Super User
ครั้งที่ 12 - วันศุกร์ ที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2549 (ครั้งที่ 12)
วันศุกร์ที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2549 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. - 31 ธ.ค. 48)
2. ทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค
3. ทบทวนมติการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. - 31 ธ.ค. 48)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตลาดน้ำมันโลก
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในช่วงเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม 2548 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 52.32 และ 56.32 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 1.32 และ 2.46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุณหภูมิในแถบตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาสูงกว่าระดับปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาและยุโรปมีการสะสมเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ เดือนธันวาคมท่อขนส่งน้ำมันของบริษัท เชลล์ ในไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด ส่งผลให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบประมาณ 170,000 บาร์เรล/วัน ต้องหยุดชะงัก และโอเปคมีแนวโน้มที่จะลดปริมาณการผลิตลงก่อนเข้าสู่ไตรมาส 2 ปี 2549
2. ตลาดน้ำมันสิงคโปร์
ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วในช่วงเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 60.94, 59.71 และ 62.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 8.16, 8.23 และ 9.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเวียดนามลดการนำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนธันวาคม 2548 ลงร้อยละ 50 หลังจากรัฐบาลเวียดนามประกาศเก็บภาษีนำเข้าน้ำมัน ร้อยละ 50 ตั้งแต่วันที่ 9 พฤศจิกายน 2548 พร้อมทั้ง ประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีออกประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบปลายเดือนพฤศจิกายน 2548 ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วในเดือนพฤศจิกายนปรับตัวลดลง อย่างไรก็ตาม ในเดือนธันวาคมราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากการนำเข้าน้ำมันเบนซิน 95 จากเอเชียไปขายในสหรัฐอเมริกา และอากาศ ที่หนาวเย็นลดลงในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และเอเชียเหนือ ทำให้ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นเพิ่มสูงขึ้น
3. ตลาดน้ำมันไทย
เดือนพฤศจิกายน 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนธันวาคม ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้ง รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.04, 25.24 และ 23.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
การจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 มีรายรับเงินส่งเข้ากองทุนจำนวน 4,779 ล้านบาท และรายจ่ายในการชดเชย LPG ดอกเบี้ย และอื่นๆ เป็นเงิน 766 ล้านบาท รายได้สุทธิเท่ากับ 4,013 ล้านบาท ทั้งนี้รายรับของกองทุนน้ำมันฯ มีเพียงพอที่จะรองรับการจ่ายหนี้สินของกองทุนน้ำมันฯ ได้ สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประมาณการ ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2548 มีเงินสดสุทธิ 9,347 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 84,961 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้เดิม (อายุไม่เกิน 1 ปี) 15,660 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันการเงินอายุ 5 ปี 32,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,256 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,078 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 208 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 75,614 ล้านบาท
5. สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
5.1 ภาพรวม ในปี 2548 การขยายตัวของเศรษฐกิจอยู่ที่ระดับ ร้อยละ 4.7 เป็นผลจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกปรับสูงขึ้นและปัญหาต่างๆ ที่เกิดขึ้นในประเทศ อาทิ ภาวะภัยแล้ง และปัญหาการระบาดของ ไข้หวัดนก เป็นต้น ทำให้การใช้และการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศอยู่ที่ระดับ 1,525 และ 742 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน และมีอัตราขยายตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ ร้อยละ 4.9 และ 9.4 ตามลำดับ โดยที่การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์อยู่ที่ระดับ 969 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน หรือขยายตัวลดลงจากปีก่อน ร้อยละ 2.3 มีมูลค่านำเข้าพลังงานรวม 774,282 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 36.7 ซึ่งเป็นการนำเข้าน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ส่วนการส่งออกพลังงานมีมูลค่ารวม 146,814 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 42.8 จากปีที่ผ่านมา เป็นการส่งออกของน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ทำให้มูลค่าการนำเข้า(สุทธิ) พลังงานค่ารวม 627,468 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.4 ขณะที่มูลค่าการใช้พลังงานทุกชนิดเชื้อเพลิงมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมา
5.2 น้ำมันดิบ การจัดหาน้ำมันดิบได้ลดลงจากปีก่อนมาอยู่ที่ระดับ 925 พันบาร์เรลต่อวัน เป็นการผลิตภายในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศในสัดส่วนร้อยละ 12 และ 88 ตามลำดับ ขณะที่การผลิตภายในประเทศ เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.1 อยู่ที่ระดับ 113 พันบาร์เรลต่อวัน ส่วนการนำเข้าน้ำมันดิบได้ลดลงถึงร้อยละ 7.0 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มขึ้นในช่วง 6 เดือนแรกของปี เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากระดับราคา 41.93 เหรียญสหรัฐในเดือนมกราคม เป็น 51.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม และในช่วง 6 เดือนหลังของปี การนำเข้าน้ำมันดิบได้ชะลอตัวลง แต่มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 29.3
5.3 น้ำมันสำเร็จรูป การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปในปี 2548 มีปริมาณรวม 51,416 ล้านลิตร เป็นการผลิตภายในประเทศที่ 49,220 ล้านลิตร ซึ่งลดลงจากปีที่ผ่านมา ร้อยละ 0.1 และเป็นการนำเข้าจำนวน 2,196 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 28.0 โดยเป็นการนำเข้าน้ำมันเตาคุณภาพดีเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้า ส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณ 42,005 ล้านลิตร ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.9 ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3 เนื่องจากราคาขายปลีกที่สูงขึ้น และมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ทำให้ประชาชนหันมาเปลี่ยนพฤติกรรม การบริโภคอย่างชัดเจน ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) และ LPG มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนแก๊สโซฮอล์มีปริมาณเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 873.3 หรือปริมาณที่เพิ่มขึ้น 524 ล้านลิตร จากรัฐบาลได้มีนโยบายอย่างจริงจัง ในการยกเลิกการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 เปลี่ยนเป็นแก๊สโซฮอล์ทั้งหมดภายในมกราคม 2550 และราคาแก๊สโซฮอล์มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินทั่วไป สำหรับการใช้น้ำมันดีเซลมีปริมาณ 19,633 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนเพียงร้อยละ 0.1 เนื่องจากรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกดีเซลในช่วงกลางปีทำให้ปริมาณการใช้ดีเซลชะลอตัวลง และประกอบกับปัญหาอุทกภัยในภาคเหนือและภาคใต้ที่เกิดขึ้น รวมทั้งการรณรงค์ของภาครัฐ ในมาตรการประหยัดพลังงาน ในขณะที่การใช้น้ำมันเตาเพื่อการผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 61.7 ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมได้ลดลงถึงร้อยละ 8.1 เนื่องจากอุตสาหกรรม SME บางประเภทหันมาใช้ถ่านหินแทนน้ำมันเตามากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเครื่องบิน + ก๊าด และ LPG ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1 และ 7.5 ตามลำดับ
5.4 ด้านไฟฟ้า ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 มีกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าอยู่ที่ 26,431 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ที่ระดับ 20,538 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีที่ผ่านมาจำนวน 1,212 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6 ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 120,988 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 โดยเป็นการใช้ในเขตนครหลวง เขตภูมิภาค และการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8, 7.5 และ 12.7 ตามลำดับ ส่วนภาคอุตสาหกรรมมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.5 เช่นเดียวกับสาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตร และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6, 4.8, 7.9 และ 3.7 ตามลำดับ
6. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2549
จาก สศช. ได้ประมาณเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.7 - 5.7 ในปี 2549 จึงสามารถ คาดการณ์การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศจะขยายตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5.6 ประกอบด้วย การเพิ่มขึ้นของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3.9 และ 7.6 ตามลำดับ สำหรับการใช้ลิกไนต์/ ถ่านหินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 เนื่องจากโรงไฟฟ้า BLCP ที่ใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นเชื้อเพลิงจะเข้าระบบ ส่วนการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้า ลดลงร้อยละ 8.4
การใช้น้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.9 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 น้ำมันดีเซลที่ยังคงปรับตัวลดลงร้อยละ 0.7 น้ำมันก๊าด + เครื่องบิน จะมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5 และน้ำมันเตาจะใช้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 19.8 ซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากท่อก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. จะยังคงสร้างไม่เสร็จในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2549 นอกจากนี้การใช้ LPG คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 และการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 โดยมีค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 21,822 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุดอยู่ที่ร้อยละ 15.86
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 ได้มีมติให้มีการกำกับดูแลการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการน้ำมันทั่วประเทศเพื่อคุ้มครองผู้บริโภค โดยให้ใช้ราคาขายปลีกของบริษัทน้ำมันในกรุงเทพมหานครบวกด้วยค่าขนส่งตามบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเกณฑ์กลางในการพิจารณา ทั้งนี้ให้สำนักงานพาณิชย์จังหวัดและสำนักงานการค้าภายในจังหวัดใช้ข้อมูลดังกล่าวเป็นแนวในการคำนวณราคาขายปลีกที่เหมาะสมของจังหวัดต่างๆ
2. เนื่องจากปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงมีการเปลี่ยนแปลงไปมาก โดยเฉพาะประเด็นค่าขนส่งที่เพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับสูงขึ้นในช่วงระดับ 20 - 25 บาท/ลิตร ขณะที่ตามบัญชีเดิมใช้ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 12 บาท/ลิตร เป็นฐานซึ่งเป็นระดับราคาในช่วงปี 2546 และได้มีการร้องเรียนให้แก้ไขอัตราค่าขนส่งอ้างอิงที่รัฐใช้ในการกำกับดูแล นอกจากนี้ การเปลี่ยนแปลงเส้นทางการขนส่งเพื่อสร้างเส้นทางคมนาคมที่สะดวกขึ้น ทำให้ต้นทุนในการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงไป
3. ต่อมาเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2548 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่ง แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค เพื่อทำหน้าที่กำกับศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชัย รุจิประภา) เป็นประธานคณะทำงาน และเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2548 คณะทำงานฯ ได้มีมติให้ทำการศึกษาบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาคใหม่ โดยให้สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยรับไปดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในปี 2549 และให้มีการพิจารณากำหนดความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค เพื่อใช้เป็นอัตราความแตกต่างชั่วคราวระหว่างที่การศึกษายังไม่แล้วเสร็จ โดยใช้แบบจำลองเดิมแต่คำนึงถึงเฉพาะปัจจัยผันแปรที่เปลี่ยนแปลงไป โดยสถาบันปิโตรเลียมฯ รับไปดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2549 พร้อมทั้ง ได้มอบให้กระทรวงพลังงานศึกษาแผนแม่บทการขนส่งพลังงานทั้งระบบ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการปรับปรุงวิธีการขนส่ง ในปัจจุบันให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ทบทวนมติการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. กลไกการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้อยู่ในระดับต่ำมีอยู่ 3 ส่วน คือ 1) กำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้าให้เท่ากับราคาตลาดโลก (ประกาศเปโตรมิน) ลบ 16 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน โดยมีราคาต่ำสุดในระดับ 185 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน และสูงสุดในระดับ 315 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน 2) กำหนดราคาขายหน้าโรงกลั่นและราคาขายก๊าซ ณ คลังก๊าซไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นราคาเดียวกันทุกแห่งทั่วราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 12.4569 บาท หากราคาจำหน่ายตามข้อหนึ่งสูงกว่าให้จ่ายเงินชดเชยในอัตราสูงสุดไม่เกิน 2.00 บาท/กก. และ 3) กำหนดอัตราชดเชยค่าขนส่งก๊าซไปยังคลังก๊าซต่างๆ เป็นไปตามประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดค่าขนส่งก๊าซไปยังคลังก๊าซต่างๆ เมื่อเดือนสิงหาคม 2546 เพื่อให้สามารถจำหน่ายก๊าซได้ในราคาเดียวกัน
2. นโยบายราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการเตรียมการเข้าสู่ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" โดย กบง. ได้มีมติเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2546 ให้จำกัดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงสุด เพื่อยุติการไหลออกของเงินกองทุนน้ำมันฯ โดยทยอยปรับลดอัตราชดเชย LPG ลงอย่างต่อเนื่อง และให้ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคา LPG เข้าสู่ระบบ "ลอยตัวเต็มที่" ในเดือนกรกฎาคม 2548 ซึ่งต่อมาเดือนกุมภาพันธ์ 2547 กบง. ได้กำหนดอัตราเงินชดเชยสูงกว่าเพดาน สูงสุด 3 บาท/กก. ได้เป็นการชั่วคราว พร้อมทั้งให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกำหนดอัตราเงินชดเชยก๊าซ LPG เกินกว่าอัตราเงินชดเชยสูงสุดได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ซึ่งได้มีการปรับกำหนดอัตราเงินชดเชยรวม 3 ครั้ง ในช่วงที่ผ่านมา และในเดือนสิงหาคม 2548 กบง. ได้มีมติขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG และขยายระยะเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคา LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. จากเดือนกรกฎาคม 2548 เป็นภายในปี 2548
3. ปัจจุบันการขยายเวลาเกี่ยวกับการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามข้อ 2 ได้สิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2548 จึงจำเป็นต้องมีการพิจารณานโยบายราคาก๊าซ LPG ใหม่ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอ 3 ทางเลือก ได้แก่ ให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG เดิมไว้ หรือลดการชดเชยลงบางส่วน หรือยกเลิกการตรึงราคาก๊าซ LPG ทั้งหมด
4. โดยที่ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยเดือนละ 530 ล้านบาท และชดเชยค่าขนส่งระหว่างคลังก๊าซ เฉลี่ยเดือนละ 40 ล้านบาท ดังนั้น หากมีการลดอัตราการชดเชยลง โดยปรับราคา LPG ขึ้น กิโลกรัมละ 1 บาท ราคาขายปลีกต่อถัง (15 กก.) จะขึ้นเป็น 267 บาท/ถัง (หรือราคา กก. ละ 17.8 บาท) จะส่งผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซ LPG ในครัวเรือน ร้อยละ 55 ภาคอุตสาหกรรมและยานพานะ ร้อยละ 15 และ 20 ตามลำดับ ขณะที่ภาคปิโตรเคมีจะไม่ได้ส่งผลกระทบ นอกจากนี้รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ จะเป็น 194 ล้านบาท/เดือน
5. แต่หากให้ตรึงราคาก๊าซ LPG เช่นเดิมต่อไป จะส่งให้ผู้ใช้รถยนต์เบนซินส่วนหนึ่งจะเปลี่ยนมาใช้ LPG แทน ภาระการชดเชยจะเพิ่มขึ้น และจะกระทบต่อนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV ด้วย ขณะเดียวกันผู้ผลิต LPG ในประเทศได้พยายามส่งออกมากขึ้น เนื่องจากราคาตลาดโลกอยู่ระดับสูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน ปัญหาการจัดหา LPG ให้เพียงพอต่อผู้ใช้อาจเกิดขึ้น ซึ่งขณะนี้กรมธุรกิจพลังงานกำลังดำเนินการออกประกาศจำกัดปริมาณการส่งออก LPG
6. อย่างไรก็ตามฝ่ายเลขานุการ เห็นว่าควรคงนโยบายราคาปัจจุบันต่อไปอีก 6 เดือน (มกราคม - มิถุนายน 2549) แล้วจึงพิจารณาอีกครั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงควรเริ่มมีผลบังคับใช้ในเดือนกรกฎาคม 2549 เป็นต้นไป เนื่องด้วยราคาก๊าซ LPG ที่ปรับสูงขึ้น จะมีผลกระทบต่อราคาสินค้าค่อนข้างมาก หากปล่อยราคา LPG สูงขึ้น ตั้งแต่เดือนมกราคม 2549 จะเป็นการเพิ่มภาระให้กับผู้บริโภค เนื่องจากจะมีการเพิ่มขึ้นของค่าไฟฟ้า (ค่า Ft) ในเดือนกุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งทำให้กรมการค้าภายในจะมีภาระมากขึ้นในการเจรจาชะลอการปรับราคาสินค้า อย่างไรก็ตาม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันยังสามารถรองรับการชดเชยต่อไปได้ และภาครัฐควรมีมาตรการช่วยเหลือและโครงการรองรับผลกระทบของกลุ่มรถแท็กซี่และรถตุ๊กตุ๊กไว้พร้อมก่อนที่จะมีการปรับราคา LPG
มติของที่ประชุม
1. ให้ขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากเดือนธันวาคม 2548 เป็นเดือนมิถุนายน 2549
2. ให้ขยายระยะเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. จากเดือนธันวาคม 2548 เป็นเดือนมิถุนายน 2549
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อเดือนมีนาคม 2535 ได้เห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ต่อมา บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) ในปัจจุบัน ได้ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดย SPP จำแนกเป็น 2 ประเภท คือ SPP ประเภท Firm อัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจะประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) และ SPP ประเภท Non - Firm อัตราค่าไฟฟ้าจะมีเพียงค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP)
2. การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง คือ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา โดย SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตามโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non - Firm กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐาน 1.59 บาท/หน่วย ซึ่งกำหนดจากต้นทุน ที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้นของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในปี 2543 ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าจะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้แก่ผู้ผลิตรายเล็กเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (151.4518 บาท/ล้านบีทียู) มากกว่าหรือน้อยกว่า 1.0000 บาท/ล้านบีทียู
3. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบันกำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มเติมจากสัญญา ไว้ในข้อ 17.4.3.2 โดยในกรณีที่มีการรับซื้อพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา โดย บมจ. กฟผ. เป็นฝ่ายร้องขอบริษัทฯ ให้จ่ายพลังไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินจะเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา บวกด้วยสาม (3) เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. ร้องขอเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา คูณด้วยอัตราส่วนของระยะเวลาที่ บมจ. กฟผ. ร้องขอต่อจำนวนชั่งโมงในเดือนนั้นๆ และในกรณีที่บริษัทฯ ประสงค์ที่จะเสนอขายพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา โดยบริษัทฯ ได้แจ้งความประสงค์เป็นหนังสือต่อ บมจ. กฟผ. และ บมจ. กฟผ. มีแผนสั่งการรับซื้อพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินจะเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้าจริงแต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา
4. บมจ. กฟผ. ได้เสนอแนวทางการปรับปรุงโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Cut) โดยให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม - พฤษภาคม) เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจากโรงไฟฟ้าหลักลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เห็นชอบในหลักการให้ บมจ. กฟผ. ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มเติมหรือเลื่อนการผลิตมาในช่วงฤดูร้อน และข้อเสนอราคารับซื้อตามที่ บมจ. กฟผ. เสนอ และ บมจ. กฟผ. ได้จัดทำหลักการคิดค่าไฟฟ้าตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบ และได้ทำข้อเสนอหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม - พฤษภาคม) พ.ศ. 2549 สรุปได้ ดังนี้
4.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) บมจ. กฟผ. จะชำระเงินเฉพาะค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
4.2 SPP ประเภท Non - Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล จะชำระเงินค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน บมจ. กฟผ. จะชำระเงินค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) ค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่า EP ตามสัญญา (2) ค่า EP โดยปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP จ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา ทั้งนี้ หากผู้ผลิตรายเล็กทั้ง 3 แบบ ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้า เพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
5. จากการคำนวณค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายจาก SPP ในช่วงฤดูร้อน เปรียบเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล พบว่าจะช่วยลดต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าในช่วงเดือนมีนาคม - พฤษภาคม 2549 ได้ประมาณ 70.45 ล้านบาท
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การคิดค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ที่ บมจ. กฟผ. เสนอเป็นแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP เป็นประโยชน์ต่อประเทศ ในภาพรวมมากกว่าการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล แม้ว่าการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลจะมีต้นทุนต่อหน่วยสูง แต่เป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น ขณะเดียวกันการกำหนดราคารับซื้อจาก SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลเท่ากับราคาไฟฟ้าที่ผลิตจากน้ำมันเตาเป็นราคาที่จูงใจผู้ผลิตไฟฟ้าในระดับหนึ่ง
7. นอกจากนี้ บมจ. กฟผ. ได้มีหนังสือขอยกเลิกโครงการ Peak Cut ตามมติของคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. เนื่องจากมาตรการที่ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้ประกอบการทั่วประเทศ เพื่อผลิตไฟฟ้าสำรองใช้เอง ที่มีเป้าหมายตัดทอนความต้องการไฟฟ้ารวม 500 เมกะวัตต์จากระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วง Peak Cut เป็นเวลา 15 ปี ไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดีเซลในปัจจุบัน และ ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลงในปี 2549 และสัดส่วนกำลังผลิตสำรองกลับเข้ามาอยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน รวมทั้ง บมจ. กฟผ. ได้ประสานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มหรือเลื่อนการผลิตไฟฟ้ามาในช่วงฤดูร้อนเพื่อเสริมระบบแล้ว โดยที่ผู้ประกอบการที่สนใจและที่ลงนามสัญญาแล้ว 37 ราย ได้ทำหนังสือแจ้งยกเลิกสัญญาแล้วทุกราย ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548 ทั้งนี้ผู้ร่วมโครงการไม่ได้รับผลกระทบหรือความเสียหายใดๆ เนื่องจากยังไม่มีการลงทุนปรับปรุงเปลี่ยนแปลงระบบเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองเพื่อเข้าร่วมโครงการ และตามเงื่อนไขสัญญาได้ระบุให้ทั้งสองฝ่ายสามารถบอกเลิกสัญญาได้โดยการแจ้งให้อีกฝ่ายทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 3 เดือนก่อนที่จะมีการสั่งการในช่วงฤดูร้อนของทุกปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม - เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
1.1SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
1.2 SPP ประเภทสัญญา Non - Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าไฟฟ้า ดังนี้
1.3.1 ค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา
1.3.2 ค่าพลังไฟฟ้า โดยปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมคูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ.สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตรา ค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้ง 3 ประเภท ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
2. เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ บมจ. กฟผ. พิจารณาแนวทางการจัดสรรเชื้อเพลิงไปใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ให้เกิดการใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
ครั้งที่ 11 - วันจันทร์ ที่ 7 พฤษภาคม พ.ศ. 2548
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2548 (ครั้งที่ 11)
วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน พ.ศ. 2548 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)
2. ข้อเสนอการปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตลาดน้ำมันโลก
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในเดือนสิงหาคม 2548 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 56.60 และ63.93 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.63 และ 6.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวการก่อการร้ายโดย ลอบยิงขีปนาวุธโจมตีเรือรบสหรัฐอเมริกาที่ท่าเรือ Aqaba ประเทศจอร์แดน และความกังวลของตลาดโลกเกี่ยวกับผลกระทบที่เกิดเฮอริเคน ต่อมาในเดือนกันยายน 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.41 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลง 0.19 และ 0.80 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว IEA ประกาศที่จะส่งน้ำมันสำรองฉุกเฉินประมาณ 2 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อแก้ปัญหาอุปทานตึงตัวในสหรัฐอเมริกา ประกอบกับ โอเปคยืนยันที่จะพิจารณาเพิ่มเพดานการผลิตอีก 500,000 บาร์เรล/วัน
เดือนตุลาคม 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 53.96 และ 59.05 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลง 2.45 และ 4.08 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเฮอริเคนวิลมาอ่อนกำลังลงก่อนพัดขึ้นฝั่งในรัฐฟลอริดา และแท่นขุดเจาะน้ำมันในทะเลของเม็กซิโกไม่ได้รับผลกระทบจากพายุดังกล่าว
2. ตลาดน้ำมันสิงคโปร์
เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20 , 72.52 และ 70.66 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมันดิบระหว่างวันในตลาด NYMEX และ IPE ประกอบกับอุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัว และจากรายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐลดลง ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากข่าวอินโดนีเซียจะนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน 2548 เพิ่มขึ้น สำหรับในเดือนกันยายน 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 78.89, 77.86 และ 75.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 5.70, 5.34 และ 4.67 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดตามราคาน้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกาที่อยู่ในระดับสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เนื่องจากผลกระทบของพายุเฮอริเคนแคทรีนา ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากตลาดคาดว่า Sinopec ของจีนกำลังจะประมูลซื้อน้ำมันดีเซลส่งมอบช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคม 2548
เดือนตุลาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.10, 67.94 และ 72.62 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 9.79, 9.92 และ 2.71 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอินโดนีเซียชะลอการนำเข้าน้ำมันเบนซิน เนื่องจากราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงและรัฐบาลลดเงินชดเชย โดยปรับเพิ่มราคาขายในประเทศส่งผลให้ความต้องการใช้น้ำมันเบนซินลดลง และเวียดนาม ยกเลิกการประมูลซื้อน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ประกอบกับจีนลดการนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนพฤศจิกายน 2548 เนื่องจากราคานำเข้าสูงกว่าราคาขายในประเทศ
3. ตลาดน้ำมันไทย
เดือนสิงหาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.54, 25.74 และ 23.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนกันยายน 2548 ผู้ค้าน้ำมัน (ยกเว้น ปตท.) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 อยู่ที่ระดับ 27.74, 26.94 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ
เดือนตุลาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 4 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.60 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 0.40 บาท/ลิตร เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2548 โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.14, 25.34 และ 23.79 บาท/ลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอการปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2547 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเรื่องการยกเว้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ดังนี้ 1) เห็นชอบในหลักการให้ยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์เป็นการชั่วคราว ทดแทนต้นทุนราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่เพิ่มขึ้น ในส่วนของราคาเอทานอล เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมักแก๊สโซฮอล์ทไว้ที่ระดับเดิม 2) ยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ตามข้อ 1) ไม่รวมถึงการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนที่ได้มีการจ่ายเงินชดเชยตามนโยบายตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งในช่วงราคาน้ำมันขาลงรัฐบาลจะเรียกเก็บเงินคืนเพื่อจ่ายเงินกู้ต่อไป 3) มอบหมายให้ผู้ช่วยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรมการค้าภายใน และ สนพ. รับไปหารือกับกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันในเรื่องต้นทุนที่เพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 91 ที่จะนำมาผสมเอทานอลเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์
2. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2547 ในการประชุมผู้บริหารของกระทรวงพลังงานได้มีมติเห็นควรปรับลดราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ลง 0.25 บาท/ลิตร ซึ่งจะทำให้ความแตกต่างระหว่างราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และแก๊สโซฮอล์เท่ากับ 0.75 บาท/ลิตร โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2547 เป็นต้นไป
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือ ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง โดยการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ต้องทำให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) สามารถจ่ายดอกเบี้ยและชำระคืนเงินต้นตราสารหนี้ได้เมื่อครบกำหนดจ่าย แต่ทั้งนี้ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 1.50 บาท/ลิตร ดังนั้น ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับส่วนต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และแก๊สโซฮอล์ จากเดิม 0.75 บาท/ลิตร เป็น 1.50 บาท/ลิตร ซึ่งได้สิ้นสุดลงเมื่อวันที่ 15 เมษายน 2548 แต่ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีนโยบายดำเนินการเรื่องดังกล่าวต่อไป
4. เนื่องจากปัจจุบันสถานการณ์ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงทำให้สามารถเก็บเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ระดับเพดานสูงสุด 1.50 บาท/ลิตร ได้ และเมื่อคำนึงถึงแนวโน้มราคาน้ำมันที่ยังลดลงอยู่ จะทำให้ภาครัฐสามารถเก็บอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นได้อีก โดยการขยายระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม ต้นทุนราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ยังคงปรับตัวสูงขึ้น โดยราคาเอทานอลนำเข้าอยู่ที่ระดับ 17.50 บาท/ลิตร และราคาภายในประเทศอยู่ที่ระดับ 19.00 บาท/ลิตร ทำให้ผู้ค้าน้ำมันอาจต้องปรับราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ส่วนต่างระหว่างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์กับน้ำมันเบนซิน 95 ไม่ถึง 1.50 บาท/ลิตร ได้เพื่อให้ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 1.50 บาท/ลิตร โดยที่ภาครัฐไม่ต้องชดเชยราคาเอทานอล ดังนั้น ภาครัฐจึงควรขยายระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นอีก เพื่อทำให้ราคาของน้ำมันเบนซิน 95 สูงกว่าราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 1.50 บาท/ลิตร
5. นอกจากนี้ จากประกาศกระทรวงการคลัง (ฉบับที่ 75) เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2548 ได้กำหนดให้มีการเก็บอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร ในวันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้น ถ้าหากภาครัฐจะบริหารระดับราคาไม่ให้เพิ่มสูงขึ้นโดยทันที ภาครัฐอาจจะใช้การเก็บอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เป็นทุนสำรองไว้ก่อนวันที่ 1 ธันวาคม 2548 หลังจากนั้นจึงปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ลงเพื่อไม่ให้ราคาน้ำมันดีเซลปรับสูงเพิ่มขึ้นอย่างฉับพลัน แต่ทั้งนี้ ภาครัฐจำเป็นต้องขยายระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นก่อน
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอให้มีการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล เพิ่มขึ้นอีก 1.00 บาท/ลิตร จากระดับเพดานสูงสุด 1.50 บาท/ลิตร เป็น 2.50 บาท/ลิตร พร้อมทั้งมอบหมายให้ผู้อำนวยการ สนพ. ในฐานะเลขานุการขอ กบง. เป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล นอกจากนี้ในช่วงวันที่ 3 - 4 พฤศจิกายน 2548 ราคาน้ำมันโลกได้ปรับตัวแนวโน้มลดลง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้ผู้อำนวยการ สนพ. ดำเนินการปรับเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน และดีเซล เพิ่มขึ้นอีก 0.30 บาท/ลิตร โดยมีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 4 พฤศจิกายน 2548 เป็นต้นมา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 1.00 บาท/ลิตร จากระดับเพดานสูงสุด 1.50 บาท/ลิตร เป็น 2.50 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซล
2. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 4 พฤศจิกายน 2548 เป็นต้นไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหารือร่วมกับกระทรวงพาณิชย์ เพื่อศึกษาโครงสร้างราคาน้ำมันเอทานอล เพื่อนำเสนอคณะกรรมการฯ ครั้งต่อไป
กพช. ครั้งที่ 62 - วันพุธที่ 12 กุมภาพันธ์ 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2540 (ครั้งที่ 62)
วันพุธที่ 12 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2540 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
4.รายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP และ SPP
5.รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
6.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก
พลเอกชวลิต ยงใจยุทธ นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2539
สรุปสาระสำคัญ
1. ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ในปี 2539 อยู่ในระดับ 1,120 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 11.1 พลังงานหลักที่ใช้คือ น้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปคิดเป็นร้อยละ 61.3 ของการใช้พลังงานทั้งหมด สำหรับการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ในปี 2539 เพิ่มสูงถึงร้อยละ 14.5 กล่าวคือ สามารถผลิตได้ในระดับ 450 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน แต่ก็ยังไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงต้องนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศในระดับ 723 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ/วัน หรือร้อยละ 64.6 ของการใช้ทั้งหมด
2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด สรุปได้ดังนี้
2.1 การผลิตก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นตามลำดับตั้งแต่กลางปี 2539 เป็นต้นมา เนื่องจากการก่อสร้างท่อส่งก๊าซคู่ขนานจากเอราวัณถึงระยอง จากระยองถึงบางปะกง และจากบางปะกงถึงวังน้อยแล้วเสร็จ โดยสามารถผลิตได้ 1,450 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในช่วงปลายปี 2539 ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 72.5 ที่เหลือเป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม เป็นวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และก๊าซบางส่วนแยกเป็นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อใช้ในครัวเรือน อุตสาหกรรมและในรถยนต์
2.2 น้ำมันดิบผลิตได้ในระดับ 26.3 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 10.6 แหล่งผลิตที่สำคัญคือ แหล่งสิริกิติ์ และแหล่งนางนวล
2.3 ในปี 2539 มีการใช้ลิกไนต์จำนวนทั้งสิ้น 21 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 14.0 โดยส่วนใหญ่ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะจำนวน 17 ล้านตัน สำหรับการผลิตลิกไนต์ของ เหมืองเอกชนลดลงอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2538 เป็นต้นมา โดยในปี 2539 ผลิตได้เพียง 4.9 ล้านตัน ซึ่ง ไม่เพียงพอกับความต้องการของภาคอุตสาหกรรม จึงต้องนำเข้าถ่านหินสูงถึง 3.5 ล้านตัน
2.4 ในปี 2539 ได้มีโรงกลั่นใหม่เปิดดำเนินการ 2 แห่ง คือ โรงกลั่นน้ำมันระยองและโรงกลั่นสตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง ทำให้กำลังการกลั่นรวมของประเทศเพิ่มขึ้นเป็น 834 พันบาร์เรล/วัน ในขณะที่มีความต้องการใช้เพียง 703 พันบาร์เรล/วัน ส่งผลให้มีการส่งออกมากกว่าการนำเข้าของน้ำมันเกือบทุกชนิด ยกเว้นน้ำมันเตา กล่าวคือ การใช้น้ำมันเบนซินอยู่ในระดับ 119.2 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 9.9 และเริ่มมีการส่งออกน้ำมันเบนซิน (สุทธิ) ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2539 เป็นต้นมา ส่วนน้ำมันดีเซลมีปริมาณการใช้ 304.2 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 14.4 การใช้ที่เพิ่มขึ้นสูงมากนี้ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำ เข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ผล ประกอบกับมีการใช้ดีเซลในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น และเริ่มมีการ ส่งออกน้ำมันดีเซล (สุทธิ) ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2539 สำหรับน้ำมันเตามีปริมาณการใช้ลดลงจากปี 2538 ร้อยละ 0.7 เนื่องจากการใช้ในภาคอุตสาหกรรมชะลอตัวลงตามภาวะเศรษฐกิจ และการใช้ในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ได้ลดลงด้วย โดย กฟผ. หันไปใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านลิกไนต์มากขึ้น การผลิตน้ำมันเตายังไม่เพียงพอกับความต้องการ ยังต้องนำเข้าจากต่างประเทศ การใช้น้ำมันเครื่องบินได้ชะลอตัวลงจากปี 2538 โดยการใช้ เพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 2.9 ในขณะที่การผลิตเพิ่มขึ้นและสูงกว่าความต้องการจึงมีการส่งออกสุทธิ 2.2 พันบาร์เรล/วัน ส่วนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ผลิตได้ในระดับ 60.3 พันบาร์เรล/วัน ซึ่งสูงกว่าความต้องการ จึงมีเหลือส่งออกจำนวน 6.4 พันบาร์เรล/วัน
3. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าของประเทศ ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 16,219 เมกะวัตต์ แยกเป็นกำลังผลิตติดตั้งของ กฟผ. ร้อยละ 86.2 และของเอกชน (IPP , SPP และอื่นๆ) ร้อยละ 13.8 การผลิตพลังงานไฟฟ้าในปี 2539 มีจำนวนทั้งสิ้น 88,290 ล้านกิโลวัตต์ชั่วโมง (GWh) เพิ่มขึ้นจากปี 2538 ร้อยละ 9.8 โดยมีก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา และลิกไนต์เป็นเชื้อเพลิงหลัก ส่วนการใช้ไฟฟ้าในปี 2539 ชะลอตัวลงทั้งในเขตไฟฟ้านครหลวงและภูมิภาค โดยเฉพาะการใช้ในภาคอุตสาหกรรมและธุรกิจได้ชะลอตัวลงค่อนข้างมาก
4. ในปี 2539 รัฐบาลมีรายได้สรรพสามิตจากน้ำมันสำเร็จรูปจำนวน 58,793 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปี 2538 จำนวน 3,955 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.2 สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 3 พฤศจิกายน 2539 มีเงินคงเหลือ จำนวน 794 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปี 2539 ราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวสูงขึ้นประมาณ 2.5-3.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากปริมาณความต้องการน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้น อันเนื่องมาจากความต้องการ เพื่อเพิ่มปริมาณการสำรองน้ำมันดิบที่ลดต่ำลงในช่วงต้นปีและปลายปี และความต้องการเพื่อกลั่นเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันที่ใช้ให้ความอบอุ่น โดยเฉพาะน้ำมันดีเซลมีความต้องการสูงในปีที่ผ่านมา การที่ราคาน้ำมันดิบสูงขึ้นได้ ส่งผลให้ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มสูงขึ้น และผลจากราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกที่สูงขึ้นได้ส่งผลกระทบโดยตรงต่อราคา ขายปลีกของไทย ทำให้มีการปรับราคาสูงขึ้นทุกผลิตภัณฑ์
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงเดือนมกราคม ถึงต้นเดือนกุมภาพันธ์ 2540 สรุปได้ดังนี้
2.1 ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยของเดือนมกราคมปี 2540 ลดลงจากเดือนธันวาคมประมาณ 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และต้นเดือนกุมภาพันธ์ราคาได้เริ่มอ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 20.6-24.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลมาจากอากาศที่อุ่นขึ้น ทำให้ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นได้เริ่มลดลง ประกอบกับการปิดซ่อมบำรุงของโรงกลั่นหลายแห่งในสหรัฐอเมริกา ส่วนด้านการผลิตได้เพิ่มสูงขึ้นทั้งจากกลุ่มโอเปคและ นอกกลุ่มโอเปค
2.2 จากความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นที่เพิ่มขึ้นในช่วงปลายปีที่ผ่านมา ทำให้โรงกลั่น ในย่านเอเซียเร่งผลิตน้ำมันอย่างเต็มที่ มีผลให้ปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดเพิ่มมากขึ้น ในขณะที่ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นได้เริ่มลดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ในตลาดจรสิงคโปร์ของเดือนมกราคมลดลงเฉลี่ย 2.8, 4.5 และ 2.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนน้ำมันเบนซินราคาได้ เคลื่อนไหวในทิศทางตรงกันข้าม โดยเพิ่มขึ้น 0.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณการสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐอเมริกาอยู่ในระดับต่ำ และผู้ค้าน้ำมันได้เริ่มสำรองน้ำมันเบนซินสำหรับฤดูร้อนที่กำลังจะมาถึง จึงมีความจำเป็นต้องนำเข้าน้ำมันเบนซิน ส่งผลให้ราคาน้ำมันเบนซินของตลาดอื่นๆ ปรับตัวสูงขึ้นตามตลาดสหรัฐอเมริกา สำหรับราคาน้ำมันเบนซินพิเศษ น้ำมันเบนซินธรรมดา น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ณ ต้นเดือนกุมภาพันธ์ อยู่ในระดับ 28.0, 27.0, 30.9, 24.9, และ 15.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2.3 นับตั้งแต่ต้นเดือนมกราคมปี 2540 เป็นต้นมา ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินได้ปรับลดลง 0.05 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับลดลงรวมทั้งสิ้น 0.90 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินพิเศษ น้ำมันเบนซินธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ ต้นเดือนกุมภาพันธ์ อยู่ในระดับ 9.60, 9.20 และ 8.66 บาท/ลิตร ตามลำดับ
2.4 ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ของประเทศในเดือนมกราคม อยู่ในระดับ 1.1608 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปศึกษาความเหมาะสม โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซล โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพของการใช้และความสมดุลย์ ของปริมาณการผลิต และการใช้น้ำมันดีเซลของประเทศ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. มาตรการในการประสานงานได้กำหนดให้มีองค์กรกลางในการประสานการปฏิบัติงานของ หน่วยงานต่างๆ เข้าด้วยกัน โดยให้กองทัพเรือเป็นศูนย์กลางในการประสานจัดทำแผนงานการตรวจลาดตระเวนทาง ทะเลร่วมกับกรมตำรวจและกรมศุลกากร โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เป็น ศูนย์กลางในการประสานงาน และปฏิบัติงานร่วมกับหน่วยงานปราบปรามทั้งทางทะเลและบนบก เพื่อให้ การปฏิบัติงานเป็นไปอย่างมีเอกภาพและเกิดประสิทธิภาพสูงสุด
2. มาตรการในการป้องกันและปราบปราม มีการดำเนินงานสรุปได้ดังนี้
2.1 การป้องกันและปราบปรามทางทะเล มีการดำเนินการดังนี้
(1) กองทัพเรือ กรมศุลกากร และกรมตำรวจ ได้จัดกำลังเจ้าหน้าที่ทำการลาดตระเวน การขนส่งน้ำมันในทะเลด้วยเรือและอากาศยาน ทั้งทางด้านทะเลอันดามันและอ่าวไทย
(2) ได้มีการประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทยในท้องทะเล เป็นระยะทาง 12 ไมล์ จากเขตทะเลอาณาเขต เพื่อให้การลักลอบนำเรือมาลอยลำจำหน่ายกลางทะเลกระทำได้ลำบากยิ่งขึ้น โดยได้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ.2469 และพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 เพื่อให้เจ้าหน้าที่มีอำนาจกระทำการในเขตต่อเนื่องได้ และได้จัดทำร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เสนอเข้าสู่สภา ซึ่งขณะนี้ได้ผ่านการพิจารณาวาระที่ 1 เรียบร้อยแล้ว
(3) ได้มีการกำหนดมาตรการสนับสนุนการปราบปรามทางทะเลที่สำคัญ ได้แก่ ให้กระทรวงพาณิชย์กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมัน ที่จะนำเข้าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องแจ้งการนำเข้าล่วงหน้าต่อกระทรวงพาณิชย์ เพื่อแจ้งให้หน่วยงานปราบปรามทราบ รวมทั้ง กำหนดให้มีการตรวจสอบเรือประมงดัดแปลงอย่างใกล้ชิดและเข้มงวด ตลอดจนกำหนดให้มีการตรวจสอบภาษีเงินได้ของเจ้าของเรือประมงและผู้เช่าเรือ ประมงไปกระทำ การลักลอบนำเข้าด้วย
2.2 การป้องกันและปราบปรามทางบก มีการดำเนินการดังนี้
(1) กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ควบคุมการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงใน คลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชายฝั่งทุกแห่งแล้วในปี 2539 จำนวน 37 คลัง และในปี 2540 ได้กำหนดให้มีการติดตั้งมิเตอร์เพิ่มเติมในคลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอีก 19 คลัง และคลังน้ำมันเบนซินชายฝั่งทุกแห่งรวม 40 คลัง
(2) กรมศุลกากรและกรมตำรวจ ได้จัดให้มีการเฝ้าระวังคลังน้ำมันชายฝั่งทุกแห่งที่อาจใช้เป็นที่ขนน้ำมันจากทะเลขึ้นสู่บก
(3) กรมโยธาธิการ ได้ดำเนินการตรวจสอบการสร้างคลังน้ำมัน
(4) กรมตำรวจได้จัดตั้งด่านตรวจสอบการขนส่งลำเลียงน้ำมัน เพื่อสะกัดกั้นการขนน้ำมันที่ลักลอบนำเข้าไปยังคลังน้ำมันและสถานีบริการ และได้ร่วมกับกรมศุลกากรตั้งด่านตรวจสอบการขนส่งน้ำมันไปยังประเทศสาธารณรัฐ ประชาธิปไตยประชาชนลาว
(5) กรมสรรพากรทำการตรวจสอบภาษีของคลังน้ำมันชายฝั่งที่ไม่ยินยอมติดตั้งมิเตอร์ และชักจูงใจให้คลังดังกล่าวติดมิเตอร์ของกรมสรรพสามิต
(6) กรมตำรวจและกรมทะเบียนการค้าได้จัดรถตรวจสอบคุณภาพน้ำมันออกตรวจสอบตามสถานีบริการต่างๆ และดำเนินคดีกับผู้กระทำผิดทุกราย
(7) กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการออกประกาศกระทรวงการคลัง ให้ผลิตภัณฑ์เคมีปิโตรเลียมและสารละลายเป็นผลิตภัณฑ์ที่ต้องเสียภาษี และได้ออกประกาศและระเบียบกรมสรรพสามิต เพื่อควบคุมการซื้อขายและนำผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปใช้อย่างเข้มงวด ทั้งนี้ เพื่อแก้ไขปัญหาการนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ได้รับการยกเว้นภาษี ไปผสมเพื่อจำหน่ายเป็นน้ำมันเบนซิน ซึ่งประกาศและระเบียบดังกล่าว ข้างต้นมีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม พ.ศ. 2540
(8) การดำเนินการตามมาตรการสนับสนุนอื่นๆ เช่น กรมสรรพสามิตได้พิจารณาเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ชำระภาษีแล้ว ซึ่งขณะนี้กรมสรรพสามิตกำลังศึกษาและเตรียมการเพื่อให้พร้อมจะนำมาปฏิบัติ ได้ต่อไป กระทรวงพาณิชย์กำหนดเงื่อนไขให้การนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงต้องมีผู้ตรวจวัด อิสระ ร่วมตรวจสอบการนำเข้าด้วย เป็นต้น
3. มาตรการดำเนินคดี ได้มีการปรับปรุงขั้นตอนการดำเนินคดีและ ติดตามผลคดีให้รัดกุมยิ่งขึ้น โดยได้กำหนดให้มีการจัดทำเป็นคู่มือการปฏิบัติงานของเจ้าหน้าที่ และให้สำนักงานอัยการสูงสุดถือว่าคดีลักลอบ นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นคดีสำคัญ หากพนักงานอัยการมีความเห็นควรสั่งไม่ฟ้อง หรือสั่งไม่ริบของกลาง ก่อนมีความเห็นและคำสั่งให้เสนอต่ออัยการสูงสุดก่อนมีคำสั่งทุกครั้ง
4. มาตรการสนับสนุนทางการเงิน เนื่องจากปัญหาการขาดแคลนงบประมาณ เพื่อใช้ในการปฏิบัติงานปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทำให้การ ปราบปรามไม่ประสบผลสำเร็จเท่าที่ควร คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงได้มอบหมายให้ สพช. รับไปจัดหาเงินเพื่อสนับสนุนแก่หน่วยงานต่างๆ อย่างเพียงพอ ซึ่งในปีงบประมาณ 2539 สพช. ได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติเงินจากกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงแก่หน่วยงานต่างๆ รวมทั้งสิ้น 145 ล้านบาท สำหรับในปีงบประมาณ 2540 สพช. ได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติเงินจากกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงสนับสนุนแก่หน่วยงานต่างๆ อีก รวมทั้งสิ้น 906 ล้านบาท นอกจากนี้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติมอบหมายให้สำนักงบประมาณรับไปพิจารณาใช้งบกลางเพื่อสนับสนุนการจัด ซื้อเครื่องมืออุปกรณ์ให้แก่หน่วยงานต่างๆ ได้แก่ การจัดซื้อเครื่องมือและอุปกรณ์ในการตรวจการณ์ในเวลากลางคืนของกองทัพเรือใน วงเงิน 240 ล้านบาท การจัดซื้อเรือตรวจการณ์ขนาด 130 ฟุต จำนวน 3 ลำ ของกรมเจ้าท่าในวงเงิน 450 ล้านบาท และการจัดซื้อเรือตรวจการณ์ทางทะเลของกรมศุลกากรในวงเงิน 106 ล้านบาท
5. ผลการจับกุม ในปี 2539 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนีภาษีได้เป็นจำนวน 14 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 11 ล้านลิตร หรือประมาณ 5 เท่าของปีก่อน
6. ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณเดือนละ 192 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 ทำให้รัฐบาลมีรายได้เพิ่มขึ้นจากการเก็บภาษีและกองทุนต่างๆ อีกไม่น้อยกว่า 3,000 ล้านบาท ในปี 2539
7. มาตรการที่ควรเร่งดำเนินการในระยะต่อไป เพื่อให้การปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น มีดังนี้
7.1 เร่งรัดการติดตั้งมิเตอร์ในคลังน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วชายฝั่งให้ครบ ถ้วนทุกแห่ง รวมทั้งพิจารณากำหนดเป็นกฎหมายให้คลังน้ำมันที่ก่อสร้างขึ้นใหม่ต้องติดตั้ง อุปกรณ์ดังกล่าวด้วย
7.2 เร่งรัดการนำสาร Marker เติมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ชำระภาษีแล้ว เพื่อให้เจ้าหน้าที่สามารถตรวจสอบได้ว่าน้ำมันนั้นเป็นน้ำมันลักลอบหนีภาษี หรือไม่
7.3 เร่งดำเนินการให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทุกแห่งต้องชำระภาษีมูลค่า เพิ่ม และให้มี การตรวจสอบภาษีเงินได้และภาษีมูลค่าเพิ่มของคลังน้ำมัน เจ้าของเรือที่จับกุมได้ รวมทั้งผู้เช่าเรือไปใช้ในการกระทำความผิด
7.4 เร่งเสนอร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ซึ่งได้ผ่านการพิจารณาของสภาผู้แทนราษฎรวาระที่ 1 เรียบร้อยแล้วให้มีผลบังคับใช้โดยเร็ว เพื่อให้เจ้าหน้าที่มีอำนาจปฏิบัติการในเขตต่อเนื่องได้ ซึ่งจะทำให้การปราบปรามทางทะเลมีประสิทธิภาพมากขึ้น พร้อมกับเร่งพิจารณาแก้ไขข้อกฎหมายที่เป็นอุปสรรคในการปราบปราม หรือเป็นช่องว่างให้ ผู้กระทำผิดสามารถลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงมาจำหน่ายในเขตน่านน้ำไทยได้ เช่น แก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 ให้สามารถริบเรือที่มีขนาดเกินกว่า 250 ตันกรอส รวมทั้ง แก้ไขพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 ให้สามารถริบเรือที่ใช้กระทำความผิดและเอาผิดแก่เจ้าของเรือกระทำความผิดและ พิจารณาบทลงโทษให้สูงขึ้น
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มอบหมายให้กองทัพเรือประสานงานกับรัฐบาลออสเตรเลีย เพื่อขอความร่วมมือในการใช้สัญญาณเรดาร์ (Over Horizontal Radar) ของประเทศออสเตรเลียมาใช้กับกองทัพเรือ และให้ผนวกแผนการปราบปรามนี้ เข้าไปในแผนการฝึกประจำปีด้วย
เรื่องที่ 4 รายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP และ SPP
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้มีนโยบายส่งเสริมและสนับสนุนบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วม ในกิจการไฟฟ้า อันนำไปสู่การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินการและการให้บริการ รวมทั้งยังเป็นการลดภาระด้านการ ลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า จึงได้มีการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ในปี 2537 และออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ในปี 2535 เพื่อให้สามารถรองรับปริมาณความต้องการไฟฟ้าที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคตได้อย่าง เพียงพอ
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producers : IPP) มี ความคืบหน้าโดยลำดับ ดังนี้
2.1 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (รอบแรก) จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 และกำหนดยื่นข้อเสนอในวันที่ 30 มิถุนายน 2538 ต่อมาเมื่อเดือนเมษายน 2538 กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีกประมาณร้อยละ 10 รวมกำลังผลิตที่ต้องการซื้อทั้งสิ้นประมาณ 4,200 เมกะวัตต์ และเมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอ มีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ ซึ่งประกอบด้วยข้อเสนอทั้งสิ้น 88 ทางเลือก รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 39,067 เมกะวัตต์ โดยใช้ก๊าซธรรมชาติ 37 ราย ถ่านหิน 12 ราย และออริมัลชั่น 1 ราย
2.2 การประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดำเนินการภายใต้การกำกับดูแลของคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยได้พิจารณาจากปัจจัยด้านราคา (Price Factor) ร้อยละ 60 และจากปัจจัยด้านอื่น ๆ นอกเหนือจากราคา (Non-Price Factors) ร้อยละ 40 ปรากฏว่ามีโครงการที่ผ่านการคัดเลือกรอบแรกจำนวน 21 โครงการ แยกเป็นระยะที่ 1 ซึ่งจะรับซื้อในปี 2539-2543 จำนวน 13 ราย และระยะที่ 2 รับซื้อไฟฟ้าในปี 2544-2545 จำนวน 8 ราย โดยได้ประกาศ รายชื่อดังกล่าว เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2539 และ 19 มีนาคม 2539 ตามลำดับ
2.3 ต่อมา คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อนุมัติในหลักการให้มีการเพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในช่วงปี 2543 - 2546 จำนวน 1,600 เมกะวัตต์ โดยคัดเลือกจากโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. และตามประกาศ รับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในรอบแรก ทั้งนี้ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรับไปดำเนินการต่อไป โดยให้อำนาจ กฟผ. ที่จะพิจารณาเพิ่มลดปริมาณการซื้อขายกระแสไฟฟ้ากับเอกชนได้ในอัตราร้อยละ 20 เพื่อให้สามารถแก้ไขปัญหาการขาดแคลนกระแสไฟฟ้าได้รวดเร็วยิ่งขึ้น
3. กฟผ. ได้รายงานผลการเจรจาของ กฟผ. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับคัดเลือก รวมทั้งส่วนที่ได้รับอนุมัติให้ซื้อเพิ่มรวม 1,600 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 1 (พ.ศ. 2539-2543) จำนวน 3 ราย รวม 1,726 เมกะวัตต์เป็นโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ได้แก่ บริษัท Independent Power (Thailand) Company Limited จำนวน 700 เมกะวัตต์ สถานที่ตั้ง อ่าวไผ่ จ. ชลบุรี ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.235 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และ บริษัท Tri Energy Company Limited จำนวน 700 เมกะวัตต์ สถานที่ตั้ง จ. ราชบุรี ราคาไฟฟ้าเฉลี่ย ต่อหน่วย 1.303 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ขณะนี้สัญญาการซื้อขายไฟฟ้าทั้ง 2 บริษัท ได้ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการ กฟผ. แล้ว โดย กฟผ. ได้จัดส่งสัญญาที่ลงลายมือชื่อเพื่อผูกพันคู่สัญญาทั้ง 2 ฝ่าย ในเบื้องต้นไปให้สำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อพิจารณาให้ความเห็น สำหรับส่วนที่ได้รับจัดสรรให้ซื้อเพิ่มในระยะที่ 1 อีก 300 เมกะวัตต์นั้น ขณะนี้อยู่ในระหว่างการเจรจาต่อรองราคาและปรับปรุงเงื่อนไขในสัญญาให้เป็นไป ตามที่ กฟผ. ต้องการ คือ บริษัท Bangkok Energy System (B) Limited จำนวน 326 เมกะวัตต์ เมื่อแล้วเสร็จจะได้นำเสนอคณะกรรมการ กฟผ. เพื่ออนุมัติต่อไป
3.2 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 2 (พ.ศ 2544-2546) จำนวน 4 ราย รวม 4,114 เมกะวัตต์ ได้แก่ บริษัท Union Power Development Company Limited จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง ต. หินครุฑ จ. ประจวบคีรีขันธ์ ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.305 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง บริษัท Gulf Power Generation Company Limited จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง อ. กุยบุรี จ. ประจวบคีรีขันธ์ ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.374 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง บริษัท Bowin II Power Company Limited จำนวน 673 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง อ. บ่อวิน จ. ชลบุรี ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.354 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และบริษัท BLCP Power Limited จำนวน 1,341 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง สถานที่ตั้ง อ.มาบตาพุด จ. ระยอง ราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วย 1.374 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง ขณะนี้ทั้ง 4 บริษัท ได้รับอนุมัติให้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว การลงนามขั้นสุดท้าย ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีการดำเนินการโดยเร็วต่อไป เมื่อได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
4. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producers : SPP) สรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้
4.1 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตรายเล็ก โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฝผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กซึ่งผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4.2 กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กงวดที่ 1 ลงวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. ภายในวันที่ 31 ตุลาคม 2535 ผลปรากฏว่ามีผู้ผลิต รายเล็กยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อเป็นจำนวนมาก ประกอบกับความต้องการไฟฟ้าได้เพิ่มสูงขึ้นมากกว่าที่คาดการณ์ไว้ คณะรัฐมนตรี จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2538 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก จาก 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444 เมกะวัตต์ และต่อมาได้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1,444 เมกะวัตต์ เป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณในการรับซื้อไฟฟ้า
4.3 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบ ในหลักการให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรม ที่ดำเนินการโดยเอกชน สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าแทนการก่อสร้างสายจำหน่ายหรือสายป้อนของ ตนเอง โดยเปิดโอกาสให้เอกชนสามารถใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้าได้ ซึ่งจะแก้ไขปัญหาการลงทุนซ้ำซ้อนกับการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่าย และการไฟฟ้าก็จะได้ใช้ประโยชน์จากสายป้อนที่ตนเองได้สร้างไว้แล้ว ส่วนการซื้อขายไฟฟ้าภายในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนินการโดย เอกชน ให้เป็นการเจรจาตกลงระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับ ผู้ใช้ไฟฟ้าได้โดยตรงเช่นในปัจจุบันต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบให้คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าจัดทำการพยากรณ์ความ ต้องการไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็ก ทั้งในการจำหน่ายเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กและการ จำหน่ายให้ลูกค้าตรง เพื่อให้ การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง นำข้อมูลไปใช้ในการวางแผนการลงทุนอย่างเหมาะสมต่อไป และขณะนี้ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาทำการศึกษาเรื่อง "การกำหนดอัตราค่าบริการและเงื่อนไขการใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้า" แล้ว คาดว่าการศึกษาดังกล่าวจะแล้วเสร็จในราวเดือนพฤษภาคม 2540
5. การดำเนินการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กตามมติ คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2538 กฟผ. ได้ประกาศขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ จากเดิมที่ประกาศไว้ 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2538 เมื่อครบกำหนดมีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ารวม 84 ราย ขนาดกำลังการผลิต 8,155 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 4,581 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปริมาณ 1,444 เมกะวัตต์ ที่ กฟผ. ประกาศขยายการรับซื้อเป็นจำนวนมาก กฟผ. จึงได้พิจารณาคัดเลือกและได้แจ้งผลการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก แล้ว เมื่อเดือนมีนาคม 2539 จำนวน 50 ราย ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารวม 1,720 เมกะวัตต์ ต่อมาผู้ผลิตรายเล็กบางรายได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก กฟผ. ทำให้กำลัง การผลิตรวมเท่ากับ 3,699 เมกะวัตต์ ปริมาณการรับซื้อรวม 1,886 เมกะวัตต์
6. การดำเนินการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กตามมติ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 นั้น กฟผ. ได้ประกาศขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กจาก 1,444 เมกะวัตต์ เป็น 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 โดยได้คัดเลือกจากผู้ผลิตรายเล็ก ที่ได้ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าไว้กับ กฟผ. ก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2538 แต่ยังไม่ได้รับการคัดเลือก (มีจำนวน 34 ราย) และ เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2539 กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กเพิ่มเติมอีก จำนวน 11 ราย กำลังการผลิต 1,260 เมกะวัตต์ เสนอขายไฟฟ้ารวม 800 เมกะวัตต์ รวมการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก จำนวน 61 ราย กำลังการผลิต 4,960 เมกะวัตต์ จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2,686 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้ผลิตรายเล็กลงนามในสัญญาแล้ว จำนวน 27 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 871 เมกะวัตต์ และมี ผู้ผลิตรายเล็กจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 17 ราย ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบในปี 2539 จำนวน 1,215 ล้านหน่วย คิดเป็นมูลค่า 1,649 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนในรูปของ IPP และ SPP ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2.มอบหมายให้ กฟภ. จัดส่งประเด็นปัญหาผลกระทบของนโยบายรัฐบาลในการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายเล็ก (SPP) ต่อ สพช. เพื่อพิจารณาก่อนและให้นำผลการพิจารณาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 รายงานความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว)
รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป.ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจในเรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ครั้งแรกเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ กรุงเวียงจันทน์ และต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจฉบับใหม่ เพื่อใช้แทนฉบับเก่าโดยได้ขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 1,500 เมกะวัตต์ เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ล.) และคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้า (Committee for Energy and Electric Power : CEEP) ของลาว ได้ร่วมกันพิจารณาความเหมาะสมของโครงการ การเจรจาซื้อขายไฟฟ้าในปัจจุบันมีความคืบหน้าโดยมีโครงการที่สามารถลงนามใน สัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน-หินบุน กำลังการผลิต 210 เมกะวัตต์ โครงการที่ตกลงอัตราค่าไฟฟ้า และอยู่ระหว่างการเจรจาจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2 โครงการ คือ โครงการห้วยเฮาะ และโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา รวมกำลังการผลิต 734 เมกะวัตต์ จึงยังเหลือปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้ออีกประมาณ 2,056 เมกะวัตต์ ซึ่งจะเลือกซื้อจากโครงการที่เหลือ ในจำนวนนี้เป็นโครงการ ที่อยู่ระหว่างการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าและจัดทำบันทึกความเข้าใจร่วม (MOU) 5 โครงการ
2. ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากมณฑลยูนนาน ประเทศสาธารณรัฐประชาชนจีน
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2539 ได้รับทราบความร่วมมือในด้านการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศไทย และสาธารณรัฐประชาชนจีน โดย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้ายูนนาน มีโครงการที่จะพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังน้ำจินหง (Jinghong) ขนาดกำลังผลิต 1,500 เมกะวัตต์ ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในปี 2547 และจะจำหน่ายไฟฟ้าส่วนหนึ่ง
ให้กับประเทศไทย แต่เนื่องจากโครงการจินหงตั้งอยู่ใกล้เมืองเชียงรุ้ง ในแคว้นสิบสองปันนาของมณฑลยูนนาน และห่างจากชายแดนไทยทางจังหวัดเชียงรายประมาณ 300 กิโลเมตร ความเป็นไปได้ของโครงการจะต้องคำนึงถึงระบบส่งไฟฟ้าผ่านประเทศ สปป.ลาว หรือประเทศสหภาพพม่า เพื่อเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับไทย ซึ่งได้มีการเจรจากับ สปป.ลาว แล้ว โดยที่ สปป.ลาว จะให้การสนับสนุนโครงการก่อสร้างสายส่งจากประเทศที่สามผ่าน สปป.ลาว มายังประเทศไทย และได้กำหนดเป็นหัวข้อหนึ่งในบันทึกความเข้าใจร่วม เรื่องความร่วมมือด้าน การพัฒนาไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งลงนามเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ในขณะนี้ กฟผ. อยู่ระหว่างการศึกษา ความเหมาะสม ของระบบส่งเชื่อมโยง (HVAC) ของโครงการจินหง กับประเทศไทย คาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณกลางปี 2540
3. ความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสหภาพพม่า
การประชุมสาขาการพลังงานไฟฟ้า ครั้งที่ 3 ในโครงการพัฒนาความร่วมมือทางเศรษฐกิจใน อนุภูมิภาคลุ่มแม่น้ำโขง 6 ประเทศ เมื่อวันที่ 12-13 ธันวาคม 2539 ณ นครคุนหมิง มณฑลยูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน ผู้แทนประเทศสหภาพพม่าได้รายงานให้ที่ประชุมทราบว่า รัฐบาลพม่าได้ให้กลุ่ม ผู้พัฒนาโครงการ ซึ่งประกอบด้วยบริษัทเอกชนของไทยและญี่ปุ่น เข้าศึกษาความเป็นไปได้ของการพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังน้ำแม่กก ที่ตั้งอยู่ในลำน้ำแม่กก ในเขตแดนสหภาพพม่าทั้งหมด ซึ่งมีสถานที่ตั้งใกล้ เขตแดนไทยระหว่างบ้านท่าตอน อำเภอแม่อาย จังหวัดเชียงใหม่ มีขนาดกำลังผลิตประมาณ 150 เมกะวัตต์ เพื่อผลิตและขายไฟฟ้าให้ประเทศไทยเป็นส่วนใหญ่ ขณะนี้ได้เริ่มศึกษาความเหมาะสมเบื้องต้นของสถานที่ตั้ง โรงไฟฟ้า โดยคาดว่าจะแล้วเสร็จประมาณเดือนธันวาคม 2540 นอกจากนี้ในการประชุมดังกล่าว ยังได้รับทราบถึงโครงการอื่นๆ ที่สหภาพพม่าจะพัฒนาให้เป็นโครงการความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ประเทศด้วย
ประเด็นเพิ่มเติม
ผู้แทนกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ได้ชี้แจงเพิ่มเติมเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศกัมพูชาจากโครงการ ไฟฟ้าพลังน้ำสะตึงนัม (Stung Mnam) ประเทศกัมพูชา ซึ่งแม่น้ำสะตึงนัมเป็นแม่น้ำในเขตประเทศกัมพูชา ไหลจากตอนเหนือมาทางใต้ขนานและใกล้กับเขตแดนของประเทศไทยและประเทศกัมพูชา บริเวณจังหวัดตราด โครงการไฟฟ้าพลังน้ำสะตึงนัมจะประกอบด้วยเขื่อนทั้งหมด 3 เขื่อน และจะชักน้ำเข้ามาผลิตไฟฟ้าในประเทศไทย รัฐบาลไทยและรัฐบาลกัมพูชาได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding ) ระหว่างรัฐบาลทั้ง 2 ประเทศแล้วเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2539 ขณะนี้รัฐบาลกัมพูชา ได้ขอความช่วยเหลือจากรัฐบาลสวีเดน เพื่อทำการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ที่ประชุมได้รับทราบผลการประชุม เชิงปฏิบัติการเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออกตามที่สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการ เศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติเสนอ และในส่วนของแนวทางการลดต้นทุนการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้มอบหมายให้ผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชนหารือกับสำนักงานคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่องค่าไฟฟ้า สำหรับอุตสาหกรรมใหญ่ โดยเฉพาะที่ใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน (Time of Day Rate : TOD ) และการยกเว้นระบบ TOD สำหรับโรงงานที่ต้องการทำงาน 24 ชั่วโมง
2. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2539 เห็นชอบตามที่กระทรวงการคลังเสนอ ในเรื่องการแก้ไขปัญหาของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยมอบหมายให้ สพช. รับไปพิจารณาประเด็นการยกเลิกการเก็บ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) สำหรับอุตสาหกรรมทุกประเภทที่จำเป็นต้องทำการผลิต ตลอด 24 ชั่วโมง และการศึกษาความเป็นไปได้ในการเพิ่มประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีประเภทอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ที่ใช้ไฟฟ้ามากกว่าประเภทที่กำหนดอยู่ใน ปัจจุบันและกำหนดให้มีอัตราค่ากระแสไฟฟ้าลดลงอีก
3. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2539 สพช. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ร่วมหารือกับผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย โดยมีนายทวี บุตรสุนทร รองประธานสภาอุตสาหกรรมฯ เป็นประธาน เพื่อพิจารณาหาแนวทางในการลดภาระ ค่าไฟฟ้าสำหรับอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ โดยเฉพาะค่าไฟฟ้าระบบ TOD ซึ่งสามารถสรุปเป็นข้อยุติเพื่อกำหนดแนวทางในการปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
3.1 การกำหนดค่า Demand Charge ให้มีความแตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน โดยกำหนดให้สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง ตามอัตรา TOD Rate มีผลให้การใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ลดลง และการใช้ไฟฟ้าในช่วงของวันของระบบไฟฟ้ามีความสม่ำเสมอมากขึ้น โดยในปัจจุบันจะเหลือเพียงช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง คือ 9.00-22.00 น. และช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำคือ 22.00-9.00 น. เพียง 2 ช่วงเวลาเท่านั้น แต่การใช้ไฟฟ้าในช่วงของวันยังไม่มีความสม่ำเสมอเท่าที่ควร ดังนั้น จึงควรมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า TOD Rate ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และควรพิจารณาขยายผลการใช้อัตรา TOD Rate ให้ครอบคลุมไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้า กลุ่มอื่นที่ไม่ได้ใช้อัตรา TOD Rate ในปัจจุบันด้วย
3.2 การลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟฟ้ามาก สามารถดำเนินการได้โดยการขอเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าใน ระดับแรงดันสูง เช่น ในระดับแรงดัน 115 เควี เนื่องจากการไฟฟ้าสามารถประหยัดการลงทุนในระบบและสามารถลดการสูญเสียในระบบ ได้
3.3 ประเด็นสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic Adjustment Mechanism หรือ Ft) มีความไม่ชัดเจนและเปลี่ยนแปลงบ่อย เนื่องจากการกำหนดสูตรดังกล่าวเพื่อให้ราคาไฟฟ้าสะท้อนถึง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผนที่ใช้ในการจัดทำโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้า จึงยังคงมีความจำเป็นที่จะต้องมีค่า Ft ต่อไป ซึ่งเป็นวิธีการเดียวกันกับหลายประเทศใช้อยู่ แต่ควรปรับปรุงให้มีความชัดเจนและ โปร่งใส และให้มีความผันผวนน้อยลง
4. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 เห็นชอบแนวทาง ในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามที่ได้มีการประชุมร่วมกับสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และต่อมา สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้จัดทำข้อเสนอในรายละเอียด และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานให้ความเห็นชอบเกี่ยวกับโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2539 หลังจากนั้น การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 เป็นต้นไป
5. การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกที่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่มกราคม 2540 นั้น ได้มีการปรับปรุงในประเด็นต่างๆ ดังนี้
5.1 กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาการใช้ (Time of Use : TOU) เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟที่ใช้อัตรา TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป
5.2 เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ Ft มี ความชัดเจนและโปร่งใส จึงมีการแยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและค่า Ft ทั้งนี้ค่าไฟฟ้า ที่ขายให้แก่ประชาชนจะอยู่ในระดับเดิม
5.3 มีการปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้มีการเปลี่ยนแปลงน้อยลงเพื่อให้ผู้ประกอบการสามารถวางแผนการผลิตและการ ตลาดได้ง่ายขึ้น เช่น การกำหนดค่า Ft ให้เปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือนเป็นต้น
6. จากการพิจารณาข้อมูลของการใช้ไฟฟ้าจริง พบว่าผู้ใช้ไฟปัจจุบันที่ซื้อไฟฟ้าในอัตรา TOD ที่สามารถเลือกใช้อัตรา TOU ได้ มีจำนวน 1,903 ราย ผู้ใช้ไฟดังกล่าวจะได้รับการลดค่าไฟฟ้าทันที โดยไม่ต้องปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า จำนวน 125 ราย ได้แก่ ผู้ใช้ไฟในกลุ่มอุตสาหกรรมกระดาษ สิ่งทอ อิเล็คโทรนิค และเคมีภัณฑ์ จะได้รับการลดค่าไฟฟ้าประมาณ 61 ล้านบาท หรือชำระค่าไฟฟ้าใกล้เคียงกับอัตราเดิม จำนวน 150 ราย ได้แก่ ผู้ใช้ไฟในกลุ่มอุตสาหกรรมกระดาษ สิ่งทอ ปิโตรเคมี และเคมีภัณฑ์ และผู้ใช้ไฟดังกล่าว หากสามารถปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้า จะได้รับประโยชน์จากโครงสร้างค่าไฟฟ้า TOU
7. ในปัจจุบันมีผู้ใช้ไฟติดต่อขอซื้อไฟฟ้าในอัตรา TOU แล้วจำนวน 8 ราย ในเขต กฟน. จำนวน 3 รายในเขต กฟภ. จำนวน 4 ราย และลูกค้าตรงของ กฟผ. จำนวน 1 ราย ในกลุ่มอุตสาหกรรมเหล็ก สิ่งทอ และอุตสาหกรรมปิโตรเคมี โดยมีผู้ใช้ไฟที่ได้รับการติดตั้งมิเตอร์แล้ว จำนวน 1 ราย คือ บริษัทยูเนียนอุตสาหกรรมสิ่งทอ จำกัด สามารถซื้อไฟฟ้าในอัตรา TOU ได้ ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2540 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้ดำเนินการเจรจาเพื่อรับซื้อก๊าซจากแหล่งต่างๆ จนสามารถบรรลุข้อตกลงในการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) และแหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) ซึ่งสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ของทั้งสามแหล่งได้ผ่าน ความเห็นชอบจากคณะกรรมการ ปตท. แล้ว กระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้มีหนังสือขอความเห็นชอบให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติสามฉบับของทั้งสามแหล่งดังกล่าว
2. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) มีสาระสำคัญประกอบด้วย ที่ตั้งของแหล่ง เยตากุน อยู่ในแปลงสัมปทาน Block M-12, M-13 และ M-14 ในสหภาพพม่า ผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท Texaco, Premier, Nippon, ปตท.สผ. และอาจมีบริษัทน้ำมันแห่งชาติของรัฐบาลพม่าร่วมทุนภายหลัง ปริมาณซื้อขายก๊าซฯ วันละ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุต เริ่มกำหนดส่งในต้นปี 2543 โดยราคาซื้อขายจะเริ่มต้นในปี 2542 เท่ากับ 3.07 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วง 12 เดือนแรก หลังจากนั้นจะเป็นไปตามสูตรปรับราคาเช่นเดียวกับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งยาดานา สำหรับเงื่อนไขสำคัญๆ ของสัญญา ได้แก่ ผู้ขายรับประกันปริมาณการผลิต ที่วันละ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุต เป็นเวลาอย่างน้อย 10 ปี โดยมีค่าปรับเป็นค่าส่วนลดราคาก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายในการลงทุนโครงการท่อส่งก๊าซฯ ส่วนเงื่อนไขอื่นๆ มีสาระสำคัญสอดคล้องกับสัญญา ซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาของสหภาพพม่า
3. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) เป็นการทำสัญญาเพิ่มเติมสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งน้ำพองในปัจจุบัน เพื่อกำหนดราคาก๊าซฯ ส่วนเพิ่มที่นอกเหนือจากปริมาณ Base Volume ที่กำหนดไว้ในสัญญา มีสาระสำคัญประกอบด้วย ที่ตั้งของแปลงสัมปทานตั้งอยู่ในแปลง E-5 อ.น้ำพอง จ.ขอนแก่น ปริมาณซื้อขายในส่วนของ Base Volume เพิ่มเป็น 65 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และส่วนเพิ่มเติมอีกประมาณ 30 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน รวมเป็นประมาณ 95 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ราคาซื้อขายของปริมาณก๊าซฯ ส่วนที่เกิน Base Volume คิดเทียบเท่าราคาประกาศ ณ โรงกลั่นสิงคโปร์ของน้ำมันเตา ปริมาณกำมะถัน ร้อยละ 3.5 มีส่วนลด 10 เซ็นต์ต่อล้านบีทียู และส่วนลดอีกร้อยละ 55 ของราคาน้ำมันเตาในส่วนที่เกิน 18 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล การซื้อขายก๊าซฯ ในส่วน Base Volume ยังเป็นไปตามสัญญาฯ ฉบับปัจจุบัน กรณีที่กำลังผลิตสูงกว่าวันละ 85 ล้านลูกบาศก์ฟุต กำหนดเงื่อนไข Take or Pay เท่ากับร้อยละ 87 ของกำลังการผลิต แต่ถ้ากำลังการผลิตต่ำกว่าวันละ 85 ล้านลูกบาศก์ฟุต Take or Pay จะเป็นไปตามสัญญาปัจจุบันคือ เท่ากับร้อยละ 80 ของกำลังการผลิต ส่วนเงื่อนไขอื่นๆ เป็นไปตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ในปัจจุบัน
4. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) เป็น สัญญาซื้อขายก๊าซฯ ที่ทำเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวันเดิม เนื่องจากได้มีการสำรวจพบก๊าซฯ เพิ่มเติมในแปลง B8/32 ผู้รับสัมปทานประกอบด้วย Maersk Oil (Thailand) Ltd., Thaipo Ltd., Thai Romo Ltd. และ Palang Sophon Ltd., ในสัดส่วนร้อยละ 31.67, 31.67, 31.67 และ 4.99 ตามลำดับ สาระสำคัญของสัญญาประกอบด้วย กำหนดปริมาณซื้อขายก๊าซฯ ของแหล่งทานตะวันและเบญจมาศเพิ่มขึ้นจากวันละ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุต เป็นวันละ 170 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2542 และวันละ 180 ล้านลูกบาศก์ฟุต ในปี 2543 ราคาซื้อขาย คงเดิมตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวัน ซึ่งมีราคาเริ่มต้นในปี 2540 ที่ 1.9 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และ ต่อไปมีการปรับราคาตามสูตรทุก 6 เดือน ส่วนเงื่อนไขของสัญญาส่วนอื่นๆ คงเดิมตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวัน
5. ความเห็นของกระทรวงอุตสาหกรรม สรุปได้ดังนี้
5.1 ปตท. ต้องเร่งดำเนินการจัดหาก๊าซฯ ทั้งในอ่าวไทยและต่างประเทศ เพื่อสนองตอบให้ เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคตอันใกล้
5.2 แหล่งก๊าซฯ เยตากุน (สหภาพพม่า) น้ำพอง (เพิ่มเติม) และเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) สามารถตอบสนองความต้องการในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และอุตสาหกรรมต่างๆ ที่เพิ่มสูงขึ้นได้ทันเวลา
5.3 เงื่อนไขต่างๆ ของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) น้ำพอง (เพิ่มเติม) และเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม) เป็นไปตามแบบของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ปัจจุบันที่ ปตท. ถือปฏิบัติอยู่และเป็นประโยชน์ต่อ ปตท.
5.4 ราคาก๊าซฯ ของทั้ง 3 แหล่ง เหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้ง 2 ฝ่าย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานสรุปผลการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) และแหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันเพิ่ม)
2.เห็นชอบให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ รวม 3 ฉบับ คือ แหล่งเยตากุน (สหภาพพม่า) แหล่งน้ำพอง (เพิ่มเติม) และแหล่งเบญจมาศ (ทานตะวันส่วนเพิ่ม)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2533 เห็นชอบให้บริษัท ปตท. สำรวจและ ผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ปตท.สผ. เจรจากับสหภาพพม่า ในการเข้าร่วมลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวเมาะตะมะ เพื่อจัดหาก๊าซธรรมชาติมาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2537 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้ บริษัท ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ ในอ่าวเมาะตะมะบริเวณพื้นที่สัมปทานแปลง M5-M6 (ยาดานา) โดยผ่านบริษัทย่อย คือ บริษัท ปตท.สผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (ปตท.สผ.อ.) ในสัดส่วนร้อยละ 30 ซึ่งหากบริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (Myanma Oil and Gas Enterprise : MOGE) จะเข้าร่วมลงทุนในภายหลังตามสิทธิที่กำหนดไว้ในสัญญาแบ่งปันผลผลิตในสัดส่วน ร้อยละ 15 สัดส่วนการร่วมลงทุนของ ปตท.สผ.อ. จะลดลงเหลือร้อยละ 25.5
3. คณะกรรมการ ปตท.สผ. ได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบให้ ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ในแปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 ในอ่าวเมาะตะมะ ทะเลอันดามัน สหภาพพม่า ซึ่งครอบคลุมแหล่งก๊าซฯ เยตากุน เพื่อจัดหาก๊าซฯ มาใช้ประโยชน์ในประเทศไทย กระทรวงอุตสาหกรรมจึงได้มีหนังสือขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติในการร่วมลงทุนโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ แปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 (แหล่งเยตากุน) สหภาพพม่า ดังกล่าว
4. สรุปสาระสำคัญของโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่า มีดังนี้
4.1 แหล่งก๊าซฯ เยตากุน ตั้งอยู่ในแปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 ทางทิศตะวันออกเฉียงใต้ของแปลงสัมปทาน M5 และ M6 ที่ ปตท.สผ. ร่วมลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ ยาดานา อยู่ในปัจจุบัน
4.2 ผู้เข้าร่วมลงทุนในปัจจุบัน ประกอบด้วยบริษัท Texaco Exploration Myanmar Inc., Premier Petroleum Myanmar และ Nippon Oil Exploration (Myanmar) Ltd. โดยบริษัท Texaco เป็นแกนกลางในการดำเนินการ ทั้งนี้ ปตท.สผ. จะเข้าร่วมทุนในสัดส่วนร้อยละ 14.1667 ในกรณีที่บริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (MOGE) เข้าร่วมทุนตามสิทธิสัมปทานในสัดส่วนร้อยละ 15 และหาก MOGE ไม่เข้าร่วมทุน ปตท.สผ. มีสิทธิเพิ่มสัดส่วนการลงทุนเป็นร้อยละ 17.1667 โดยการเข้าร่วมลงทุนของ ปตท.สผ. ในโครงการจะมีผลพร้อมไปกับการตกลงในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่างกลุ่มผู้ขายก๊าซฯ กับการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (ปตท.) ทั้งนี้ ในขั้นต้น ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนโดยจ่ายซื้อในราคาต้นทุนร้อยละ 14.1667 และมีสิทธิออกเสียงร้อยละ 15
4.3 จากผลการศึกษาของ ปตท.สผ. เกี่ยวกับการลงทุนโครงการฯ ซึ่งประกอบด้วย การพัฒนาและผลิตก๊าซฯ และการวางท่อส่งก๊าซฯ มายังจุดส่งมอบให้แก่ ปตท. ซึ่งเป็นจุดเดียวกับที่ ปตท. รับซื้อก๊าซฯ จากแหล่งยาดานา ณ ชายแดนไทย-พม่าบริเวณบ้านอีต่อง จังหวัดกาญจนบุรี โดยสรุปพบว่า แหล่งก๊าซฯ เยตากุนมีปริมาณสำรองก๊าซฯ (Proved Reserves) ในระดับ 1.14 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต จะเริ่มผลิตได้ในปี 2542 และคงอัตราการผลิตที่ระดับ 210 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ได้ประมาณ 11 ปี ซึ่งก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากแหล่งเยตากุน จะมีค่าความร้อนประมาณ 1,040 บีทียูต่อลูกบาศก์ฟุต มีปริมาณก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ประมาณร้อยละ 8.4 โดยปริมาตร ปตท.สผ. จะใช้เงินลงทุนประมาณ 101 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ผลตอบแทนการลงทุนร้อยละ 13% (IRR Current) โดยโครงการมีความเสี่ยงทางเทคนิคค่อนข้างต่ำ เพราะอยู่ในขั้นตอนเริ่มการพัฒนา
4.4 ในการเข้าร่วมลงทุนของ ปตท.สผ. จะเป็นไปตามหลักการในการใช้สิทธิสัมปทานภายใต้บันทึกความตกลง และสัญญาแบ่งปันผลผลิตที่ได้มีการลงนามระหว่าง บริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (MOGE) และผู้รับสัมปทาน โดย ปตท.สผ. จะได้รับสิทธิประโยชน์ ภาระค่าใช้จ่ายและข้อผูกพันต่างๆ ตามสัดส่วนการเข้าร่วมทุน เช่นเดียวกับผู้รับสัมปทานปัจจุบัน นอกจากนี้หลักเกณฑ์เงื่อนไขการร่วมลงทุนระหว่างผู้ร่วมลงทุน เป็นไปตามมาตรฐานสากลทั่วไป เช่นเดียวกับการร่วมลงทุนของ ปตท.สผ. ในโครงการอื่นๆ
5. ความเห็นของกระทรวงอุตสาหกรรม สรุปได้ดังนี้
5.1 การร่วมทุนในโครงการดังกล่าวให้ผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม และ ปตท.สผ. จะได้รับสิทธิประโยชน์และภาระข้อผูกพันตามสัดส่วนการร่วมลงทุนเช่นเดียวกัน กับผู้รับสัมปทานปัจจุบัน ทั้งนี้ การร่วมลงทุนอยู่ในขั้นตอนของการพัฒนา ไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงในการสำรวจเลย
5.2 การร่วมลงทุนการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ จะทำให้รัฐมีส่วนเป็นเจ้าของปริมาณสำรองปิโตรเลียมในต่างประเทศ อีกทั้งมีส่วนรับทราบความคืบหน้า และกำหนดแนวทางในการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้พลังงานของประเทศ
5.3 การร่วมลงทุนจะเป็นไปตามหลักการเดียวกับการร่วมลงทุนในโครงการยาดานา ของ ปตท.สผ. โดยจะได้รับสิทธิเข้าไปร่วมลงทุนด้วยในราคาต้นทุน ซึ่งเป็นเงื่อนไขหนึ่งของการที่ ปตท. เข้าไปรับซื้อก๊าซฯ ด้วย
6. ความเห็นและข้อสังเกตของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปได้ดังนี้
6.1 เงินลงทุนที่ ปตท.สผ. จะใช้ในการร่วมทุนโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซฯ เยตากุน นั้น ปตท.สผ.จะใช้ทุนหมุนเวียนของบริษัทส่วนหนึ่งและจากแหล่งเงินกู้ส่วนหนึ่ง โดยมีค่าใช้จ่ายทางด้านการลงทุนจำนวน 100.9 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งประกอบด้วยค่าใช้จ่ายที่ ปตท.สผ. จะต้องจ่ายคืนการลงทุนในอดีต 18.4 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2540 และค่าใช้จ่ายในการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ และการวางท่อเป็นเงินจำนวน 82.5 ล้านเหรียญสหรัฐฯ โดยกระจายชำระ 6 ปี ในช่วงปี 2540-2545 ทั้งนี้โครงการจะเริ่มมีผลตอบแทนในปี 2542 และเริ่มมีผลกำไรในปี 2543
6.2 การประเมินค่าใช้จ่ายในการร่วมทุนของ ปตท.สผ. ได้ใช้สมมติฐานของการลงทุนในเกณฑ์สูงในขณะที่การประเมินปริมาณสำรองก๊าซฯ ปตท.สผ. ได้ใช้สมมติฐานของปริมาณก๊าซฯ สำรองในเกณฑ์ต่ำ ดังนั้น จึงมีโอกาสสูงที่ผลตอบแทนการลงทุนจะสูงกว่าที่ประเมินไว้
6.3 การร่วมลงทุนสำรวจและพัฒนาแหล่งเยตากุนจะช่วยลดความเสี่ยงสำหรับประเทศ กล่าวคือ เมื่อก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้นประเทศต้องใช้จ่ายเงินในการซื้อก๊าซฯ สูงขึ้นตาม แต่ก็จะมีรายได้เข้าประเทศจากการร่วมทุนของ ปตท.สผ. มาชดเชยส่วนหนึ่ง
6.4 เนื่องจากพื้นที่นอกเหนือจากแหล่งเยตากุนในแปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 ยังไม่มีการสำรวจโดยละเอียด ดังนั้นจึงมีความเป็นไปได้สูงที่จะสำรวจพบก๊าซฯ เพิ่มเติม
6.5 การร่วมลงทุนในโครงการเยตากุน มีความเสี่ยงทางด้านการพัฒนาแหล่งก๊าซฯ น้อยกว่าการร่วมทุนสำรวจและผลิตในแหล่งอ่าวไทย
6.6 ความเสี่ยงของโครงการร่วมทุนที่อาจเกิดจากปัญหาอื่นๆ เช่น การวางท่ออาจไม่เสร็จตามกำหนดเวลา นั้น โครงการร่วมทุนแหล่งยาดานาที่ได้รับการอนุมัติให้ร่วมทุนไปก่อนหน้านี้ ก็มีเงื่อนไขลักษณะเดียวกัน โดยการวางท่อในส่วนที่อยู่ในเขตพม่ามีการก่อสร้างคืบหน้าไปด้วยดี ดังนั้น ความเสี่ยงดังกล่าวจึงคาดว่าจะมีไม่มากนัก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้บริษัท ปตท.สผ. เข้าร่วมลงทุนในโครงการสำรวจและพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติ แปลงสัมปทาน M12, M13 และ M14 (แหล่งเยตากุน) สหภาพพม่า โดยผ่านบริษัท ปตท. สผ.อ. ในสัดส่วนร้อยละ 14.1667 ซึ่งหากบริษัทน้ำมันแห่งชาติพม่า (MOGE) ไม่เข้าร่วมลงทุนในสัดส่วนร้อยละ 15 ตามสิทธิที่กำหนดไว้ในสัญญาแบ่งปันผลผลิต ปตท.สผ. จะมีสิทธิเพิ่มสัดส่วนการร่วมลงทุนเป็นร้อยละ 17.1667
ครั้งที่ 10 - วันจันทร์ ที่ 10 ตุลาคม พ.ศ. 2548
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2548 (ครั้งที่ 10)
วันจันทร์ที่ 10 ตุลาคม พ.ศ. 2548 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3. แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีงบประมาณ 2549 - 2553
4. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (เพิ่มเติม)
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้กล่าวขอบคุณสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสถาบันบริหารกองทุนพลังงานที่ ได้ร่วมดำเนินการให้การออกขายพันธบัตรของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประสบความสำเร็จ จนทำให้นักลงทุน ตอบรับชื่อตราสารหนี้ของกองทุนสามารถขายหมดในเวลาอันรวดเร็ว
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ตลาดโลกน้ำมัน ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ ในเดือนสิงหาคม 2548 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 56.60 และ 63.93 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.63 และ 6.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวการก่อการร้ายโดยลอบยิงขีปนาวุธโจมตีเรือรบสหรัฐอเมริกาที่ท่าเรือ Aqaba ประเทศจอร์แดน และข่าวโรงกลั่น Rotterdam ของคูเวตปิดฉุกเฉิน ประกอบกับตลาดกังวลเกี่ยวกับผลกระทบที่เกิดเฮอริเคนทำให้นักลงทุนเข้าซื้ออย่างต่อเนื่องในตลาดซื้อขายล่วงหน้า NYMEX และ IPE
เดือนกันยายน 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 56.54 และ 63.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ได้ปรับตัวลดลง 0.06 และ 0.60 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว IEA ประกาศที่จะส่งน้ำมันสำรองฉุกเฉินประมาณ 2 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อแก้ปัญหาอุปทานตึงตัวในสหรัฐอเมริกา และกลุ่มประเทศยุโรป ได้จัดส่งน้ำมันเบนซินสำรองฉุกเฉินจำนวนกว่า 30 Cargoes ไปยังสหรัฐอเมริกา ประกอบกับ โอเปคยืนยันที่จะพิจารณาเพิ่มเพดานการผลิตอีก 500,000 บาร์เรล/วัน
2. ตลาดน้ำมันสิงคโปร์ เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และ ดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20 , 72.52 และ 70.66 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก 8.50, 9.09 และ 5.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมันดิบระหว่างวันในตลาด NYMEX และ IPE ประกอบกับอุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัว และจากรายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐลดลง ขณะที่ความต้องการใช้อยู่ระดับสูงมากในช่วงฤดูกาลท่องเที่ยว ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากข่าวอินโดนีเซียจะนำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน 2548 เพิ่มขึ้นร้อยละ 30 เนื่องจากโรงกลั่นจะปิดซ่อมบำรุง
เดือนกันยายน 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และ ดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 79.40, 78.39 และ 75.45 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 6.21 , 5.87 และ 4.79 เหรียญสหรัฐ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดเป็นประวัติการณ์ตามราคาน้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกาที่อยู่ในระดับสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เนื่องจากผลกระทบของพายุเฮอริเคน แคทรีนา ทำให้นักลงทุนในสิงคโปร์นำน้ำมันเบนซินไปขายในสหรัฐอเมริกาเพิ่มมากขึ้น ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากตลาดคาดว่า Sinopec ของจีนกำลังจะประมูลซื้อน้ำมันดีเซลส่งมอบช่วงครึ่งหลัง ของเดือนตุลาคม 2548 ประกอบกับข่าวอินเดียยกเลิกการประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบเดือนตุลาคม 2548 เนื่องจากราคาเสนอซื้อต่ำ
3. ตลาดน้ำมันไทย เดือนสิงหาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และ ดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.54, 25.74 และ 23.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ เดือนกันยายน ผู้ค้าน้ำมัน(ยกเว้น ปตท.) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร ส่วน ปตท. ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และ ดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 อยู่ที่ระดับ 27.74, 26.94 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ชำระหนี้ชดเชยตรึงราคาน้ำมันไปแล้วทั้งสิ้นจำนวน 77,623 ล้านบาท ใช้เงินจากกองทุนฯ จำนวน 6,623 ล้านบาท และจากเงินกู้ 71,000 ล้านบาท และมีหนี้ชดเชยราคาน้ำมันค้างชำระสะสมประมาณ 2,600 ล้านบาท
2. ปัจจุบันกองทุนฯ มีหนี้เงินกู้ที่กระทรวงการคลังค้ำประกันจำนวน 49,000 ล้านบาท และหนี้ที่กระทรวงการคลังไม่ค้ำประกันจำนวน 22,000 ล้านบาท และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) ได้ชำระดอกเบี้ยไปแล้วประมาณ 1,183 ล้านบาท
3. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 ตุลาคม 2548 มียอดเงินคงเหลือประมาณ 1,303 ล้านบาท หนี้เงินกู้ 71,000 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว 9,291 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 2,600 ล้านบาท และหนี้กรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ฐานะกองทุนฯ ติดลบประมาณ 81,934 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำปีงบประมาณ 2549 - 2553
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติ เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2537 อนุมัติให้เพิ่มเติมกฎเกณฑ์ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในคำสั่งนายกรัฐมนตรี โดยให้หน่วยงานที่มีอำนาจหน้าที่ในการบริหารกองทุนฯ สามารถนำเงินจากกองทุนฯ มาเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนฯ ได้ และต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้ออกคำสั่งที่ 3/2546 ลงวันที่ 21 พฤศจิกายน 2546 แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) เพื่อทำหน้าที่พิจารณาเกี่ยวกับการใช้จ่ายเงินของกองทุนฯ ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
2. เนื่องจากสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพ.) กำลังจะออกตราสารหนี้ โดยไม่มีกระทรวงการคลังค้ำประกันทำให้นักลงทุนอาจขาดความมั่นใจในตราสารหนี้/พันธบัตรของ สบพ. ดังนั้น ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบให้ยุติการอนุมัติเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้สนับสนุนโครงการศึกษาและวิจัยต่างๆ ตั้งแต่บัดนี้เป็นต้นไป ทั้งนี้สำหรับโครงการศึกษาและวิจัยที่ได้รับอนุมัติเงินสนับสนุนไปแล้ว และมีการผูกพันไปยังงบประมาณปีถัดไปให้ดำเนินการต่อไปจนสิ้นสุดระยะเวลา ของโครงการ และมอบหมายให้ สนพ. สบพ. รับไปดำเนินการจัดทำแผนการใช้จ่ายเงินของกองทุนฯ ระยะ 5 ปี เพื่อใช้แสดงต่อผู้ลงทุนให้เกิดความเชื่อมั่นในตราสารหนี้/พันธบัตรของกองทุนฯ และนำเสนอต่อคณะกรรมการฯ ในการประชุมครั้งต่อไป
3. ในปีงบประมาณ 2548 กองทุนน้ำมันฯ ได้จัดสรรเงินสนับสนุนเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนฯ ให้กับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมศุลกากร กรมสรรพสามิต สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ สป.พน. สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) พร้อมทั้งอนุมัติเงินสนับสนุนในโครงการศึกษาวิจัยต่างๆ ให้กับหน่วยงาน รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 518,668,574.86 บาท และหน่วยงานต่างๆ ได้เบิกไปใช้แล้วเป็นเงิน 400,434,030.45 บาท ปัจจุบันมีเงินที่ยังไม่ได้เบิกจ่ายอยู่ประมาณ 118,234,544.41 บาท
4. คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2548 ได้อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ ปีละ 80 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินกองกลางและสำรอง เมื่อมีเหตุฉุกเฉินจำเป็นเกิดขึ้น โดยทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายในการบริหารของกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงปี 2549 - 2553 (5 ปี) ของทุกหน่วยงาน จะประมาณ 376.1534 ล้านบาท และเงินสำรองอีก 5 ปี รวมเป็นเงินงบประมาณในแผนการใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงในช่วงปี 2549 - 2553 จำนวน 776.154 ล้านบาท หรือประมาณร้อยละ 1.0603 ของรายได้สุทธิของกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1. อนุมัติค่าใช้จ่ายในการบริหารของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงปี 2549 - 2553 (5 ปี) ของทุก หน่วยงานในวงเงิน 376.1534 ล้านบาท
2. อนุมัติงบประมาณสำรองปีละ 80 ล้านบาท ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงปี 2549 - 2553 (5 ปี) ของหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน ในวงเงิน 400 ล้านบาท ทั้งนี้ การขออนุมัติใช้จ่ายเงินงบสำรองในแต่ ละครั้งจะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ ก่อน
เรื่องที่ 4 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (เพิ่มเติม)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2546 ได้มีมติเห็นชอบ ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นมาอีก 1 ชุด เพื่อทำหน้าที่พิจารณาการใช้จ่ายเงินของกองทุนฯ โดยตรง และต่อมาเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2546 กบง. ได้ออกคำสั่ง ที่ 3/2546 แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงขึ้น โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงานที่ปลัดกระทรวงพลังงานมอบหมายเป็นประธานอนุกรรมการ และมีคณะอนุกรรมการจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง 5 คน
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2548 ได้มีมติอนุมัติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน รับความเห็นของ สศช. ไปดำเนินการในประเด็นที่ให้ สบพ. จัดทำประมาณการกระแสเงินสดล่วงหน้าใหม่ให้สอดคล้องกับเงื่อนไขในการชำระหนี้และจ่ายดอกเบี้ยให้กับสถาบันการเงินกรณีที่มีการระดมทุนด้วยการกู้เงินแทนการออกพันธบัตร และจะต้องประมาณการเผื่อการปรับเพิ่มอัตราดอกเบี้ยในอนาคต เนื่องจากใช้อัตราดอกเบี้ยที่อ้างอิงกับอัตราดอกเบี้ยลอยตัวของธนาคารพาณิชย์ และเปรียบเทียบต้นทุนในระยะเวลาจากการกู้ยืมจากสถาบันการเงินกับการออกตราสารหนี้ ในกรณีอัตราดอกเบี้ยต่างๆ กัน เพื่อปรับทางเลือกในการบริหารเงินทุนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานประสานหารือกับกระทรวงการคลังอย่างใกล้ชิดในการดำเนินการออกพันธบัตร หรือการกู้เงินจากสถาบันการเงินในแต่ละครั้งด้วย
3. จากมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวเป็นเรื่องที่คณะรัฐมนตรีต้องการให้มีผู้แทนจากกระทรวงการคลัง มาช่วยดูแลบริหารหนี้ของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น แต่เนื่องจากหน้าที่ของคณะอนุกรรมการฯ ถูกกำหนดให้ทำหน้าที่ในการพิจารณาใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันฯ แต่ถ้าให้คณะอนุกรรมการฯ ดูแลเกี่ยวกับการบริหารหนี้สินของกองทุนฯ จึงจำเป็นต้องเพิ่มอำนาจหน้าที่ให้กับ คณะอนุกรรมการฯ
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้มีการแต่งตั้งอนุกรรมการในคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม คือ ผู้แทนจากกระทรวงการคลัง (สำนักงานบริหารหนี้สาธารณะหรือผู้แทน) พร้อมทั้งปรับปรุงอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการฯ เกี่ยวกับการบริหารจัดการสินทรัพย์และหนี้สินของกองทุนฯ ให้สอดคล้องกับเงื่อนไขของการออกตราสารหนี้/พันธบัตรของ สบพ.
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้มีการแก้ไขคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 3/2546 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมผู้แทนจากสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ กระทรวงการคลัง และ เพิ่มอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการฯ ให้สอดคล้องตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2548
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2548 ได้มีมติเรื่อง การขอเปิดบัญชีเงินฝากออมทรัพย์ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเห็นชอบให้ สบพ. แก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546 ให้เป็นไปตามร่างระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ตามที่ สบพ. เสนอ และ ขณะนี้ สบพ. อยู่ระหว่างการออกตราสารหนี้ซึ่งจำเป็นต้องปรับปรุงระเบียบดังกล่าวใหม่เพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. จากการดำเนินการเพื่อรองรับการออกตราสารหนี้ของ สบพ. ที่ผ่านมา ทำให้มีความจำเป็นต้องขอแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงานใน 5 กรณี คือ
2.1 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2548 ได้มีมติเรื่อง การขอกู้เงินของ สบพ. โดยให้ สบพ. จัดหาเงินกู้ได้ทั้งการออกตราสารหนี้และการกู้จากสถาบันการเงิน จากร่างระเบียบกระทรวงพลังงานฯ (เดิม) ที่ กบง. อนุมัติเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2548 ได้ระบุให้นำเงินในบัญชีต่างๆ ไปชำระหนี้ที่เกิดจากการออกตราสารหนี้เท่านั้น สบพ. ขอเปลี่ยนชื่อบัญชีและเพิ่มวัตถุประสงค์การใช้เงินในบัญชีต่างๆ ให้สามารถนำไปชำระหนี้ต่างๆ ของ สบพ. ได้อย่างครบถ้วน
2.2 เพื่อเป็นการสร้างความมั่นใจให้กับนักลงทุน จึงได้มีการจำกัดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการต่างๆ ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ประมาณ 120 ล้านบาท/ปี ในข้อกำหนดสิทธิระหว่าง สบพ. กับผู้ถือตราสารหนี้ โดย สบพ. ขอเปิดบัญชีเพิ่มเติมเพื่อเก็บรักษาเงินที่มีไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการต่างๆ ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแยกออกจากรายรับที่สะสมไว้เพื่อชำระหนี้ของ สบพ.
2.3 ปัจจุบันกรมสรรพสามิตอยู่ระหว่างดำเนินการให้ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมน้ำมันเชื้อเพลิง สามารถชำระภาษีสรรพสามิตและส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านธุรกรรมอิเล็กทรอนิกส์ได้ กรมสรรพสามิตจึงขอให้ สบพ. ดำเนินการแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงานฯ โดยขอให้ สบพ. สามารถเปิดบัญชีเงินฝากเพื่อรับโอนเงินจากส่วนราชการที่รับเงินจากผู้มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายกับสถาบัน การเงินอื่นได้ ที่ไม่ใช่ธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) และเพื่อไม่ให้ผิดเงื่อนไขในข้อกำหนดสิทธิระหว่าง สบพ. กับผู้ถือตราสารหนี้ของ สบพ. ดังนั้น สบพ. จึงขอเปิดบัญชีเงินฝาก 1 บัญชี เพื่อรับเงินส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผ่านธุรกรรมทางอิเล็กทรอนิกส์ และให้โอนเงินจากบัญชีเงินฝากดังกล่าวเข้าบัญชีเงินฝากที่รับเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดิม คือ บัญชี "กองทุนน้มันเชื้อเพลิง (กระทรวงพลังงาน)" อีกทอดหนึ่ง
2.4 จากเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2547 กบง. ได้มีมติเรื่อง การขออนุมัติเงินทดรองจ่ายเพื่อจ่ายเงินชดเชยที่กรมสรรพสามิตและกรมศุลกากร ให้ยกเลิกเงินทดรองจ่ายเพื่อจ่ายเงินชดเชยและเงินรับคืนกองทุนน้ำมันฯ โดยให้ สบพ. เป็นผู้จ่ายเงินให้กับผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนโดยตรง และให้แก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงานฯ ซึ่งปัจจุบัน สบพ. ไม่ได้เบิกเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อทดรองจ่ายให้กรมสรรพสามิตและ กรมศุลกากรแล้ว สบพ. จึงขอแก้ไขยกเลิกเงินทดรองจ่ายที่กรมสรรพสามิตและกรมศุลกากร ในระหว่างที่ สบพ. ยังไม่สามารถจ่ายเงินให้กับผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนโดยตรง และขอให้กรมสรรพสามิตและกรมศุลกากรเป็นผู้จ่ายเงินให้ผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไปพลางก่อน
2.5 นอกจากนี้ตามหลักเกณฑ์ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับหลักทรัพย์และตลาดหลักทรัพย์ (ก.ล.ต.) ผู้ออกหลักทรัพย์ต้องแสดงรายงานงบการเงินรายไตรมาสต่อ ก.ล.ต. ภายใน 45 วัน ซึ่งการออกตรา สารหนี้ของ สบพ. ต้องรายงานงบการเงินทั้งของ สบพ. และกองทุนน้ำมันฯ รายไตรมาสต่อ ก.ล.ต. แต่ระเบียบกระทรวงพลังงานฯ กำหนดให้หน่วยงานที่ได้รับเงินจากกองทุนฯ ปิดบัญชีเงินฝากและส่งเงินคงเหลือพร้อมทั้งดอกผลหรือรายรับอื่นใดทั้งหมดให้กองทุนฯ ภายใน 15 วัน นับแต่วันที่การดำเนินงานสิ้นสุด และให้ทำรายงานสรุปรับ - จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประจำเดือนส่งให้ สบพ. ภายในวันที่ 10 ของเดือนถัดไป ซึ่งการกำหนดช่วงเวลาดังกล่าวจะทำให้ สบพ. ไม่สามารถรายงานงบการเงินของกองทุนฯ ให้ ก.ล.ต. ได้ทันตามกำหนดเวลา จึงขอแก้ไขระยะเวลาการทำงบการเงินให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ ก.ล.ต.
3. สบพ. จึงขอเสนอให้แก้ไขร่างระเบียบกระทรวงพลังงานฯ (เดิม) ดังนี้
3.1 หมวดที่ 1 การเก็บรักษาเงินและการนำส่งเงิน ขอแก้ไขเป็น
"ข้อ 5 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานเปิดบัญชีเงินฝากกับสถาบันการเงินตามประเภทที่ ได้รับความเห็นชอบจากปลัดกระทรวงพลังงาน ดังนี้
(1) บัญชีเงินฝากชื่อ "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (e-banking)" เพื่อรับโอนเงินจากส่วนราชการ ที่รับเงินจากผู้ที่มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย
(2) บัญชีเงินฝากชื่อ "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กระทรวงพลังงาน)" เพื่อรับโอนเงินจากส่วนราชการที่รับเงินจากผู้ที่มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมาย และรับโอนเงินเงินจากบัญชี "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (e-banking)"
(3) บัญชีเงินฝากชื่อ "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (งบค่าใช้จ่ายดำเนินการ)" เพื่อรับโอนเงิน จากบัญชี "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กระทรวงพลังงาน)" และจ่ายเป็นค่าใช้จ่ายต่างๆ ในการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการหรืออนุกรรมการ
(4) บัญชีเงินฝากชื่อ "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (เงินคงเหลือเพื่อค่าใช้จ่ายต่างๆ ของกองทุน)" สำหรับรับโอนเงินจากบัญชี "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กระทรวงพลังงาน)" และเก็บรักษาไว้เป็นค่าใช้จ่ายต่างๆ ของกองทุน
(5) บัญชีเงินฝากชื่อ "สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (เงินกู้ยืม)" เพื่อรับเงินที่สถาบันบริหารกองทุนพลังงานจัดหามาชำระหนี้ จ่ายดอกเบี้ย และเป็นค่าใช้จ่ายต่างๆ ของกองทุน
(6) บัญชีเงินฝากชื่อ "สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (เงินสะสมเพื่อการชำระหนี้)" เพื่อเก็บรักษาเงินที่จะสะสมไว้ใช้ชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงานเมื่อครบกำหนด
(7) บัญชีเงินฝากชื่อ "สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (เงินสะสมสำรองเพื่อการชำระหนี้)" เพื่อเก็บรักษาเงินที่จะสะสมสำรองไว้ใช้ชำระหนี้ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงานที่ครบกำหนด แต่เงินในบัญชี "สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (เงินสะสมเพื่อการชำระหนี้)" มีไม่เพียงพอ
หากบัญชีเงินฝากใดหมดความจำเป็นต้องใช้แล้วให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานโดยได้รับความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานปิดบัญชีเงินฝากนั้น
ข้อ 6 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานโอนเงินจากบัญชีเงินฝากข้อ 5 (1) เข้าบัญชีเงินฝากข้อ 5 (2) ทุกวันทำการสุดท้ายของทุกๆ สัปดาห์
ข้อ 7 ให้ส่วนราชการที่ได้รับเงินจากผู้ที่มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนตามกฎหมาย ส่งเงินเข้าบัญชีเงินฝากข้อ 5 (1) หรือ 5 (2) ภายในวันที่ได้รับเงินหรืออย่างช้าภายในสองวันทำการนับแต่วันที่ได้รับเงิน
3.2 หมวดที่ 3 การจ่ายเงินชดเชยและการจ่ายคืน ขอแก้ไขเป็น
ข้อ 10 ให้ผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนจากกองทุนดำเนินการดังนี้
(1) ยื่นคำขอรับชดเชยหรือคำขอรับคืนต่อส่วนราชการ
(2) ให้ส่วนราชการตรวจสอบและรับรองความถูกต้องของเอกสารและหลักฐานต่างๆ ของ ผู้มีสิทธิไดรับชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนก่อนแจ้งจำนวนเงินรับชดเชยหรือเงินรับคืนจากกองทุนต่อสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน
(3) ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานจ่ายเงินให้ส่วนราชการเพื่อนำไปจ่ายให้ผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืน หรือพิจารณาสั่งจ่ายเงินให้กับผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนโดยตรงต่อไป
3.3 หมวดที่ 4 การขอเบิกเงิน ข้อแก้ไขเป็น
ข้อ 15 เมื่อการดำเนินงานสิ้นสุด ให้ส่วนราชการและสถาบันบริหารกองทุนพลังงานที่ได้รับเงินจากกองทุนปิดบัญชีเงินฝากสถาบันการเงินและส่งเงินคงเหลือพร้อมทั้งดอกผลหรือรายรับอื่นใดทั้งหมดให้กองทุนภายใน 5 วัน นับแต่วันสิ้นสุดการดำเนินงาน
3.4 หมวดที่ 5 การบัญชีการรายงาน ขอแก้ไขเป็น
ข้อ 17 ให้ส่วนราชการและสถาบันบริหารกองทุนพลังงานถือปฏิบัติตามระบบบัญชีส่วนราชการโดยอนุโลมและจัดทำรายงานสรุปการรับ - จ่ายเงินกองทุนประจำเดือน แยกตามประเภทการจ่าย ส่งสถาบันบริหารกองทุนพลังงานภายในวันที่ 5 ของเดือนถัดไป โดยให้รวบรวมและเก็บรักษาใบสำคัญคู่จ่ายและเอกสารอื่นไว้ให้สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินตรวจสอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... (เดิม) ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2548 โดยทั้งนี้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปพิจารณารายละเอียดการแก้ไขระเบียบดังกล่าว
2. เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตและกรมศุลกากรเป็นผู้จ่ายเงินให้ผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (แล้วแต่กรณี) ไปพลางก่อนในระหว่างที่ สบพ. ยังไม่สามารถจ่ายเงินให้กับผู้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยหรือผู้มีสิทธิได้รับเงินคืนโดยตรง