนวทางในการลดค่าใช้จ่าย ซึ่งจะทำให้ค่า Ft สามารถลดลงได้ เนื่องจาก กฟผ. จัดซื้อน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจาก ปตท. แต่เพียงผู้เดียว
6. สพช. ได้ดำเนินการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีใน การประชุมเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2541 โดยได้ดำเนินการจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา Pricewaterhouse Coopers และ Merz & McLellan ทำการศึกษาเรื่องโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ขณะนี้บริษัทที่ปรึกษาฯ ได้เริ่มดำเนินการศึกษา ตั้งแต่วันที่ 11 มกราคม 2542 และคาดว่าการศึกษาจะแล้วเสร็จประมาณเดือนกันยายน 2542
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สถานการณ์การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่อดีตจนถึงปัจจุบัน รวมถึงมาตรการสำคัญ ๆ ในการแก้ไขปัญหาการลักลอบฯ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
1. รูปแบบการลักลอบ การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในอดีต ส่วนใหญ่เป็นการลักลอบนำเข้าทางทะเล ซึ่งน้ำมันที่มีการลักลอบนำเข้าเกือบทั้งหมดเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้เนื่องจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วถือเป็นน้ำมัน "เศรษฐกิจ" ซึ่งมีความจำเป็นสูงสุดต่อภาคการขนส่ง การผลิตกระแสไฟฟ้า และใช้ อย่างแพร่หลายในเครื่องจักรเครื่องกลทางเกษตรกรรม ซึ่งการลักลอบนำเข้าทำได้หลายลักษณะคือ ลักลอบ นำเข้าโดยเรือประมง หรือเรือประมงดัดแปลงที่ซื้อน้ำมันจากนอกเขตน่านน้ำแล้วนำมาจำหน่ายในประเทศ ลักลอบนำเข้ามาโดยเรือขนส่งน้ำมันขนาดใหญ่เข้าสู่คลังน้ำมันชายฝั่งต่างๆ โดยวิธีการปลอมแปลงเอกสารด้วยการแจ้งปริมาณนำเข้าต่ำกว่าที่นำเข้าจริง หรือไม่มีการแจ้งเลย รวมทั้งลักลอบนำเข้าโดยเรือขนส่งน้ำมันชายฝั่ง ซึ่งใช้ขนส่งระหว่างโรงกลั่น หรือคลังน้ำมันในประเทศ ไปรับน้ำมันจากเรือขนส่งน้ำมันในทะเลนอกเขตน่านน้ำของประเทศและลักลอบนำเข้า คลังโดยการปลอมแปลงเอกสาร หรือโดยไม่แจ้ง
2. มูลเหตุจูงใจในการลักลอบ คือน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่นำเข้าโดยหลีกเลี่ยงภาษีจะมีต้นทุนต่ำกว่าปกติถึง ประมาณลิตรละ 3 บาท เนื่องจากไม่ต้องเสียภาษีสรรพสามิตและเทศบาล และเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนต่างๆ รวมทั้งภาษีมูลค่าเพิ่ม
3. ผลกระทบจากการค้าน้ำมันเถื่อน รัฐสูญเสียรายได้จากการเก็บภาษีสรรพสามิตและเทศบาล อากรขาเข้า และเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนปีละหลายพันล้านบาท รวมทั้งทำให้ผู้ค้าน้ำมันและผู้ประกอบกิจการสถานีบริการที่สุจริต สูญเสียโอกาสทำการค้าเนื่องจากถูกแย่งส่วนแบ่งการตลาดโดยไม่เป็นธรรม อีกทั้งประชาชนผู้ใช้น้ำมันได้รับผลกระทบจากการใช้น้ำมันที่ไม่ได้มาตรฐาน
4. มาตรการในการแก้ไขปัญหา รัฐบาลได้กำหนดมาตรการต่างๆ หลายมาตรการและได้มอบหมายให้หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการอย่างต่อเนื่อง โดยแยกออกได้ 5 มาตรการหลัก ดังนี้
4.1 การจัดตั้งองค์กรในการป้องกันและปรามปรามน้ำมันเถื่อน มีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดความเป็นเอกภาพในการป้องกันและปราบปรามการ ลักลอบฯ และมีการประสานการทำงานกันอย่างใกล้ชิด เพื่อให้การป้องกันและปราบปรามมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น โดยมีองค์กรหลักในการประสานการทำงานที่สำคัญ 3 องค์กร คือ
(1) ศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล (ศอปล.) มีกองทัพเรือทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางในการจัดทำแผนปราบปราม ควบคุม ประสานงานการปฏิบัติงานในการปรามปรามทางทะเล
(2) ศูนย์ป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยมิชอบด้วยกฎหมาย (ศปนม.) ของกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง สำนักงานตำรวจแห่งชาติ ทำหน้าที่ปราบปราม การลักลอบค้าน้ำมันเถื่อนทั้งทางทะเลและบนบก
(3) ศูนย์รวมการประสานการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการประสานงานเพื่อแก้ไขปัญหาการประสานงาน ระหว่างหน่วยงานปราบปรามต่าง ๆ ทั้งทางทะเลและบนบก
4.2 มาตรการป้องกันและปราบปรามทางทะเล ได้กำหนดให้หน่วยงานปราบปรามจัดกำลังเจ้าหน้าที่ทำการตรวจลาดตระเวนการขนส่ง น้ำมันในทะเลและได้ประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทยในท้องทะเลบริเวณ ขยายออกไปจากน่านน้ำทะเลอาณาเขตอีก 12 ไมล์ทะเล พร้อมกับแก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 และพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 เพื่อให้หน่วยงานปราบปรามมีอำนาจกระทำการในเขตต่อเนื่องได้ รวมทั้งมาตรการด้านการข่าว การตรวจสอบภาษี และมาตรการอื่นๆ
4.3 มาตรการป้องกันและปราบปรามทางบก มอบให้กรมศุลกากรและกรมตำรวจ จัดหา สายสืบเฝ้าตรวจสอบคลังน้ำมัน รวมทั้งมาตรการติดตั้งมิเตอร์คลังชายฝั่งทั่วประเทศ นอกจากนั้นยังมีมาตรการกำหนดเงื่อนไขในการนำเข้าเพิ่มเติม เช่น ให้มีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันที่นำเข้าโดยผู้ตรวจวัดอิสระ การตรวจสอบการขนส่งลำเลียงทางบกโดยการจัดตั้งด่านตรวจสอบรถบรรทุกน้ำมันทุก คันว่ามีการขนส่งน้ำมันลักลอบนำเข้าหรือไม่ การตรวจสอบคุณภาพน้ำมันโดยรถตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเคลื่อนที่ และการดำเนินการขยายพิกัดภาษีผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายให้ครอบคลุมทุก ผลิตภัณฑ์ เพื่อแก้ปัญหาการนำเอาผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปจำหน่ายหรือปลอมปนน้ำมันเชื้อ เพลิงจำหน่ายตามสถานีบริการ เป็นต้น
4.4 มาตรการในการดำเนินคดี ได้ให้สำนักงานอัยการสูงสุดถือว่าคดีลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นคดี สำคัญ หากพนักงานอัยการมีความเห็นสั่งไม่ฟ้องทุกข้อหา บางข้อหา หรือสั่งไม่ริบของกลางก่อนมีความเห็นและคำสั่งให้บันทึกความเห็นเสนออัยการ สูงสุดก่อน ทั้งนี้ เพื่อมิให้พนักงานอัยการสั่งไม่ฟ้องได้
4.5 มาตรการสนับสนุนทางการเงิน ได้เริ่มตั้งแต่ ปี 2539 - ปี 2541 โดยคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้อนุมัติให้นำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบ ปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ในวงเงิน 145.8, 885.3 และ 262.1 ล้านบาท ตามลำดับ
5. การจัดสรรงบประมาณประจำปี 2542 ประธานกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้พิจารณาเห็นว่า การสนับสนุนเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการปราบปรามน้ำมันเถื่อนควร สนับสนุนเป็นการชั่วคราว และจัดสรรเพิ่มเติมในส่วนที่จำเป็นหรือในกรณีที่งบประมาณที่ได้รับปกติไม่ เพียงพอเท่านั้น ซึ่งเงินค่าใช้จ่ายหลักควรมาจากเงินงบประมาณแผ่นดินประจำ โดยได้สั่งการให้ สพช. ประสานงานกับกรมบัญชีกลางจัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งผลการประชุมสรุปได้ คือขอให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดสรร งบประมาณ ในปีงบประมาณ 2542 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อ เพลิงไปก่อน เนื่องจากการพิจารณาจัดสรรงบประมาณประจำปี 2542 ได้ผ่านพ้นไปแล้ว และรัฐก็ไม่มี เงินเหลือเพียงพอที่จะเจียดจ่าย ส่วนในปีงบประมาณ 2543 ให้ใช้เงินจากงบประมาณแผ่นดินประจำปี แต่ เนื่องจากความรุนแรงของปัญหาไม่สม่ำเสมอกันในแต่ละปี จึงยังคงขอให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสนับสนุนค่า ใช้จ่ายเพิ่มเติมเพื่อเสริมเฉพาะในส่วนที่จำเป็นต่อไป
6. ผลการจับกุมน้ำมันเถื่อน จากผลการปราบปรามจับกุมน้ำมันเถื่อนตั้งแต่ปี 2537-2541 พบว่าในปี 2539 สามารถจับกุมน้ำมันเถื่อนได้ปริมาณถึง 14.8 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปี 2537 และปี 2538 ซึ่งจับกุมได้เพียงระดับ 2-2.6 ล้านลิตร ส่วนในปี 2540 ผลการจับกุมได้ปริมาณน้ำมันลักลอบนำเข้าลดน้อยลงเหลือเพียง 2.4 ล้านลิตร ทั้งนี้เกิดจากมาตรการต่างๆ ที่ดำเนินการตั้งแต่ปี 2539 เริ่มเห็นผลอย่างเป็นรูปธรรมมากขึ้น โดยเฉพาะมาตรการป้องกันโดยการติดตั้งมิเตอร์ในคลังน้ำมันชายฝั่งจำนวน 37 คลัง ทำให้การลักลอบนำเข้าในปริมาณมากๆ จากเรือบรรทุกน้ำมันขนาดใหญ่ทำได้ยากยิ่งขึ้น สำหรับปี 2541 สามารถจับกุมได้ เพิ่มขึ้นเป็นปริมาณน้ำมัน 6.2 ล้านลิตร เนื่องจากน้ำมันที่จับกุมได้ส่วนหนึ่งเป็นน้ำมันที่ลักลอบจากแหล่งใหม่ คือ การนำสารละลาย (Solvent) ที่ใช้ในอุตสาหกรรมและไม่ต้องเสียภาษีไปปลอมปนลงในน้ำมันเชื้อเพลิง
7. รูปแบบการลักลอบใหม่ๆ สถานการณ์การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2541 เริ่มมีการเปลี่ยนแปลงรูปแบบออกไปจากเดิม โดยมีรูปแบบใหม่ 3 รูปแบบ คือ
7.1 การลักลอบนำ Solvent มาปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิง โดย Solvent มีคุณสมบัติคล้ายน้ำมันเบนซินหรือน้ำมันก๊าดผลิตขึ้นเพื่อใช้เป็นสารละลาย สิ่งอื่น ๆ เช่น ละลายสี หรือกาว เป็นต้น และไม่ต้องเสียภาษี ในปัจจุบันได้มีการนำ Solvent มาปลอมปนในน้ำมันเบนซินและดีเซลจำหน่ายในสถานีบริการต่างๆ อย่างกว้างขวางทั่วประเทศ โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคกลาง ภาคตะวันตก และภาคเหนือ ในเดือนธันวาคมปี 2541 พบว่าจากตัวอย่างน้ำมันที่ตรวจ 755 ราย มีน้ำมันไม่ได้คุณภาพถึง 87 ราย หรือคิดเป็นร้อยละ 12 และในจำนวนนี้มี 36 ราย หรือร้อยละ 41 ของน้ำมันที่พบผิดเป็นน้ำมันที่ปลอมปนด้วย Solvent และครั้งล่าสุดเมื่อเดือนมกราคม 2542 พบว่า น้ำมันที่ปลอมปน Solvent ที่ตรวจสอบมีค่า ออกเทน เพียง 60-80 เท่านั้น ซึ่งมีค่าต่ำกว่าความต้องการออกเทนของรถยนต์อย่างมาก ทำให้เครื่องยนต์ เกิดการน็อคเสียหาย และจะทำให้เครื่องยนต์เร่งไม่ขึ้นเป็นอันตรายต่อผู้ขับขี่อาจเกิดอุบัติเหตุ ได้ในการเร่งแซง และในปี 2542 เริ่มมีแนวโน้มในการนำ Solvent ไปปลอมปนในน้ำมันดีเซลมากขึ้นอีกด้วย
7.2 การลักลอบนำน้ำมันส่งออกมาจำหน่ายในประเทศและขอคืนภาษี จากการตรวจสอบ สืบสวน พิสูจน์ทราบของสำนักงานตำรวจแห่งชาติพบว่า มีพฤติกรรมการกระทำผิดรูปแบบต่าง ๆ เช่น ส่งออกน้ำมันไปนอกราชอาณาจักร แล้วย้อนกลับเข้ามาจำหน่ายในประเทศพร้อมขอคืนภาษี กระบวนการฉ้อฉลทางเอกสาร แจ้งว่าส่งออกน้ำมันแต่มิได้ส่งออกน้ำมันไปจริง หรือส่งออกจริงน้อยกว่าเอกสารข้อมูลส่งออกของศุลกากร และปลอมแปลงเอกสารการขอรับคืนภาษีสรรพสามิตที่ส่งออกน้ำมันไปต่างประเทศ และลักลอบ นำน้ำมันผ่านแดนไปประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ซึ่งไม่ต้องเสียภาษีออกจากขบวนรถขนส่งแล้วจำหน่ายในประเทศ เป็นต้น
7.3 การลักลอบนำน้ำมันเติมเรือเดินทางไปต่างประเทศกลับเข้ามาจำหน่ายในประเทศ เป็นรูปแบบการลักลอบอีกแบบหนึ่งที่พัฒนาขึ้นมาใหม่ หลังจากที่การลักลอบนำเข้าทางทะเลกระทำได้ยากยิ่งขึ้น วิธีการลักลอบทำได้โดยแจ้งปริมาณน้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาที่เติมเรือสินค้า ต่างประเทศหรือเรือไทย เพื่อเป็นเชื้อเพลิงเดินทางไปต่างประเทศเกินกว่าปริมาณที่เติมจริง เพื่อให้ได้ภาษีคืนมากกว่าที่ควรได้รับ หรือขนถ่ายน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่เหลือจากการใช้ในเรือต่างประเทศซึ่ง ไม่เสียภาษี ลงเรือบรรทุกน้ำมันขนาดเล็กส่งต่อเป็นทอดๆ เพื่อนำขึ้นคลังย่อยส่งขายให้กับลูกค้า รวมทั้งการแจ้งส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาไปเติมเรือสินค้าต่างประเทศหรือ เรือไทยที่เดินทางออกไปต่างประเทศอันเป็นเท็จ โดยไม่มีเรือจริงตามที่ขออนุญาต แล้วขอคืนภาษี
เนื่องจากรูปแบบการกระทำผิดทั้ง 3 รูปแบบนี้ เป็นรูปแบบที่เกิดขึ้นใหม่ สพช. จะดำเนินการจัดจ้างที่ปรึกษา เพื่อทำการศึกษาพฤติกรรมการลักลอบรูปแบบดังกล่าวโดยละเอียดชัดเจน เพื่อนำไปสู่การวางแผน กำหนดมาตรการป้องกันและปราบปรามการลักลอบอย่างได้ผลต่อไป
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.เห็นชอบในหลักการให้ใช้เงินงบประมาณแผ่นดินประจำปีตั้งแต่ปีงบประมาณ 2543 เป็นต้นไป เป็นเงินสนับสนุนหลักในการดำเนินงานป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้า น้ำมันเชื้อเพลิง และให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสนับสนุนค่าใช้จ่ายในส่วนที่หน่วยงานต่างๆ มีความต้องการใช้เพิ่มเติมระหว่างปี โดยจะต้องเป็นการดำเนินการเฉพาะกิจ เร่งด่วน หรือภารกิจเสริม
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจของไทยที่ชะลอตัวลงอย่างรุนแรงในปี 2541 ทำให้ความต้องการไฟฟ้า ในปี 2541 ลดลงต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้มาก ส่งผลให้แผนการลงทุนของ กฟผ. ที่จัดทำเมื่อปลายปี 2540 (PDP 97-02) ไม่เหมาะสมกับสภาวะเศรษฐกิจไทยในปัจจุบัน คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จึงได้จัดทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ให้สอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจ ไทยในปัจจุบัน โดยค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้จัดทำเป็น 3 กรณี ตามสมมุติฐานทางเศรษฐกิจซึ่งได้จัดทำไว้ 3 กรณี คือ กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลาง และกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า
2. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542 - 2554 (PDP 99-01 : ฉบับปรับปรุง) โดยใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลางเป็นฐานในการจัดทำ และจัดทำเป็นกรณีศึกษาสำหรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าอีก 2 กรณี คือ กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว และกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า ทั้งนี้ การปรับปรุงแผนฯ ดังกล่าว กฟผ. ได้มีการหารือกันอย่างใกล้ชิดกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และหน่วยงานที่ เกี่ยวข้อง รวมทั้ง ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนิน โครงการได้ด้วย
3. สาระสำคัญของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542 - 2554 ฉบับปรับปรุง สรุปได้ดังนี้
(1) กำลังผลิตติดตั้งในปลายปี 2554 มีจำนวน 39,390.9 เมกะวัตต์ โดยสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จะลดลงจากร้อยละ 78 ในปี 2542 เหลือร้อยละ 53 ในปี 2554 และสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของเอกชนจะเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 20 ในปี 2542 เป็นร้อยละ 37 ในปี 2554
(2) ชะลอ/เลื่อนโครงการต่างๆ ของ กฟผ. จากแผนฯ เดิม (PDP 97-02) ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำลำตะคองแบบสูบกลับ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนคีรีธารแบบสูบกลับ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทับสะแก โครงการขยายระบบไฟฟ้าระยะที่ 10 และ 11
(3) ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการในโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี 3-4
(4) ปรับลดการลงทุนของโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี โดยย้ายเครื่องกังหันแก๊สขนาด 2 x 100 เมกะวัตต์ จากโรงไฟฟ้าไทรน้อย มาติดตั้งในปี 2543 และลงทุนซื้อเฉพาะเครื่องกังหันไอน้ำขนาด 100 เมกะวัตต์ มาติดตั้งในปี 2546
(5) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 3,300 เมกะวัตต์ เลื่อนเป็นปี 2549-2551
(6) เปลี่ยนแปลงการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายใหญ่ (IPP) และโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายเล็ก (SPP) ตามผลการเจรจาครั้งล่าสุด
(7) สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในระดับร้อยละ 60-70 สัดส่วนของเชื้อเพลิงน้ำมันเตาและลิกไนต์ จะลดลงเนื่องจากปัญหาสิ่งแวดล้อม ส่วนสัดส่วนของเชื้อเพลิงถ่านหินนำเข้าจะมีบทบาทเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 19 ในปี 2554
(8) เงินลงทุนจนถึงสิ้นปี 2549 ลดลงจากแผนฯ เดิม เป็นจำนวนเงิน 175,000 ล้านบาท
(9) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ในช่วงปี 2543-2548 อยู่ในระดับร้อยละ 33.5 - 52.1 และ จะลดลงเป็นร้อยละ 25 ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป สำหรับกรณีศึกษาถ้าเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว จะแก้ไขโดยเลื่อนโครงการต่างๆ ตั้งแต่ปี 2548 ให้เร็วขึ้น แต่ถ้าเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า จะต้องปรับแผนการลงทุนใหม่ โดยเลื่อนโครงการต่างๆ ออกไป และตัดบางโครงการออกจากแผนฯ
4. สพช. มีความเห็นว่าควรให้นำโรงไฟฟ้าทับสะแกออกจากแผนการลงทุนนี้ และให้เอกชนเป็นผู้ดำเนินงานแทน ส่วนในเรื่องการขอเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะเป็นประโยชน์ต่อผู้ดำเนินโครงการและเป็นประโยชน์ต่อประเทศด้วย จึงเห็นควรให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันพิจารณาเลื่อน วันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้เป็นรายๆ ไปตามความเหมาะสม
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในช่วง พ.ศ. 2542-2554 และกำหนดวันเริ่มต้น จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และ สปป.ลาว ตามที่ กฟผ. เสนอ (รายละเอียดตามเอกสารประกอบวาระ 4.1) เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบาย สำหรับขั้นตอนการเสนอและการอนุมัติให้ยึดถือตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้เคย มีมติไปแล้ว เมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538 ทั้งนี้ ให้มีการแก้ไขแผนฯ ตามที่ สพช. เสนอดังนี้
(1) ให้นำโรงไฟฟ้าทับสะแกออกจากแผนการลงทุนของ กฟผ. เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการปฏิรูปกิจการไฟฟ้าตามแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ
(2) สำหรับโครงการ SPP ของบริษัท ที แอล พี โคเจนเนอเรชั่น ให้ สพช. และ กฟผ. ไปเจรจาและกำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป
2.เห็นชอบ "กรณีศึกษา" เป็นกรอบทางเลือกในการดำเนินการของ กฟผ. ในกรณีที่การใช้ไฟฟ้าในอนาคตไม่เพิ่มขึ้นอย่างที่คาดการณ์ไว้
3.มอบหมายให้ กฟผ. และ สพช. ติดตามความคืบหน้าของโครงการ IPP และ SPP อย่างใกล้ชิด โดยเฉพาะกำหนดการจ่ายไฟฟ้าตามสัญญา และให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้เป็นรายๆ ไป ตามความเหมาะสม
4.ให้ กฟผ. พิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ช่วงปี พ.ศ. 2542-2554 เป็นระยะๆ เนื่องจากภาวะทางเศรษฐกิจยังมีความไม่แน่นอนสูง และให้ กฟผ. รับไปศึกษาเกณฑ์กำหนดปริมาณสำรองการผลิตไฟฟ้าของประเทศที่เหมาะสมต่อไป
เรื่องที่ 7 แนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยาว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 เห็นชอบแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ เพื่อใช้เป็นกรอบในการแปรรูปและปรับโครงสร้างรัฐวิสาหกิจ โดยในส่วนของแผนแม่บทฯ ภายใต้สาขาพลังงานได้ระบุทิศทางของโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคตที่ มุ่งให้มีการแข่งขันอย่างเสรี ก่อให้เกิด ความเป็นธรรม และเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงานให้กับผู้บริโภค ทั้งนี้ ได้กำหนดให้มีการแข่งขันเสรีโดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ ปี พ.ศ. 2543 เป็นต้นไป
2. โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ ได้กำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่ง ท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกันโดยการจัดตั้งบริษัทที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯออกต่างหาก รวมทั้ง การส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคาที่เป็นธรรม และเพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ
3. การดำเนินการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ได้แบ่งการดำเนินการออกเป็น 6 เรื่อง ดังนี้
3.1 การจัดโครงสร้างของกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Separation of transmission and supply & marketing businesses)
3.2 การให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access)
3.3 การกำหนดคำจำกัดความของแหล่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบันและแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ (Existing gas supply and new gas supply)
3.4 การกำหนดคำจำกัดความของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปัจจุบันและความต้องการ ก๊าซธรรมชาติใหม่ (Existing gas demand and new gas demand)
3.5 การกำหนดขอบเขตของการมีส่วนร่วมของภาคเอกชนในระบบท่อก๊าซธรรมชาติ หรือการเพิ่มการแข่งขันในระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Competition) ดังนี้
(1) การให้สัมปทานเอกชนเข้าร่วมในการลงทุนและดำเนินการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลัก (Transmission Pipeline)
(2) การให้สัมปทานเอกชนเข้าร่วมในการบริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)
3.6 การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ
4. เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาวและ ส่งเสริม ให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี จึงควรมีการปรับปรุงโครงสร้างหน่วยธุรกิจ ปตท. ก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (ปตท.) ใหม่ ดังนี้
4.1 ปตท. ก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นหน่วยธุรกิจหนึ่งใน ปตท. / บริษัท ปตท. จำกัด/(มหาชน) โดยมีหน้าที่ดำเนินธุรกิจทางด้านการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Supply & Marketing) และธุรกิจ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP)
4.2 ให้จัดตั้ง บริษัท ปตท.ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ขึ้นมา โดยให้ ปตท. / บริษัท ปตท. จำกัด/ (มหาชน) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด เพื่อให้บริษัทดังกล่าวทำหน้าที่ดำเนินการบริหารระบบท่อส่งก๊าซฯของ ปตท. และของผู้ลงทุนรายอื่นที่จะมาเชื่อมต่อกับเครือข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ ของ ปตท.
5. การดำเนินการในระยะต่อไป คือ การเปิดเสรีอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ (Liberalisation of Gas Industry) โดยมีการดำเนินการ ดังนี้
5.1 ดำเนินการจัดตั้งบริษัท ปตท.ท่อส่งก๊าซฯ จำกัด เป็นบริษัทลูก โดยมี ปตท./บริษัท ปตท. จำกัด/(มหาชน) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด
5.2 พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ต่างๆ เพื่อรองรับการมี Third Party Access ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542
5.3 พิจารณากำหนดเงื่อนไขในการออกใบอนุญาตต่างๆ ให้เสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2542
5.4 พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำกับดูแล ให้เสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542
5.5 ทบทวนอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ และโครงสร้างราคาก๊าซฯ ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน2542
5.6 พิจารณาอนุมัติแผนการลงทุนระบบท่อ ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542
6. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้เสนอแนวทางในการปรับ โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้
6.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ซึ่งเป็นโครงสร้างที่เหมาะสมสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซ ธรรมชาติของประเทศ และสมควรให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็น บริษัท จำกัด/(มหาชน) ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่กำหนด
6.2 เพื่อให้มีการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามโครงสร้างกิจการ ก๊าซธรรมชาติในระยะยาวดังกล่าว ควรให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม และ สพช. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ดังต่อไปนี้
(1) ให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกจากกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของ ปตท. และเปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA)
(2) ให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดการกำหนดแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ในปัจจุบัน เพื่อให้มีการเปิดแข่งขันในแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ใหม่ต่อไป
(3) ให้ สพช. และกระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกำหนดหลักเกณฑ์การเปิดประมูลแข่งขันเงื่อนไขสัมปทาน และหลักเกณฑ์สำคัญในสัญญาการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ หลักเกณฑ์ทางด้านเทคนิค และคุณภาพบริการสำหรับการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และให้ สพช. / คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กระทรวงอุตสาหกรรม และ ปตท. ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในด้านการส่งเสริมและขจัดอุปสรรคในการ แข่งขัน การกำกับดูแลทางด้านอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ การลงทุน และคุณภาพบริการ รวมทั้ง การออกใบอนุญาตให้ดำเนินกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ และการให้สิทธิในการดำเนินการระบบท่อจำหน่ายก๊าซฯ
(4) ให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม และ สพช. / กพช. ทำหน้าที่ประมาณการอุปสงค์อุปทานของก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้มีความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และมีความสมดุลระหว่างอุปสงค์ อุปทานของก๊าซธรรมชาติในที่สุด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (รายละเอียดตามข้อ 4 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) โดยมอบหมายให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่งและท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกัน โดยการจัดตั้งบริษัท ที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯ ออกต่างหาก รวมทั้งการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดย การเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคาที่เป็นธรรม และเพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ
2.มอบหมายให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) และ สพช. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องดังต่อไปนี้
(1) ให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกจากกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในลักษณะการแบ่งแยกตามกฎหมาย Legal Separation โดยมี ปตท. / บริษัท ปตท. จำกัด/(มหาชน) ถือหุ้นทั้งหมดในบริษัท ปตท.ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้มีการทำสัญญาในการดำเนินการระหว่างกิจการทั้งสอง เพื่อให้มีการดำเนินการที่แยกขาดจากกันอย่างเด็ดขาด
(2) ให้ ปตท. เปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA) โดยให้ อก. (กรมทรัพยากรธรณี) และ ปตท. ร่วมกันพิจารณายกร่างหลักเกณฑ์ เงื่อนไขคุณภาพบริการ Third Party Access Code รวมทั้ง ระบุรายชื่อท่อก๊าซฯที่พร้อมจะให้บริการ และให้เสนอราคาค่าบริการตามหลักการการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่ บุคคลที่สาม (รายละเอียดตาม ข้อ 5.2 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) เพื่อให้ สพช. / คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเปิดให้มี TPA ได้ภายหลังจากการจัดทำ TPA Code และกลไกที่จะใช้ในการปรับสมดุลระหว่างปริมาณการใช้ก๊าซฯกับความต้องการ (Load Balancing)
(3) ให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดการกำหนดแหล่งก๊าซฯในปัจจุบัน (Existing gas supply) ตามหลักการกำหนดคำจำกัดความของแหล่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน และแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ (รายละเอียดตามข้อ 5.3 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) รวมทั้ง ให้ ปตท. รวบรวมรายละเอียดผู้ผลิตก๊าซฯ ที่ประสงค์จะขอเจรจาแก้ไขสัญญาใหม่ เพื่อให้มีสิทธิขายก๊าซฯ ส่วนเพิ่มให้ผู้อื่น นอกเหนือจาก ปตท. ได้ เพื่อนำเสนอขออนุมัติจาก สพช. / กพช. เพื่อให้มีการเปิดแข่งขันในแหล่งก๊าซฯใหม่ (New gas Supply) ต่อไป
(4) ให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดการกำหนดตลาดก๊าซฯ ปัจจุบัน (Existing gas demand) ตามหลักการกำหนดคำจำกัดความความต้องการใช้ก๊าซปัจจุบัน และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติใหม่ (รายละเอียดตามข้อ 5.4 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) รวมทั้ง เร่งจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่าง ปตท. กับ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทั้งในส่วนที่กำลังเจรจาและตกลงใน หลักการให้แล้วเสร็จ โดยให้ดำเนินการทั้งสองเรื่องให้แล้วเสร็จภายในปี 2542 ทั้งนี้ ต้องแล้วเสร็จก่อนการ แปรรูป ปตท. เพื่อนำเสนอขออนุมัติจาก สพช. / กพช. เพื่อให้มีการเปิดแข่งขันในตลาดก๊าซฯใหม่ (new gas demand) ต่อไป
(5) ให้ สพช. และ อก. ร่วมกำหนดหลักเกณฑ์การเปิดประมูลแข่งขันเงื่อนไขสัมปทาน และหลักเกณฑ์สำคัญในสัญญาการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ หลักเกณฑ์ทางด้านเทคนิคและคุณภาพบริการสำหรับการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซ ธรรมชาติตามหลักการกำหนดขอบเขตการมีส่วนร่วมของภาคเอกชนในการลงทุนและดำเนิน การระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (รายละเอียดตามข้อ 5.5 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542
(6) ให้ สพช./กพช. อก. และ ปตท. ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ (รายละเอียดตามข้อ 5.6 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) ในด้านการส่งเสริมและขจัดอุปสรรคในการแข่งขัน การกำกับดูแลทางด้านอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ การลงทุน และคุณภาพบริการ รวมทั้ง การออกใบอนุญาตให้ดำเนินกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ การให้สิทธิในการดำเนินการระบบท่อ จำหน่ายก๊าซฯ โดยในระยะยาวเมื่อมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระ (Independent Regulator) ให้องค์กรกำกับดูแลอิสระดำเนินการกำกับดูแลต่อไป ทั้งนี้ให้ สพช. อก. และ ปตท. นำเสนอรายละเอียดการกำกับดูแลดังกล่าว ภายใน 6 เดือน เพื่อขออนุมัติจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี
(7) ให้ ปตท. อก. และ สพช. / กพช. ทำหน้าที่ประมาณการอุปสงค์อุปทานของก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้มีความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และมีความสมดุลระหว่างอุปสงค์อุปทานของก๊าซธรรมชาติในที่สุด
3.รับทราบแนวทางการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด (Corporatisation) และการแปรรูป ปตท. (Privatisation) ตามแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยะยาว (รายละเอียดตามข้อ 7,8 และ 9 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2)
เรื่องที่ 8 แผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ในอนาคตของประเทศ ให้มีการแยกกิจการผลิตไฟฟ้า กิจการสายส่งไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้าออกจากกัน โดยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะแยกออกเป็นหน่วยธุรกิจและจัดตั้งเป็นบริษัทย่อย จดทะเบียนและกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยเมื่อมีความพร้อมต่อไป และตามแผนแม่บทการแปรรูปรัฐวิสาหกิจ สาขาพลังงาน ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 ได้กำหนดแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า โดยการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชน รวมทั้ง ได้มีการกำหนดให้ กฟผ. แปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรีภายในปี 2542
2. กฟผ. ได้ว่าจ้างกลุ่มบริษัทที่ปรึกษาประกอบด้วย บริษัท Dresdner Kleinwort Benson Advisory Services (Thailand) Limited บริษัท Lehman Brothers (Thailand) Limited และบริษัท หลักทรัพย์ไทยพาณิชย์ จำกัด เพื่อศึกษาจัดทำแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี ซึ่งแผนดังกล่าวได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2541
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2541 ได้พิจารณาแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี และมีมติเห็นชอบแผน ระดมทุนฯ ดังกล่าว โดยมีข้อสังเกตเพื่อประกอบการพิจารณาการดำเนินการตามแผนฯ ดังนี้
3.1 แนวทางและขั้นตอนการระดมเงินทุนและเงินกู้ตามแผนระดมทุนภาคเอกชนในโครงการ โรงไฟฟ้าราชบุรี ควรมีความยืดหยุ่น สามารถปรับเปลี่ยนได้ตามสภาวะตลาดการเงินในขณะนั้น เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้า
3.2 การดำเนินงานตามแผนการระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีควรให้สอด คล้องกับแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจในสาขาพลังงาน ที่กำหนดให้มีตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Wholesale Power Pool) ภายในปี 2546 เพื่อให้เกิดการแข่งขันในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า การดำเนินงานตามแผนดังกล่าว เช่น การจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า การจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และการจัดทำสัญญาอื่นๆ ควรกำหนดให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด บริษัทในเครือที่ 1 และบริษัทในเครือที่ 2 มีแรงจูงใจพร้อมทั้งให้โอกาสเข้าสู่การแข่งขันในตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าได้ เมื่อบริษัทต้องการ
3.3 การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า ควรกำหนดเฉพาะราคาเฉลี่ยตลอดโครงการ (Levelized Price) เท่านั้น ซึ่งควรจะต่ำกว่าราคาเฉลี่ยที่รับซื้อของโครงการ IPP ทั้งนี้ เพื่อเปิดโอกาสให้ผู้ประมูลเสนอรายละเอียดโครงสร้างราคาซื้อขายไฟฟ้าเอง เช่น โครงสร้างค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ในแต่ละปี รวมทั้ง ดัชนีในการปรับราคา (Indexation) เนื่องจากอาจจะเสนอโครงสร้างราคาที่แตกต่างกันตามความสามารถของผู้ประมูล ซึ่งจะทำให้ได้รับเงื่อนไขที่เป็นประโยชน์มากขึ้นต่อผู้บริโภค และเพิ่มแรงจูงใจให้ เข้าสู่ระบบแข่งขันในตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าด้วย
3.4 การกำหนดวิธีการประเมินราคาทรัพย์สิน การตีราคาทรัพย์สิน ควรจะต้องพิจารณา ร่วมกับราคาค่าไฟฟ้าและผลตอบแทนของโครงการเพื่อให้เกิดความสมดุลและเหมาะสม เนื่องจากจะมีผลกระทบถึงกัน
3.5 การจัดทำประกาศเชิญชวน (Terms of Reference : TOR) เพื่อคัดเลือกพันธมิตร ร่วมทุน อาจจัดทำเป็นชุดเดียวกันทั้งในระดับบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีทั้ง 2 แห่ง เพื่อไม่ให้เกิดความสลับซับซ้อน
3.6 กฟผ. ควรดำเนินการตามขั้นตอนขอรับการส่งเสริมการลงทุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลง ทุน เพื่อขออนุมัติในหลักการในการพิจารณาสิทธิประโยชน์ให้กับบริษัททั้งสาม ในการนี้ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จะได้แจ้งสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนให้ทราบในเบื้องต้นก่อนจะนำ เสนอขออนุมัติในระดับนโยบายต่อไป
3.7 การขออนุมัติให้ กฟผ. จัดสรรกำไรที่ได้จากการจำหน่ายทรัพย์สินและหุ้นทั้งหมดเพื่อกิจกรรมของ กฟผ. ซึ่งกำหนดสัดส่วนในการจัดสรรกำไรร้อยละ 90 สำหรับการลงทุนและการชำระคืนเงินกู้ของ กฟผ. และร้อยละ 10 ให้กองทุนบริหารทรัพยากรบุคคลนั้น เป็นข้อเสนอที่น่าจะเป็นที่ยอมรับได้เนื่องจากเป็นที่ยอมรับของผู้บริหารและ พนักงาน กฟผ. สำหรับเงินส่งคลังนั้นกระทรวงการคลังสามารถพิจารณาเพิ่มอัตราเงินส่งคลัง (Remittance Rate) ได้ตามความเหมาะสมหากต้องการ
3.8 ตามที่ กฟผ. เสนอให้ (1) กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ (2) บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ขายหุ้นเพิ่มทุนแก่พนักงาน กฟผ. ได้ไม่เกิน 15% นั้น สัดส่วนที่แท้จริงที่จะขายให้พนักงานและราคา ควรมีการพิจารณาให้รอบคอบ โดยให้คำนึงถึงทั้งการมีส่วนร่วมของพนักงานในการระดมทุน สภาพตลาดการเงิน และผลประโยชน์ของประเทศโดยส่วนรวม
3.9 การประชาสัมพันธ์การแปรรูปของ กฟผ. ซึ่งรวมถึงการประชาสัมพันธ์ภายในองค์กร ควรแยกออกจากงานประชาสัมพันธ์ทั่วไป และดำเนินการให้สอดคล้องกับแผนการแปรรูป กฟผ. ทั้งนี้เพื่อให้การดำเนินงานเกิดประสิทธิภาพ สร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องแก่พนักงาน รวมถึงรูปแบบการประชาสัมพันธ์ที่เหมาะสม และการให้ข้อมูลที่ถูกต้องสมบูรณ์แก่ทุกฝ่าย
4. การระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมบทบาทเอกชนและเพิ่มการแข่งขันในกิจการผลิตไฟฟ้า เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการให้บริการ ในราคาที่เป็นธรรมและลดภาระการลงทุนของภาครัฐ และยังสามารถแก้ไขปัญหาสภาพคล่องด้านการเงินที่อาจจะเกิดขึ้นกับ กฟผ. ได้ ในช่วง 2-3 ปีข้างหน้า โดยคาดว่าจะได้รับรายได้ประมาณ 55,000 ล้านบาท นอกจากนี้สามารถดำเนินการระดมทุนได้เร็ว และลดผลกระทบกับพนักงานเนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าใหม่ซึ่งไม่มีพนักงานประจำ
5. กฟผ. ได้ทำหนังสือหารือไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ว่า จะต้องดำเนินการตามพระราชบัญญัติว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนิน การในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 หรือไม่ หากคณะกรรมการกฤษฎีกาให้ความเห็นว่าจะต้องดำเนินการตามพระราชบัญญัติว่าด้วย การ ให้เอกชนเข้าร่วมงานฯ ก็จะต้องปรับปรุงขั้นตอนการปฏิบัติงานเพื่อให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติว่า ด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานฯ ดังกล่าว แต่ทั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระยะเวลาในการดำเนินการมาก เพราะในช่วง ที่ผ่านมาได้มีการปฏิบัติงานตามแนวทางที่กำหนดในพระราชบัญญัติดังกล่าวอยู่ แล้ว
6. ต่อมา รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้เห็นชอบให้นำแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีเสนอคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งแผนระดมทุนฯ ดังกล่าว สามารถสรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้
6.1 โครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง มีทรัพย์สินต่างๆ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ชุดที่ 1-3 กำลังการผลิต 2,175 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อน เครื่องที่ 1 และ 2 กำลังการผลิต 1,470 เมกะวัตต์ และทรัพย์สินอื่นที่ใช้ร่วมกัน เช่น อาคารสำนักงาน แหล่งน้ำ และระบบบำบัดน้ำร้อน เป็นต้น
6.2 แนวทางการดำเนินการแปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรี มีขั้นตอนการดำเนินงานหลัก ดังนี้
(1) กฟผ. จะจัดตั้งบริษัท ราชบุรี โฮลดิ้ง โดย กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 100
(2) บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ กฟผ. ร่วมกันจัดตั้งบริษัทในเครือ 2 บริษัท คือ บริษัทผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 1) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 2) โดยบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ถือหุ้นร้อยละ 75 และ กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 25
(3) กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ให้แก่พันธมิตรร่วมทุน 1 ในสัดส่วนร้อยละ 49 ในราคาประมูล และพนักงาน กฟผ. ในสัดส่วนร้อยละ 2 ในราคาของมูลค่าที่ตราไว้ จากนั้น บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง จะระดมเงินทุนโดยการเพิ่มทุนครั้งที่ 1 ในการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนให้แก่ผู้ถือหุ้นเดิม คือ กฟผ. พันธมิตรร่วมทุน 1 และพนักงาน กฟผ. ซึ่ง กฟผ. จะยังคงถือหุ้นร้อยละ 49
(4) บริษัทในเครือที่ 1 เพิ่มทุนด้วยการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนให้แก่บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ กฟผ. ตามสัดส่วนการถือหุ้น 75:25 ต่อมา กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ร้อยละ 25 ในบริษัทในเครือที่ 1 ให้แก่ พันธมิตรร่วมทุน 2 ในราคาประมูล
(5) บริษัทในเครือที่ 1 จัดหาเงินกู้เพื่อซื้อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม และที่ดินจาก กฟผ. และในขณะเดียวกันบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ก็รับโอนทรัพย์สินที่ใช้ร่วมกันและที่ดินที่เหลือจากการแบ่งขายให้แก่บริษัท ในเครือที่ 1 และ 2 กำหนดการโอนประมาณเดือนกันยายน 2542
(6) บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง แปรสภาพเป็นบริษัทมหาชน จำกัด และเพิ่มทุนครั้งที่ 2 โดยเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนให้แก่ประชาชนทั่วไป พนักงาน กฟผ. กองทุนสำรองเลี้ยงชีพ กฟผ. ในขั้นตอนนี้ กฟผ. จะลดสัดส่วนลงเหลือน้อยกว่าร้อยละ 49
(7) บริษัทในเครือที่ 2 เพิ่มทุนและเสนอขายหุ้นแก่บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ กฟผ. ตามสัดส่วนการถือหุ้น 75:25 ต่อมา กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ร้อยละ 25 ในบริษัทในเครือที่ 2 ให้แก่พันธมิตร ร่วมทุน 3 ในราคาประมูล
(8) บริษัทในเครือที่ 2 จัดหาเงินกู้เพื่อซื้อโรงไฟฟ้าพลังความร้อน และที่ดินจาก กฟผ. ตลอดจนรับโอนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนพร้อมทั้งชำระเงินให้แก่ กฟผ. กำหนดการโอนครั้งนี้ประมาณเดือนพฤษภาคม 2543
(9) ภายหลังจากที่ กฟผ. ดำเนินการคัดเลือกที่ปรึกษาทางการเงิน กฎหมาย เทคนิค และผู้ประเมินราคาทรัพย์สิน การระดมเงินทุนจากพันธมิตรร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือทั้ง 2 ให้ดำเนินการขนานไปกับการระดมเงินกู้ของบริษัทในเครือทั้ง 2
7. สพช. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า เพื่อให้การแปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรีประสบความสำเร็จ และเพื่อให้เป็นไปตามแผนปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ สาขาพลังงาน จึงเห็นควรนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการ โรงไฟฟ้าราชบุรีตามที่ กฟผ. เสนอ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าใน การประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2541 ใช้ประกอบการพิจารณาเพื่อดำเนินการตามแผนดังกล่าว และให้ กฟผ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการตามแผนฯ ให้แล้วเสร็จตามกำหนด รวมทั้ง ให้หน่วยงานต่างๆ รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีตามที่ กฟผ. เสนอ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าใน การประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2541 ใช้ประกอบการพิจารณาเพื่อดำเนินการตามแผนดังกล่าวด้วย (รายละเอียดตามข้อ 4 ของเอกสารวาระที่ 4.3.1) ทั้งนี้ ในประเด็นของการจัดสรรกำไรที่ได้รับจากการจำหน่ายทรัพย์สินและหุ้นของ กฟผ. จะได้มีการพิจารณาระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีกครั้งหนึ่ง
ให้ กฟผ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการตามแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้า ราชบุรี เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดเวลาของแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้า ราชบุรีที่กำหนดไว้
อนุมัติให้ กฟผ. ดำเนินการตามแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี โดยการจัดตั้งบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง) มีทุนจดทะเบียนเริ่มแรกประมาณ 300 ล้านบาท โดยระยะแรกให้ กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 100 หลังจากนั้นให้ กฟผ. ทยอยลดสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง เหลือระหว่างร้อยละ 33.3-42.5 โดยขายให้แก่พันธมิตรร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง (พันธมิตรร่วมทุน 1) ในสัดส่วนระหว่างร้อยละ 33.3-42.5 ที่เหลือกระจายหุ้นให้กับประชาชนทั่วไป พนักงาน กฟผ. กองทุนสำรองเลี้ยงชีพพนักงาน กฟผ. ซึ่งจดทะเบียนแล้ว (กองทุนสำรองเลี้ยงชีพ กฟผ.) และนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
อนุมัติให้ กฟผ. และบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง จัดตั้งบริษัทในเครืออีกสองบริษัท ได้แก่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 1) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 2) มีทุนจดทะเบียนเริ่มแรกประมาณ บริษัทละ 10 ล้านบาท โดยในระยะแรกบริษัท ในเครือที่ 1 และ 2 จะถือหุ้นโดยบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง ในสัดส่วนร้อยละ 75 และถือหุ้นโดย กฟผ. ร้อยละ 25 และหลังจากนั้น กฟผ. จะดำเนินการขายหุ้นที่ถืออยู่ทั้งหมดให้แก่พันธมิตรร่วมทุนของบริษัทในเครือ ที่ 1 (พันธมิตรร่วมทุน 2) และพันธมิตรร่วมทุนของบริษัทในเครือที่ 2 (พันธมิตรร่วมทุน 3) ตามลำดับ
อนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขาย (1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี รวมทั้ง ที่ดินให้แก่บริษัทในเครือที่ 1 (2) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี รวมทั้ง ที่ดินให้แก่บริษัทในเครือที่ 2 และ (3) ทรัพย์สินที่ใช้ร่วมกันระหว่างบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 รวมทั้ง ที่ดินส่วนที่เหลือให้แก่บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง
อนุมัติให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง (กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 100 ในระยะแรกประมาณ 8 เดือน) บริษัทในเครือที่ 1 และบริษัทในเครือที่ 2 ที่จัดตั้งขึ้นดังกล่าวข้างต้นได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบและมติ คณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปและยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตาม ระเบียบว่าด้วยงบลงทุนของรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2522 เช่นเดียวกับกรณีที่บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ได้รับยกเว้นเมื่อคราวจัดตั้งบริษัทครั้งแรก
หากคณะกรรมการกฤษฎีกาวินิจฉัยว่าไม่ต้องดำเนินการตาม พ.ร.บ. ว่าด้วยการให้เอกชน เข้าร่วมงานหรือดำเนินการในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 แล้ว อนุมัติให้แต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้า ราชบุรี (คณะกรรมการดำเนินการฯ) ซึ่งจะประกอบด้วย
เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประธานกรรมการ
ผู้แทนกระทรวงการคลัง กรรมการ
ผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด กรรมการ
ผู้แทนสำนักนายกรัฐมนตรี กรรมการ
ผู้แทนบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง กรรมการ
ผู้แทน กฟผ. กรรมการ
ผู้แทน กฟผ. กรรมการและเลขานุการ
โดยมีหน้าที่ ดังนี้
(1) กำกับดูแลการประเมินราคาทรัพย์สินของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ดำเนินการโดย ผู้เชี่ยวชาญอิสระกำหนดราคาทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายให้บริษัท ราชบุรี โฮลดิ้ง และบริษัทในเครือ ทั้งสอง และกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จะรับซื้อจากบริษัทในเครือทั้งสอง
(2) กำกับดูแลการจัดทำสัญญาทุกฉบับ ทั้งในส่วนของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน และสัญญาอื่นๆ ฯลฯ
(3) คัดเลือกพันธมิตรร่วมทุนทั้งสามราย
(4) กำหนดสัดส่วนและราคาหุ้นที่ กฟผ. ประสงค์จะขายให้แก่พันธมิตรร่วมทุนทั้งสามราย และพนักงาน กฟผ.
(5) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการและหรือคณะทำงานเพื่อดำเนินการในแต่ละเรื่องตามที่คณะกรรมการดำเนินการฯ เห็นควร
(6) นำผลการดำเนินงานตาม (1) ถึง (4) เสนอคณะกรรมการ กฟผ. เพื่ออนุมัติในกรณีที่ต้องดำเนินการตาม พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ ให้ปรับปรุงองค์ประกอบของกรรมการฯ ข้างต้นให้สอดคล้องกับ พ.ร.บ. ว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนินการในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535
อนุมัติให้ กฟผ. ได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่าย กิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการ หรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504 โดยให้เป็นอำนาจของคณะกรรมการ ดำเนินการฯ ตามที่กล่าวไว้ในข้อ 7 เพื่อให้คณะกรรมการดำเนินการฯ พิจารณากำหนดราคาทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายพร้อมกับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จะรับซื้อ ทั้งนี้ การกำหนดราคาทรัพย์สินดังกล่าวให้ดำเนินการด้วยวิธีการประเมินราคา โดยให้ กฟผ. คัดเลือกผู้เชี่ยวชาญการประเมินราคาทรัพย์สินที่เห็นว่าเหมาะสม 1 ราย และให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง คัดเลือก 1 ราย แล้วให้ผู้เชี่ยวชาญทั้งสองรายดังกล่าวร่วมกันคัดเลือกผู้เชี่ยวชาญ การประเมินราคาทรัพย์สินที่น่าเชื่อถืออีก 2 ราย รวมเป็น 4 ราย ทำการประเมินราคาทรัพย์สินของโครงการ โรงไฟฟ้าราชบุรีทั้งหมด เมื่อได้ราคาประเมินจากผู้เชี่ยวชาญทั้ง 4 รายแล้ว ให้ตัดราคาประเมินสูงสุดและต่ำสุดออก และนำราคาประเมินทรัพย์สินที่เหลือมาเฉลี่ยเป็นราคาประเมินของทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายให้แก่บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือทั้งสอง ทั้งนี้ ต้องไม่ต่ำกว่าราคาตามบัญชีสุทธิ
อนุมัติในหลักการให้ กฟผ. จัดทำสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า สัญญาซื้อขายหุ้น และสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น โดยใช้สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินระหว่าง กฟผ. กับบริษัท ผลิตไฟฟ้า ขนอม จำกัด สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (Independent Power Producer) และ/หรือกับบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด สัญญาซื้อขายหุ้น และสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท CLP Power Projects (Thailand) Limited เป็นต้นแบบ
อนุมัติให้สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายโรงไฟฟ้า รวมทั้ง สัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น และสัญญาซื้อขายหุ้น จัดทำเป็นภาษาอังกฤษ
อนุมัติในหลักการให้กำหนดค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา (Levelized Price) ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี โดยเปรียบเทียบกับค่าไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้
(1) ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรีจะกำหนดโดยเปรียบเทียบเฉพาะผล รวม ของค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment : AP) และค่าใช้จ่ายผันแปรใน การผลิตและบำรุงรักษา (Variable Operation & Maintenance : VOM) กับผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนประเภทโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งผลรวมของ AP และ VOM จะต้องต่ำกว่าค่ากลาง (Median) ของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดังกล่าว
(2) ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรีจะกำหนดโดยเปรียบเทียบค่าไฟฟ้ารวม ซึ่งประกอบด้วย ค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนประเภทโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อ เพลิง ซึ่งค่าไฟฟ้ารวม (AP+EP) จะต้องต่ำกว่าค่าเฉลี่ย (Average) ของผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดังกล่าว
12.อนุมัติให้ กฟผ. ดำเนินการขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง ให้แก่พันธมิตรร่วมทุน 1 และขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัทในเครือที่ 1 และบริษัทในเครือที่ 2 ให้แก่พันธมิตรร่วมทุน 2 และ 3 ตามลำดับ
13.อนุมัติให้ กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง แก่พนักงาน กฟผ. ในราคาตามมูลค่า ที่ตราไว้ (par) โดยจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาที่ห้ามพนักงาน กฟผ. ขายหุ้นในส่วนนี้ (lock up period)
14.อนุมัติให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง ขายหุ้นเพิ่มทุนครั้งที่ 1 ให้แก่พนักงาน กฟผ. ในราคาตามมูลค่าที่ตราไว้ (par) และขายหุ้นเพิ่มทุนครั้งที่ 2 ให้แก่พนักงาน กฟผ. ในราคาตามมูลค่าที่ตราไว้ (par) และราคาที่ต่ำกว่าราคาที่เสนอขายประชาชน โดยจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาที่ห้ามพนักงาน กฟผ. ขายหุ้นที่ได้รับจากการเพิ่มทุนทั้งสองครั้ง (lock up period)
15.ให้กรมสรรพากร กระทรวงการคลัง พิจารณายกเว้นให้ กฟผ.มิต้องปฏิบัติตามประกาศอธิบดีกรมสรรพากรเกี่ยวกับภาษีมูลค่าเพิ่ม (ฉบับที่ 42) ข้อ 2(4) ซึ่งมีข้อกำหนดห้ามนำภาษีซื้อที่เกิดจากการก่อสร้างอาคารหรืออสังหาริม ทรัพย์อื่น เพื่อใช้หรือจะใช้ในกิจการประเภทที่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่มและต่อมา ได้ขายหรือให้เช่า หรือนำไปใช้ในกิจการประเภทที่ไม่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้เฉพาะที่ได้กระทำภายในสามปีนับแต่เดือนภาษีที่ก่อสร้างเสร็จสมบูรณ์ มาหักในการคำนวณภาษีเพิ่มตามมาตรา 82/3 แห่งประมวลรัษฎากร
16.ให้หน่วยงานของภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความอนุเคราะห์ ให้ความร่วมมือและอำนวยความสะดวกในการขอรับการอนุมัติ และใบอนุญาตต่างๆ ที่จำเป็นในการซื้อขายและประกอบกิจการของบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 เพื่อให้ทันกำหนดการโอนทรัพย์สิน ดังนี้
(1) ให้สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม พิจารณาอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของท่าเทียบเรือที่ใช้ ในการขนส่ง น้ำมันเชื้อเพลิง บริเวณตำบลบางป่า (คลองลาด) อำเภอเมืองราชบุรี จังหวัดราชบุรี
(2) ให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อมพิจารณา อนุมัติออกใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุมให้แก่บริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(3) ให้กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรมพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตตั้งโรงงาน ให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้งและบริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(4) ให้กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรมพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตประกอบ กิจการโรงงานให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(5) ให้กรมโยธาธิการ กระทรวงมหาดไทย พิจารณาอนุมัติออกสัมปทานการประกอบกิจการไฟฟ้าในส่วนของโรงไฟฟ้าพลังความ ร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี ให้บริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ตามระยะเวลาของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
(6) ให้กรมโยธาธิการและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกระทรวงมหาดไทย พิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตตั้งถังน้ำมันเชื้อเพลิง และเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาต ดังกล่าวให้แก่บริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(7) ให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท ราชบุรี โฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 โดยให้ได้รับสิทธิประโยชน์เท่ากับที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ในเขต 3 ได้รับ
(8) ให้กรมที่ดิน กระทรวงมหาดไทย เร่งรัดและอำนวยความสะดวกในการดำเนินการรังวัด ออกโฉนด วมโฉนดและแบ่งแยกที่ดินในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี และจดทะเบียนโอนขายที่ดินที่แบ่งแยกเรียบร้อยแล้วให้แก่บริษัทราชบุรีโฮ ลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(9) ให้กรมเจ้าท่า กระทรวงคมนาคม และส่วนราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาต สร้างสิ่งล่วงล้ำลำน้ำ คือ สถานีสูบน้ำ สถานีสูบน้ำมันเชื้อเพลิงและท่าเทียบเรือให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้แก่บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ/หรือบริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(10) ให้หน่วยราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาอนุมัติให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ/หรือบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ใช้น้ำจากแหล่งน้ำ และทางน้ำสาธารณะในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีได้
(11) ให้กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง พิจารณาอนุมัติให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ได้สิทธิการเช่าที่ ราชพัสดุ ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของที่ดินอันเป็นบริเวณของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
(12) ให้กรมที่ดิน และหน่วยราชการที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการดำเนินการเพิกถอนสภาพหนองน้ำสาธารณะ และทางสาธารณะซึ่งอยู่ในบริเวณโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี และขายที่ดินอันเป็น หนองน้ำสาธารณะและทางสาธารณะที่ถูกเพิกถอนนั้นให้แก่ กฟผ. และโอนให้แก่บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และ/หรือบริษัทในเครือที่ 1 และ 2
(13) ให้หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความอนุเคราะห์ ความร่วมมือ และอำนวยความสะดวก ในการดำเนินการในกิจการที่เกี่ยวข้องกับการแปรรูป และการจะซื้อจะขายทรัพย์สินของ โครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีจนกว่าจะแล้วเสร็จ
17.หลังจากที่ กฟผ. ได้จัดทำร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน และร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เสร็จเรียบร้อยแล้ว มอบหมายให้ กฟผ. นำเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและ คณะรัฐมนตรี ดังนี้
(1) การขออนุมัติราคาทรัพย์สินของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ กฟผ. จะขายและโอนให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ตามสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินและการขอ อนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าอันกำหนดโดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี
(2) การขออนุมัติให้ กฟผ. ขายและโอนทรัพย์สินของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีให้บริษัทราชบุรี โฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ได้ตามร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินและหากสภาวะเศรษฐกิจไม่เอื้ออำนวยให้ บริษัทในเครือทั้งสองหาเงินกู้ได้ครบตามจำนวนมูลค่าทรัพย์สินที่จะซื้อจาก กฟผ. แล้ว ขอให้ กฟผ. สามารถรับชำระค่าขายทรัพย์สินจากบริษัท ในเครือที่ 1 และ 2 เป็นงวดๆ โดยให้บริษัทในเครือทั้งสองผ่อนชำระเฉพาะส่วนที่บริษัท หาเงินกู้ได้ไม่ครบ โดยอาจให้บริษัทในเครือทั้งสองนำตั๋วสัญญาใช้เงินของบริษัทมาวางต่อ กฟผ. เพื่อเป็นประกันการผ่อนชำระดังกล่าว
(3) การขออนุมัติให้ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้า พลังความร้อนราชบุรีได้ตามร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
18.เมื่อคณะกรรมการ กฟผ. อนุมัติ (1) ผลการคัดเลือกพันธมิตรร่วมทุน และราคาหุ้นที่ กฟผ. จะขายให้แก่พันธมิตรร่วมทุนตามที่คณะกรรมการดำเนินการฯ ได้พิจารณา และ (2) ให้ กฟผ. ลงนามสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุน 1 และสัญญาซื้อขายหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุนทั้งสามรายแล้ว มอบหมายให้ กฟผ. นำเสนอผลการดำเนินการตาม (1) และ (2) ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 ให้ปรับปรุงนโยบายราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและต่อมาคณะกรรมการพิจารณานโยบาย พลังงานได้มีมติเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2540 เห็นชอบแนวทางและ ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยให้ใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" ในช่วงแรก ซึ่งรัฐยังควบคุมราคา แต่ให้ราคาขายส่งและขายปลีกเปลี่ยนแปลงตามราคาตลาดโลก รวมทั้ง ให้แก้ไขกฎเกณฑ์เพื่อเพิ่มการแข่งขันในตลาดให้เพียงพอ และหลังจากนั้น จะใช้ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" เพื่อยกเลิกการควบคุมราคาโดยสมบูรณ์ต่อไป
2. ระบบการค้าและการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในปัจจุบัน รัฐบาลได้กำหนดราคาและค่าการตลาดก๊าซหุงต้มในระดับที่ต่ำก่อให้เกิดปัญหา ความไม่ปลอดภัยต่อส่วนรวม มีการเอาเปรียบผู้บริโภคและการแข่งขันที่ไม่เป็นธรรมต่อผู้ค้าที่สุจริต เช่น การไม่ซ่อมบำรุงรักษาถัง การเรียกเก็บเงินค่ามัดจำถังใหม่สูงเกินสมควร การบรรจุก๊าซไม่เต็มน้ำหนัก และการบรรจุก๊าซใส่ถังก๊าซของผู้ค้าอื่นโดยไม่ได้รับอนุญาต แม้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จะได้พยายามดำเนินการตรวจสอบและปราบปรามอย่างจริงจัง แต่ด้วยข้อจำกัดในเรื่องของบุคลากรและอำนาจตามกฎหมาย ทำให้ไม่สามารถปราบปรามให้การกระทำผิดดังกล่าวหมดไปได้
3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางและขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีรายละเอียด ดังนี้
3.1 แนวทางการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและการปรับปรุงระบบการค้า และมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีแนวทางสรุปได้ดังนี้
(1) ส่งเสริมการแข่งขันในระบบการค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวอย่างเสรี โดยปรับปรุงระบบการค้าก๊าซหุงต้ม จากปัจจุบันซึ่งเป็นการซื้อขายน้ำก๊าซตัดตอน ให้เป็นการบรรจุก๊าซโดยผู้ค้าก๊าซ มาตรา 6 นอกจากนี้ยังเปิดโอกาสให้เอกชนสามารถใช้คลังก๊าซของการปิโตรเลียมแห่งประเทศ ไทย (ปตท.) และให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวเพื่อ เพิ่มการแข่งขันในระดับร้านค้าปลีก
(2) ปรับปรุงระบบความปลอดภัย โดยการขจัดถังขาวออกจากตลาด และไม่ให้มีการผลิตถังขาวอีกต่อไป
(3) แก้ไขปัญหาการเอารัดเอาเปรียบผู้บริโภค ขจัดปัญหาการบรรจุก๊าซขาดน้ำหนัก และลดค่ามัดจำถังก๊าซหุงต้มสู่ระดับที่เป็นธรรม รวมทั้ง การคืนเงินมัดจำถังก๊าซหุงต้ม โดยรัฐคุ้มครองดูแลให้ ผู้บริโภคได้รับเงินมัดจำคืนอย่างเป็นธรรม
(4) เพิ่มขีดความสามารถในการตรวจสอบจับกุมผู้กระทำผิด โดยให้เจ้าหน้าที่ของหน่วยงานหนึ่งสามารถสนับสนุนและส่งเสริมการตรวจสอบของ อีกหน่วยงานได้
(5) การประชาสัมพันธ์ให้ผู้เกี่ยวข้อง ได้แก่ หน่วยงานของรัฐ ผู้ค้า โรงบรรจุ ผู้ค้าปลีกและผู้บริโภค มีความเข้าใจในนโยบาย ขั้นตอนการดำเนินการ และประโยชน์ที่จะได้รับจากการยกเลิกการควบคุม ราคาก๊าซฯ รวมทั้งการใช้ผลิตภัณฑ์ก๊าซหุงต้มอย่างปลอดภัย
3.2 ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีขั้นตอนสรุปได้ดังนี้
(1) ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
-การเตรียมการ เพื่อซักซ้อมนโยบายและขั้นตอนการปฏิบัติ
-การยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก โดยลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นและติดตามตรวจสอบราคาขายปลีก
-การดำเนินการภายหลังการยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก และเตรียมการสู่การลอยตัวเต็มที่ โดยให้ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นมีการเปลี่ยนแปลงตามตลาดโลก ให้มีมาตรการในการกำกับดูแลการกำหนดราคาและดำเนินการเมื่อพบการกำหนด ราคาที่สูงเกินความเหมาะสม
-การใช้ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" โดยสมบูรณ์ ยกเลิกการกำหนดราคาโดยรัฐ ทยอยลดอัตราเงินชดเชยค่าขนส่ง และใช้บัญชีค่าขนส่งมาตรฐานเป็นเกณฑ์ในการ กำหนดราคาของแต่ละจังหวัด
(2) ขั้นตอนการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว
-การส่งเสริมการแข่งขัน โดยเปิดให้มีผู้ค้ารายใหม่เข้าสู่ตลาดได้ง่ายขึ้น มีจุดจำหน่ายปลีกเพิ่มขึ้น และการใช้บริการคลัง ปตท. อย่างเท่าเทียมกัน
-การแก้ไขความไม่เป็นธรรมในระบบการค้า โดยออกกฎเกณฑ์ห้ามซื้อขายน้ำก๊าซ ระหว่างผู้ค้ากับโรงบรรจุ และกำหนดให้มีเครื่องหมายประจำตัวผู้บรรจุ เพื่อป้องกัน การบรรจุน้ำก๊าซในถังของผู้ค้าอื่นโดยไม่ได้รับอนุญาต และการบรรจุไม่เต็มถัง การคุ้มครองให้ผู้บริโภคได้รับคืนเงินมัดจำถัง รวมทั้ง การลดค่ามัดจำถังใหม่
-ความปลอดภัย โดยควบคุมการผลิตถังขาว และขจัดถังขาวในตลาด โดยให้ผู้ค้า ก๊าซลดค่ามัดจำถังก๊าซใหม่ และรับแลกถังขาวกับถังก๊าซของผู้ค้า
(3) ขั้นตอนการประชาสัมพันธ์
-ประชาชน เพื่อให้เข้าใจถึงประโยชน์ที่จะได้รับจากการยกเลิกการควบคุมราคา การปรับปรุงระบบการค้าและความปลอดภัย
-หน่วยงานของรัฐ เพื่อทำความเข้าใจในนโยบายและขั้นตอนการปฏิบัติโดยการจัดประชุมและสัมมนา
-ผู้ประกอบการ ผู้ค้าก๊าซ โรงบรรจุและร้านค้าปลีก เพื่อให้สามารถปรับตัวสู่ระบบ การค้าใหม่ โดยการพบปะ ประชุมและสัมมนา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยของก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามรายละเอียดในข้อ 3 และ ข้อ 4 ของเอกสารประกอบวาระ 5.1
2.เห็นชอบให้ สพช. และกรมการค้าภายในมีการติดตามกำกับดูแลอย่างใกล้ชิดในพื้นที่ซึ่งการแข่งขัน ยังไม่สมบูรณ์และอาจทำให้มีการผูกขาด และให้ ปตท. ในฐานะที่เป็นกลไกของรัฐทำหน้าที่แทรกแซงราคาเพื่อไม่ให้มีการผูกขาด
เรื่องที่ 10 การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากภาวะวิกฤตทางเศรษฐกิจในปัจจุบันส่งผลกระทบต่อผู้ประกอบการ ธุรกิจและอุตสาหกรรม ทำให้ต้องปรับลดปริมาณการผลิตเพื่อลดค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้น อย่างไรก็ตาม ค่าใช้จ่ายทางด้าน ค่าไฟฟ้าไม่สามารถปรับลดลงได้เท่าที่ควร เนื่องจากหลักเกณฑ์การคิดอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด ซึ่งกำหนดให้ค่าไฟฟ้าขั้นต่ำในแต่ละเดือน ต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ที่สูงสุด ในรอบ12 เดือนที่ผ่านมา ทำให้ผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม ได้ร้องเรียนขอผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าต่ำสุดเป็นจำนวนมาก
2. การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้กำหนดหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำสำหรับผู้ใช้ ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลางและกิจการขนาดใหญ่ ที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าเฉลี่ยใน 15 นาทีสูงสุดตั้งแต่ 30 กิโลวัตต์ขึ้นไป โดยในช่วงก่อนเดือนธันวาคม 2534 คิดในอัตราร้อยละ 30 และภายหลังการปรับปรุงโครงสร้าง ค่าไฟฟ้าในเดือนธันวาคม 2534 มีการเปลี่ยนแปลงค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมาสิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน
3. การกำหนดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำได้มีการปรับปรุงเมื่อเดือนธันวาคม 2540 เพื่อเป็นการช่วยเหลือ ภาคอุตสาหกรรมในช่วงที่ภาวะเศรษฐกิจตกต่ำ โดยกำหนดให้มีการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำในอัตราร้อยละ 70 ของ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา การนับย้อนหลัง 12 เดือน จะนับไม่เกินเดือนตุลาคม 2540 ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บประจำเดือนมกราคม 2541 เป็นต้นไป
4. สพช. ได้หารือกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และมีข้อเสนอการปรับปรุงลักษณะการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ ดังนี้
4.1 เนื่องจากความต้องการพลังไฟฟ้าของระบบได้เปลี่ยนแปลงไป โดยมีลักษณะเป็นฤดูกาล ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงจะเกิดขึ้นในช่วงเดือนมีนาคม-มิถุนายน ดังนั้น ควรปรับปรุงหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้สอดคล้องกัน โดยค่าไฟฟ้าขั้นต่ำจะคำนวณจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในรอบ 12 เดือน ที่ผ่านมา สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน โดยคำนวณเฉพาะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในช่วงเดือนที่ระบบมีความต้อง การใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month) คือระหว่างเดือนมีนาคม - มิถุนายน
4.2 เนื่องจากปริมาณกำลังผลิตสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศมีแนวโน้มจะสูงขึ้นมาก ประกอบกับภาคเอกชนได้รับผลกระทบอย่างมากจากภาวะเศรษฐกิจในปัจจุบัน จึงเห็นควรพิจารณาผ่อนผันหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นการชั่วคราว จากร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา เหลือเพียงร้อยละ 0 เป็นการชั่วคราว ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2542 เป็นต้นไป แต่ทั้งนี้ หากต่อไปในอนาคต กำลังการผลิตสำรองลดต่ำกว่าระดับมาตรฐาน ให้พิจารณาเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม
5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำตามข้อ 4 ผู้ใช้ไฟที่จะได้รับประโยชน์ คือ ผู้ใช้ไฟที่มีลักษณะการใช้ไฟฟ้าเป็นฤดูกาล หรือผู้ที่ใช้ไฟฟ้าไม่สม่ำเสมอ และหากค่าความต้องการใช้ไฟฟ้า สูงสุดไม่อยู่ในช่วงเดือนที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month : มีนาคม-มิถุนายน) ด้วย ก็จะได้รับประโยชน์มากยิ่งขึ้น สำหรับผลกระทบต่อการไฟฟ้า จะทำให้รายได้ของการไฟฟ้าลดลงเล็กน้อย กล่าวคือ รายได้ของการไฟฟ้านครหลวงจะลดลงประมาณ 10.6 ล้านบาท/เดือน รายได้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคลดลง 32.6 ล้านบาท/เดือน
มติของที่ประชุม
1.ให้ปรับปรุงลักษณะการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ โดยให้คำนวณจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด ในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา (สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน) โดยคำนวณเฉพาะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในช่วงเดือน ที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month) คือ ระหว่างเดือนมีนาคม-มิถุนายน
2.ให้ผ่อนผันหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นการชั่วคราว จากร้อยละ 70 ของค่าความ ต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา ตามหลักเกณฑ์ในข้อ 1 เหลือเพียงร้อยละ 0 เป็นการ ชั่วคราว ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2542 เป็นต้นไป แต่ทั้งนี้ หากต่อไปในอนาคต กำลังการผลิตสำรองลดต่ำกว่าระดับมาตรฐาน ให้พิจารณาเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม
เรื่องที่ 11 เรื่องอื่นๆ
ผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม (นายปรีชา อรรถวิภัชน์) ได้ขอให้มีการบันทึกไว้ในที่ประชุมนี้เกี่ยวกับมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มกราคม 2542 ซึ่งได้มอบหมายให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาการใช้ก๊าซ ธรรมชาติเป็นส่วนหนึ่งของการแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจของประเทศ ทั้งนี้ เพื่อให้เหมาะสมกับสภาพเศรษฐกิจ มีความมั่นคง สมดุล และเกิดประโยชน์สูงสุดในการใช้ทรัพยากรพลังงานของประเทศ ว่ากระทรวงอุตสาหกรรม จะร่วมกับ สพช. และ ปตท. รับไปจัดทำแผน เพื่อนำเสนอต่อที่ประชุมนี้ต่อไป
- กพช. ครั้งที่ 67 - วันพุธที่ 10 กุมภาพันธ์ 2542 (1517 Downloads)