มติกพช. (131)
กพช. ครั้งที่ 71 - วันพุธที่ 26 มกราคม 2543
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2543 (ครั้งที่ 71)
วันพุธที่ 26 มกราคม พ.ศ. 2543 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 3201 ชั้น 2 อาคารรัฐสภา 3 รัฐสภา
1.การประเมินสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.การขอทบทวนบทบาทและหน้าที่ขององค์กรในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การประเมินสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม2542 เห็นชอบแนวทางในการแก้ปัญหาน้ำมันราคาแพง ประกอบด้วย การเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน การเลือกใช้พลังงาน การตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว การลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า การเร่งรัดการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง การส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคคมนาคมขนส่ง การเจรจาปรับลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น การตรึงราคาค่าโดยสารรถไฟและรถประจำทาง และการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลชั่วคราวเป็นเวลา 3 เดือน
2. หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้มีการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเพื่อแก้ไขปัญหาน้ำมันราคาแพง สรุปได้ดังนี้
2.1 การเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน สพช. ได้เร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานให้มีประสิทธิภาพและมีผลเป็น รูปธรรมมากยิ่งขึ้น ได้แก่ การเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงาน ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ ส่งเสริมให้มีการใช้วัสดุอุปกรณ์และเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพในการใช้ พลังงานสูง เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานสำหรับเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุที่ใช้ไฟฟ้า และกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ รวมทั้งการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพพลังงานที่มีมาตรฐาน ตลอดจนเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง
2.2 การเลือกใช้พลังงานให้เหมาะสม ประกอบด้วย การส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกชนิด การลดการใช้น้ำมันเตาและดีเซลในการผลิตไฟฟ้า การส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น การกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิงในระยะยาว เพื่อเพิ่มความมั่นคงในการจัดหาเชื้อเพลิงของประเทศ
2.3 การตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเงินชดเชยเพื่อตรึงราคาขายปลีกก๊าซ ปิโตรเลียมเหลว ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ จะสามารถตรึงราคาได้เป็นเวลาไม่ต่ำกว่า 11 เดือน
2.4 การลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า โดยได้มีการผ่อนผันให้ กฟผ. สามารถใช้น้ำมันเตากำมะถันไม่เกิน 1.0% และค่าแอสฟัลทีนระดับปกติ มาใช้ในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือได้ และ ปตท. อยู่ระหว่างการเจรจากับโรงกลั่นน้ำมันและ กฟผ. เพื่อหาทางเลือกต่างๆ ที่จะทำให้น้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. มีราคาต่ำที่สุด
2.5 การเร่งรัดการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยศูนย์ป้องกันและปราบปรามการกระทำผิดเกี่ยวกับน้ำมันเชื้อเพลิงโดยมิชอบ ด้วยกฎหมาย สำนักงานตำรวจแห่งชาติ (ศปนม.) ได้เพิ่มความเข้มงวดมากขึ้นในการติดตาม ตรวจสอบ เพื่อป้องกันปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.6 การส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคคมนาคมขนส่งมากขึ้น โดยสนับสนุนการขยายจำนวนรถยนต์ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ขณะนี้ ปตท. อยู่ระหว่างการศึกษาและพัฒนาเพื่อให้โครงการสามารถปฏิบัติได้อย่างเป็น รูปธรรม
2.7 การเจรจาปรับลดราคา ณ โรงกลั่น ขณะนี้ ปตท. อยู่ระหว่างการเจรจากับโรงกลั่นน้ำมัน เพื่อปรับลดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเชื้อเพลิง
2.8 กระทรวงคมนาคม รับไปดำเนินการตรึงราคาค่าโดยสารสำหรับรถโดยสารประจำทางของ ขสมก. รถไฟ และรถโดยสารของบริษัท ขนส่ง จำกัด รวมทั้ง ให้พิจารณาลดค่าธรรมเนียมที่เก็บจากรถร่วมบริการเพื่อเป็นการลดต้นทุนของผู้ ประกอบการ โดยให้พิจารณาร่วมกับกระทรวงการคลังในการพิจารณาหารายได้ส่วนอื่นมาชดเชย
2.9 กระทรวงการคลัง ได้ปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราว ระยะเวลา 3 เดือน มีผลตั้งแต่วันที่ 6 ตุลาคม 2542 ถึงวันที่ 5 มกราคม 2543 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลง 0.50 บาท/ลิตร และได้ปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตของยาสูบ มีผลตั้งแต่วันที่ 13 ตุลาคม 2542 เป็นต้นมา และคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลเป็น 0 บาท/ลิตร เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบของราคาขายปลีกที่จะสูงขึ้นเมื่อครบกำหนดขึ้นภาษี สรรพสามิต ตั้งแต่วันที่ 6 มกราคม 2543 เป็นต้นมา ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับสูงขึ้นเพียง 0.23 บาท/ลิตร
3. ราคาน้ำมันดิบในเดือนมกราคมได้ปรับตัวสูงขึ้น มีสาเหตุมาจากแนวโน้มการขยายเวลาการจำกัดการผลิต สภาพอากาศที่หนาวเย็นมากในอเมริกาและแคนาดา ทำให้ความต้องการน้ำมันดิบสูงขึ้น และข่าวการส่งออกน้ำมันของอิรัคที่จะลดลง โดยน้ำมันดิบ WTI ปรับตัวสูงขึ้น$4.5 ต่อบาร์เรล อยู่ในระดับ $ 29.9 ต่อบาร์เรล น้ำมันดิบดูไบปรับตัวขึ้น $1.5 ต่อบาร์เรล อยู่ในระดับ$ 24.7 ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันสำเร็จรูป ในตลาดจรสิงคโปร์ปรับสูงขึ้นเช่นกัน จากการลดกำลังกลั่นในสิงคโปร์และอินเดีย และการปิดของโรงกลั่น ไทยออยล์ ปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปเข้าสู่ตลาดน้อยลง ในขณะที่แรงซื้อน้ำมันมีมาก โดยน้ำมันเบนซินและดีเซล สูงขึ้น $3 - 4 -ต่อบาร์เรล มาอยู่ในระดับ $31 -ต่อบาร์เรล- -น้ำมันก๊าดสูงขึ้น $2.7 ต่อบาร์เรล เป็น $33.9 ต่อบาร์เรล น้ำมันเตาราคาเฉลี่ยลดลง $ 1 ต่อบาร์เรล แต่หลังจากกลางเดือนราคาได้ปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ $23.2 ต่อบาร์เรล
4. ราคาน้ำมันในประเทศในเดือนมกราคม ช่วงต้นเดือนมีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลขึ้น 23 สตางค์/ลิตร จากการปรับขึ้นภาษีสรรพสามิต ซึ่งถูกชดเชยด้วยการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงส่วนหนึ่ง และได้มีการปรับราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลขึ้นอีก 2 ครั้ง รวม 60 และ 50 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และ 87 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 26 มกราคม 2543 อยู่ในระดับ 14.39, 13.59, 13.17 และ11.52 บาท/ลิตร- ตามลำดับ ค่าการตลาดและค่าการกลั่นเฉลี่ยอยู่ในระดับ 1.02 และ 0.69 บาท/ลิตร
5. สพช. คาดการณ์แนวโน้มของราคาน้ำมันว่า ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปจะอยู่ในระดับสูงสุดในเดือนมกราคม หลังจากนั้นสภาพอากาศจะเริ่มอุ่นขึ้น ความต้องการใช้น้ำมันจะเริ่มลดลง และค่าการกลั่นดีขึ้น จะทำให้โรงกลั่นเพิ่มการผลิต รวมทั้งภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวจากราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับสูง จะทำให้ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยของไตรมาสแรกอยู่ในระดับเดียวกับไตรมาสก่อน โดยน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยอยู่ในระดับ $22-23 ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันสำเร็จรูปจะอ่อนตัวลง ซึ่งจะมีผลทำให้ราคาขายปลีกของไทยมีแนวโน้มที่จะอ่อนตัวเช่นกัน
มติของที่ประชุม
1.ให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดตามประเมินสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างใกล้ชิด
2.ให้ส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพาณิชย์ ประเมินผลกระทบต้นทุนสินค้าและบริการในสาขาที่เกี่ยวข้องจากราคาน้ำมันที่ สูงขึ้น พร้อมทั้งเสนอแนะมาตรการบรรเทาผลกระทบที่ชัดเจน
3.ให้กระทรวงการคลัง พิจารณาความเป็นไปได้ในการนำกองทุนต่างๆ ที่มีการจัดตั้งอยู่ทั้งหมดในขณะนี้ว่าสามารถนำมาใช้ในการบรรเทาผลกระทบใน สาขาต่าง ๆ ได้มากน้อยเพียงใด
4.ให้สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ประเมินผลกระทบทางเศรษฐกิจ ซึ่งเป็นผลมาจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
5.ให้กระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม จัดทำรายงานผลความก้าวหน้าการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุมและโรง งานควบคุมภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน
ทั้งนี้ ให้นำเสนอรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมวันพุธที่ 2 กุมภาพันธ์ 2543
เรื่องที่ 2 การขอทบทวนบทบาทและหน้าที่ขององค์กรในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 มอบหมายให้กองทัพเรือเป็นศูนย์กลางในการจัดทำแผนงานปราบปราม ควบคุมและประสานการปฏิบัติงานกับกรมศุลกากรและกรมตำรวจในการปราบปรามทางทะเล ให้เป็นเอกภาพ รวมทั้งเป็นศูนย์รวบรวมข้อมูลข่าวสารในการปราบปรามทางทะเล ประเมินผลการปฏิบัติงาน ตลอดจนปัญหาอุปสรรคและข้อเสนอแนะการปฏิบัติงานในพื้นที่ทางทะเลจนถึงชายฝั่ง เพื่อแก้ไขปัญหาและจุดอ่อนด้านความพร้อมของการปราบปรามทางทะเล โดยให้ทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมืออำนวยความสะดวก เพื่อประสานการปฏิบัติงานแก่กองทัพเรือโดยตรง
2. กองทัพเรือได้จัดตั้งศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล (ศอปล.) ขึ้น เพื่อดำเนินการตามที่คณะรัฐมนตรีมีมติมอบหมาย แต่จากการประเมินผลการดำเนินการในช่วง 4 ปีที่ผ่านมา(ปี 2539 - 2542) พบว่าศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเลมิได้มีการใช้ประโยชน์อย่างจริง จัง โดยการดำเนินการจับกุมของแต่ละหน่วยงานต่างเป็นเอกเทศ มิได้มีการประสานงานข้อมูลข่าวสารการปราบปรามทางทะเลตามวัตถุประสงค์ที่วาง ไว้ และไม่สามารถตอบสนองนโยบายของรัฐตามบทบาทที่ได้รับมอบหมายให้เป็นศูนย์อำนวย การเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล โดย 4 ปีที่ผ่านมา กองทัพเรือสามารถจับกุมน้ำมันเถื่อนได้เฉลี่ยเพียงปีละ 2.6 แสนลิตร หรือคิดเป็นร้อยละ 4 ของการจับกุมทั้งหมด ในขณะที่กรมศุลกากรสามารถจับกุมได้ร้อยละ 18.4 และกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางสามารถจับกุมได้ถึงร้อยละ 77.6
3. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอความเห็นว่า เพื่อให้การดำเนินการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เห็นควรมอบหมายให้สำนักงานตำรวจแห่งชาติ โดยศูนย์ป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับน้ำมันเชื้อเพลิง (ศปนม.) เป็นศูนย์กลางการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งทาง บกและทางทะเล ด้วยเหตุผลดังนี้
3.1 การประกาศเขตต่อเนื่องไปอีก 12 ไมล์ทะเล ทำให้ตำรวจน้ำและเจ้าหน้าที่ศุลกากรสามารถปฏิบัติงานได้ครอบคลุมกว้างขวาง ยิ่งขึ้น อีกทั้ง 2 หน่วยงานยังได้พัฒนาขีดความสามารถในการหาข้อมูลข่าวสารได้เอง จนกระทั่งสามารถจับกุมผู้กระทำผิดได้บ่อยครั้งโดยไม่จำเป็นต้องพึ่งพาข้อมูล ข่าวสารของกองทัพเรือในการปฏิบัติงาน ดังนั้นความจำเป็นในการพึ่งพาการลาดตระเวนของกองทัพเรือที่จะช่วยสนับสนุน ด้านการข่าวให้แก่ตำรวจน้ำและเจ้าหน้าที่ศุลกากรจึงหมดไป
3.2 การลักลอบค้าน้ำมันเถื่อนได้มีการเปลี่ยนแปลงรูปแบบออกไป เป็นการลักลอบนำสารโซลเว้นท์ปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิง และการขอคืนภาษีน้ำมันส่งออกโดยมิได้ถูกส่งออกไปจริง ทำให้ภารกิจในการตรวจเฝ้าการลักลอบนำเข้าน้ำมันทางทะเลลดลง
3.3 ปัจจุบัน ศปนม. ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางการป้องกันและปราบปรามฯ ทางบกอยู่แล้ว ดังนั้นการกำหนดให้ ศปนม. -เป็นศูนย์กลางประสานงานทั้งทางบกและทางทะเล จึงทำให้การทำงานมีความเป็นเอกภาพและประสิทธิภาพสูงสุด
3.4 สามารถประหยัดงบประมาณจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ โดยในส่วนของกองทัพเรือให้ขอรับการสนับสนุนจากงบประมาณแผ่นดินเป็นหลัก
4. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (กพง.) ในการประชุม ครั้งที่ 1/ 2542 (ครั้งที่ 31) เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2542 จึงได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบให้ทบทวนบทบาทและหน้าที่องค์กรในการป้องกันและ ปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการทบทวนบทบาทและหน้าที่องค์กรในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
1.1 ให้ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 มีนาคม2539 ในการมอบหมายให้กองทัพเรือเป็นศูนย์กลางในการประสานงานปราบปรามทางทะเล และมอบหมายให้ศูนย์ป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับน้ำมันเชื้อ เพลิง (ศปนม.) กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง สำนักงานตำรวจแห่งชาติ ทำหน้าที่แทนกองทัพเรือในการเป็นศูนย์กลางในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบ นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง และการหลีกเลี่ยงการเสียภาษีน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งทางบกและทางทะเล
1.2 ให้กองทัพเรือ กรมสรรพสามิต กรมทะเบียนการค้า กรมศุลกากร กรมประมง กรมเจ้าท่า และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยให้ความร่วมมือทั้งด้านการประสานงาน การให้ข้อมูลอันเป็นประโยชน์ต่อการตรวจสอบ จับกุมผู้กระทำผิดและร่วมตรวจสอบจับกุมผู้กระทำผิด เมื่อได้รับการร้องขอจาก ศปนม.
1.3 มอบหมายให้ ศปนม. กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง จัดทำข้อเสนอการจัดทำโครงข่ายการประสานการปฏิบัติงานของ ศปนม. ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบกระทำผิดเกี่ยวกับน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งทาง บกและทางทะเล เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2.ให้กรมทะเบียนการค้า กรมศุลกากร และกรมสรรพสามิต ร่วมกันตรวจสอบปรับปรุงข้อมูลการส่งออกน้ำมันให้มีความสอดคล้องกัน เพื่อใช้ประโยชน์ในการปฏิบัติงานต่อไป
กพช. ครั้งที่ 70 - วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม 2542
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2542 (ครั้งที่ 70)
วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2542 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมตึกสันติไมตรีหลังใน ทำเนียบรัฐบาล
2.ผลการศึกษาแนวทางการจัดเก็บน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว
3.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบและทางเลือก
3.1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและแนวโน้มราคาในอนาคต
3.2 การจัดหา โครงสร้างการใช้ และการแข่งขันในตลาดน้ำมัน
3.3 โครงสร้างภาษีน้ำมันเชื้อเพลิงและรายได้
3.4 สถานการณ์การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงจากภาวะราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น
3.5 ผลกระทบราคาน้ำมันต่อเศรษฐกิจส่วนรวม (สศช.)
3.6 ผลกระทบต่อราคาสินค้า (กรมการค้าภายใน)
3.7 ปัจจัยที่มีผลต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ
6.มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว การปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป ซึ่งในช่วงที่ผ่านมามีความคืบหน้าในการดำเนินการสรุปได้ดังนี้
1.1 ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้มีการดำเนินการดังนี้
1.1.1 การเตรียมการ
สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดประชุมสัมมนา สื่อมวลชนและเจ้าหน้าที่ระดับปฏิบัติของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในระดับ จังหวัดในเขตกรุงเทพฯ และทุกภาค เพื่อทำความเข้าใจในนโยบายและซักซ้อมวิธีปฏิบัติ ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - มีนาคม 2542 รวมทั้งได้มีการประชาสัมพันธ์ทางสื่อต่างๆ เป็นระยะๆ นอกจากนี้ กรมการค้าภายใน ได้ออกประกาศคณะกรรมการกลางกำหนดราคาสินค้าและป้องกันการผูกขาด กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซ และร้านค้าก๊าซปิดป้ายแสดงราคา ณ สถานที่จำหน่าย โดยเริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2542 เป็นต้นมา
1.1.2 การยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก
(1) สพช. ได้ออกประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ปรับลดราคาขายส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลวไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เหลือ 7.3434 บาท/กิโลกรัม เริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 30 มีนาคม 2542 เป็นต้นมา ซึ่งมีผลให้ราคาขายปลีกก๊าซหุงต้มปรับลดตามราคาขายส่งเหลือ 10.70 บาท/กิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2542 เป็นต้นมา หลังจากนั้น ได้ส่งเจ้าหน้าที่ออกสำรวจการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซหุงต้มทั่วประเทศ พบว่าร้านค้าก๊าซส่วนใหญ่ในทุกจังหวัดให้ความร่วมมือในการปรับลดราคาขายปลีก ตามนโยบายราคาก๊าซลอยตัวของรัฐเป็นอย่างดี
(2) กรมการค้าภายใน ได้ออกประกาศคณะกรรมการกลางกำหนดราคาสินค้า และป้องกันการผูกขาด กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซและร้านค้าก๊าซในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ต้องแจ้งราคาขายส่ง ณ โรงบรรจุ และราคาขายปลีก ณ ร้านค้าก๊าซ ณ วันที่ 5 เมษายน 2542 ต่อกรมการค้าภายใน สำหรับ ต่างจังหวัดให้แจ้งต่อสำนักงานการค้าภายในจังหวัด
(3) คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 3 กันยายน 2542 เห็นชอบให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียม จากเดิมที่กำหนดให้ใช้ราคาประกาศเปโตรมิน ประเทศซาอุดิอาระเบีย บวกค่าขนส่ง 15 $/ตัน เป็นเท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน โดยให้เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2542 เป็นต้นมา นอกจากนี้ ยังเห็นชอบสูตรการปรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลวโดย อัตโนมัติ โดยหลักเกณฑ์การเปลี่ยนแปลงราคาจะพิจารณาจากการรักษาฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิง หรือ ความสามารถในการรับภาระการไหลออกของกองทุนน้ำมันฯ โดย สพช. สามารถดำเนินการเปลี่ยนแปลงราคาขายส่งตามสูตรอัตโนมัติได้ทันทีหากอยู่ในขอบ เขตครั้งละไม่เกิน 1 บาท/กก. และให้มีการปรับเพิ่มค่าการตลาดก๊าซหุงต้ม 0.30 บาท/กก. และให้ปรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลงมาในระดับเดียวกัน เพื่อมิให้มีผลกระทบต่อราคาขายปลีก โดยให้มีผลบังคับใช้ภายในเดือนกันยายน 2542
(4) สพช. อยู่ระหว่างการดำเนินการจัดทำคู่มือการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวที่ชัดเจน คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในสิ้นเดือนตุลาคม 2542 เพื่อให้เจ้าหน้าที่ของรัฐใช้เป็นแนวทางในการกำกับดูแลหลังจากการยกเลิกควบ คุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ซึ่งจะมีการถอดรายชื่อออกจากสินค้าควบคุมของกระทรวงพาณิชย์ หลังจากนั้น จะดำเนินการยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีกต่อไป
1.2 การปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้มีการดำเนินการ ดังนี้
1.2.1 การส่งเสริมการแข่งขัน
สพช. และ กรมทะเบียนการค้า อยู่ระหว่างการศึกษาเพื่อปรับปรุงกฎเกณฑ์ ระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการยื่นขอเป็นผู้ประกอบการค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว แยกออกจากการเป็นผู้ค้าน้ำมัน ตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 รวมทั้ง กำหนดเงื่อนไขของการเป็นผู้ค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่เหมาะสม เพื่อผ่อนคลายกฎเกณฑ์สำหรับผู้ค้าก๊าซรายใหม่ นอกจากนี้ กรมโยธาธิการได้ออกประกาศกรมโยธาธิการ เรื่อง มาตรฐานความปลอดภัยของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทที่ 1 ลงวันที่ 3 พฤษภาคม 2542 เพื่อกำหนดให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถจำหน่ายก๊าซหุงต้มได้
1.2.2 การแก้ไขความไม่เป็นธรรมในระบบการค้า
(1) กรมการค้าภายใน ได้ออกประกาศคณะกรรมการกลางกำหนดราคาสินค้าและป้องกันการผูกขาด ลงวันที่ 11 มีนาคม 2542 เพื่อให้ร้านจำหน่ายก๊าซหุงต้มต้องปิดป้ายราคาจำหน่ายให้เห็นได้อย่างชัดเจน
(2) สพช. ได้ดำเนินการออกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 2/2542 ลงวันที่ 30 มีนาคม พ.ศ. 2542 เพื่อกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 ต้องดูแล รับผิดชอบการบรรจุก๊าซใส่ถังก๊าซหุงต้มที่แสดงเครื่องหมายการค้าของตนอย่าง ทั่วถึงทุกท้องที่ และรับผิดชอบในการซ่อมบำรุงถังก๊าซหุงต้ม นอกจากนี้ เพื่อกำหนดให้การบรรจุก๊าซใส่ถังก๊าซหุงต้มต้องมีการปิดผนึกลิ้นหรือวาล์ว ของถังก๊าซ และแสดงเครื่องหมายประจำตัวของผู้บรรจุถังก๊าซไว้ที่ฝาปิดผนึกลิ้นด้วย เพื่อเป็นหลักประกันให้ประชาชนได้รับก๊าซอย่างครบถ้วน และถ้าไม่ครบ จะมีหลักฐานเอาผิดแก่ผู้บรรจุก๊าซได้
(3) สพช. ร่วมกับกรมทะเบียนการค้า กรมโยธาธิการ สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม กรมโรงงานอุตสาหกรรม และสำนักงานตำรวจแห่งชาติ ได้มีการประชุมกำหนดแนวทางให้มีการตรวจสอบแทนกันเพื่อเพิ่มขีดความสามารถการ ตรวจสอบระบบการค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว และได้มีการแต่งตั้งคณะทำงานขึ้น รวม 4 คณะ เพื่อทำหน้าที่ตรวจสอบแทนกันในส่วนกลางและส่วนภูมิภาค ทำหน้าที่ปราบปรามและป้องกันการผลิตถังขาว และทำหน้าที่ประสานสนับสนุนการดำเนินการตรวจสอบแทนกัน โดย ได้จัดให้มีการฝึกอบรมแนววิธีการตรวจสอบร่วมกันให้กับหัวหน้าสำนักงานใน สังกัดทั่วประเทศแล้วเมื่อกลางเดือนกันยายน 2542
(4) กรมทะเบียนการค้า ได้ออกประกาศ ลงวันที่ 21 พฤษภาคม 2542 เพื่อให้ ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ซึ่งขายหรือจำหน่ายก๊าซที่บรรจุในถังก๊าซหุงต้มสามารถมอบหมายให้ผู้ค้า น้ำมันตามมาตรา 6 รายอื่น หรือผู้บรรจุก๊าซเป็นผู้ดำเนินการแทนได้ และจำหน่ายให้ทั่วถึงทุกท้องที่ที่มีการใช้ถังก๊าซหุงต้มซึ่งแสดงเครื่อง หมายการค้าของตน และเพื่อให้การบรรจุก๊าซต้องทำการปิดผนึกลิ้น (Valve) ถังก๊าซหุงต้ม ทุกครั้งที่บรรจุก๊าซ รวมทั้งต้องมีเครื่องหมายประจำตัวผู้บรรจุก๊าซแสดงไว้ที่อุปกรณ์ปิดผนึกลิ้น (Seal) ถังก๊าซหุงต้ม ส่วนการออกกฎหมายเพื่อให้มีการคืนค่ามัดจำถังก๊าซหุงต้ม ขณะนี้ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครอง ผู้บริโภค อยู่ระหว่างการจัดทำร่างกฎหมายดังกล่าว
1.2.3 ด้านความปลอดภัย
สพช. ได้ประสานงานกับกรมโยธาธิการ ขอผ่อนผันให้ผู้ค้าก๊าซฯ สามารถทำการบรรจุก๊าซลงถังขาวได้ในระยะเริ่มต้น และจะห้ามบรรจุก๊าซหุงต้มลงถังขาวอย่างเด็ดขาดตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2543 ทั้งนี้ เพื่อป้องกันผลกระทบที่จะเกิดต่อผู้บริโภคที่มีถังขาวอยู่ในครอบครอง นอกจากนี้ สำนักงานตำรวจแห่งชาติ โดยกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง จะช่วยสนับสนุนการปราบปรามการลักลอบการผลิตถังขาวด้วย
1.3 การประชาสัมพันธ์
สพช. ได้จัดทำโครงการประชาสัมพันธ์ เพื่อสร้างความเข้าใจเกี่ยวกับการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - สิงหาคม 2542 ทั้งในเรื่องนโยบายการยกเลิกควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว การเปลี่ยนแปลงราคาขายส่งและขายปลีก มาตรฐานความปลอดภัยของถังก๊าซหุงต้ม และค่ามัดจำถังก๊าซฯ เป็นต้น และในขณะนี้ได้มีการขยายโครงการประชาสัมพันธ์ออกไปอีก 7 เดือน ในช่วงเดือนกันยายน 2542- มีนาคม 2543
2. สถานการณ์ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
2.1 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้เริ่มปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่เดือนพฤษภาคมเป็นต้นมา โดยปรับสูงขึ้น 157 $/ตัน มาอยู่ในระดับ 290 $/ตัน ในเดือนกันยายน ราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวอยู่ในระดับ 11.7861 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งส่วนหนึ่งเป็นการรับภาระภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าที่เพิ่มขึ้น 1,032 ล้านบาท/เดือน ในขณะที่มีเงินไหลเข้ากองทุนจากน้ำมันชนิดอื่น 130 ล้านบาท/เดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินไหลออกสุทธิ 902 ล้านบาท/เดือน ฐานะ กองทุนน้ำมันฯ ณ สิ้นเดือนกันยายน 2542 อยู่ในระดับ 3,580 ล้านบาท
2.2 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2542 เห็นชอบให้ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าของน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และก๊าซปิโตรเลียมเหลว เหลือร้อยละศูนย์ โดยให้เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 29 กันยายน 2542 เป็นต้นไป ทำให้ภาระการจ่ายเงินชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลวของกองทุนน้ำมันฯ ลดลง 1.60 บาท/กก. หรือ 184 ล้านบาท/เดือน
2.3 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกของเดือนตุลาคม 2542 ได้อ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 266 $/ตัน ทำให้ต้นทุนราคาก๊าซและอัตราเงินชดเชยลดลงอีกประมาณ 0.98 บาท/กก. หรือ 121 ล้านบาท/เดือน โดยมีเงินไหลออกจากกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 569 ล้านบาท/เดือน และคาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะสามารถรับภาระในการรักษาระดับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ประมาณ 6 เดือน หรือจนถึงเดือนมีนาคม 2543
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ผลการศึกษาแนวทางการจัดเก็บน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2537 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ซึ่งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปศึกษา เกี่ยวกับการกำจัดหรือนำน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วมาใช้ประโยชน์ และต่อมา สพช. ได้ดำเนินการจัดทำข้อเสนอ การแก้ไขปัญหาน้ำมันหล่อลื่นคุณภาพต่ำอย่างเป็นระบบและครบวงจร ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอดังกล่าวเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2537 และมอบหมายให้ สพช. ประสานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการต่อไป
2. สพช. ได้จ้างบริษัท เบอร์รา จำกัด ดำเนินการศึกษาธุรกิจการค้าน้ำมันหล่อลื่นของประเทศ และ ต่อมาได้ว่าจ้างสถาบันวิจัยและเทคโนโลยี การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ทำการศึกษาเพิ่มเติม ในประเด็นแนวทางการจัดระบบการจัดเก็บ รวบรวม ขนส่งน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว และสร้างแรงจูงใจให้มีการ จัดเก็บน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว เพื่อนำไปกำจัดหรือใช้ประโยชน์อย่างถูกต้อง
3. ผลการศึกษาการหาแนวทางจัดเก็บน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วทั่วประเทศ ในกลุ่มผู้ประกอบการในกิจการน้ำมันหล่อลื่นและกลุ่มผู้ใช้ โดยกลุ่มผู้ใช้แบ่งออกเป็น การใช้ในยานยนต์ (ผู้บริโภคและสถานีบริการ) อุตสาหกรรม เกษตร ประมง หน่วยราชการ/รัฐวิสาหกิจ และรวมไปถึงผู้จัดเก็บรวบรวมจำหน่าย/แปรสภาพน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว ผลการวิเคราะห์ถึงความเหมาะสมทางเศรษฐกิจเบื้องต้นและภาระของการสนับสนุนจาก ภาครัฐ สามารถสรุปผลการศึกษาได้ดังนี้
3.1 ปริมาณน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว ในปี 2540 มีประมาณ 329 ล้านลิตร (ปีฐานของการศึกษา) และเพิ่มขึ้นเป็น 330 และ 348 ล้านลิตร ในปี 2542 และ 2544 ตามลำดับ โดยกลุ่มยานยนต์ มีปริมาณน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วประมาณ 223 ล้านลิตร/ปี กลุ่มอุตสาหกรรมมีปริมาณการใช้ประมาณ 73 ล้านลิตร/ปี กลุ่มเกษตรกรรมมีปริมาณการใช้ประมาณ 17 ล้านลิตร/ปี กลุ่มประมงมีปริมาณการใช้ประมาณ 11 ล้านลิตร/ปี กลุ่มราชการและรัฐวิสาหกิจมีปริมาณการใช้ประมาณ 5 ล้านลิตร/ปี
3.2 การตรวจสอบคุณสมบัติน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วก่อนบำบัดและหลังบำบัดสรุปได้ว่า ขบวนการบำบัดในประเทศขณะนี้ไม่เหมาะแก่การนำไปใช้เป็นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน ใช้ใหม่ (Re-Used) แต่น่าจะ เหมาะแก่การนำไปทดแทนเชื้อเพลิงในอุตสาหกรรมบางประเภท เช่น ปูนซีเมนต์ หรือ อาจจะนำไปผสมกับน้ำมันดิบในขบวนการกลั่นของโรงกลั่น จะให้คุณค่าทางเศรษฐกิจในการจัดการดีกว่าวิธีอื่นๆ
3.3 กิจกรรมในการจัดการน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วมี 4 ส่วนหลัก คือ ส่วนผลิต/แหล่งกำเนิด ส่วน ผู้รับขนส่ง/จัดเก็บ ส่วนกิจกรรมคลังและผู้รวบรวม และส่วนกำจัด/บำบัด หรือ ผู้ใช้ประโยชน์น้ำมันหล่อลื่น ใช้แล้ว ซึ่งแนวทางการตั้งราคาเพื่อดำเนินงานในแต่ละกิจกรรมมีข้อเสนอ 2 แนวทางหลัก คือ การกำหนดให้มูลค่าน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วในกิจกรรมส่วนผลิต/แหล่งกำเนิด มีค่าต้นทางเป็นศูนย์ และการกำหนดให้มีมูลค่าการซื้อและขายน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วในทุกกิจกรรมมี ราคาตามตลาด ซึ่งแนวทางหลังนี้อาจมีค่าเสมือนเป็นศูนย์ในระยะเริ่มแรกเมื่อภาครัฐให้การ ชดเชย (Subsidies) เพื่อให้ระบบสามารถดำเนินการและปรับตัวได้ และเมื่อธุรกิจมีการพัฒนาจนได้กำไรจากการดำเนินงานที่คุ้มค่าการลงทุนแล้ว รัฐจะสามารถลดการสนับสนุนลงจนไม่มีการชดเชยในที่สุด
3.4 ในกิจกรรมหรือธุรกิจหลักที่เกี่ยวข้องกับการจัดการน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว มีอยู่ 2 ธุรกิจหลัก คือ ธุรกิจการจัดเก็บ/ขนส่งน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว (Collection Concession) ซึ่งเป็นธุรกิจที่บุคคล หน่วยงาน หรือนิติบุคคล ดำเนินการในการซื้อขายน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว ณ จุดรวบรวมเบื้องต้น และธุรกิจคลังเก็บน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว (Depot Concession) เป็นธุรกิจที่รับผิดชอบต่อการเก็บรักษารวบรวมน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้ว ซึ่งมีกิจกรรมในการซื้อและขาย ณ จุดคลัง
3.5 ปัจจุบัน (ปลายปี 2541) น้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วมีราคาขายที่จุดเริ่มต้นอยู่ในช่วงประมาณ 1.50-2.00 บาทต่อลิตร ราคาขายให้แก่อุตสาหกรรมบางประเภท 3.00-3.50 บาทต่อลิตร สำหรับปูนซีเมนต์รับซื้อภายใต้เงื่อนไขคุณภาพที่กำหนดในราคา 1.50 บาทต่อลิตร และเมื่อวิเคราะห์ทางเศรษฐศาสตร์ของกิจกรรมโดยรวมแล้ว รัฐต้องเข้าแทรกแซงราคาเพื่อให้โครงการนี้เกิดขึ้นและมีความเป็นไปได้ในการ ลงทุน
4. สพช. จะนำเสนอผลการศึกษาข้างต้นให้กับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมโรงงาน กรม ควบคุมมลพิษ และกรมโยธาธิการ ต่อไป เพื่อให้การดำเนินการจัดการน้ำมันหล่อลื่นใช้แล้วเป็นไปอย่างต่อเนื่องและ บรรลุวัตถุประสงค์ที่ตั้งไว้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่อง สรุปสาระสำคัญ สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบและทางเลือก
เรื่องที่ 3-1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและแนวโน้มราคาในอนาคต
สรุปสาระสำคัญ
1. การประชุมของกลุ่มโอเปค ณ กรุงเวียนนา ผลปรากฏว่ากลุ่มประเทศโอเปคและประเทศนอกกลุ่มยังคงยืนระดับเพดานการผลิตเดิม ออกไปจนกระทั่งเดือนมีนาคมปีหน้า เนื่องจากเห็นว่าปริมาณน้ำมันดิบสำรองในตลาดยังอยู่ในระดับสูง จึงส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้นประมาณ $ 0.7 ต่อบาร์เรล มาอยู่ในระดับ $ 22.7-24.9 ต่อบาร์เรล โดยน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับ $ 22.7 ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันสำเร็จรูปใน ตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันก๊าด ดีเซล และเตา อยู่ในระดับ $27, $ 24 และ $ 21 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซินได้เริ่มปรับตัวลดลงช่วงปลายเดือน โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 97 อยู่ในระดับ $ 27 ต่อบาร์เรล เมื่อปลายเดือนกันยายน
2. ผลจากค่าเงินบาทที่อ่อนตัวลงจากระดับ 25.50 บาท/เหรียญสหรัฐ มาอยู่ในระดับ 40-41 บาท/เหรียญสหรัฐ ทำให้ต้นทุนน้ำมันสูงขึ้น 2.40 บาท/ลิตร และการขึ้นภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินเมื่อ ต้นปี 2541 ทำให้ราคาเบนซินและดีเซลปรับตัวสูงขึ้น 3.60 และ 2.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ รวมทั้งราคาน้ำมันในตลาดโลกของปีนี้ได้แข็งตัวขึ้น ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยได้แข็งตัวขึ้นตาม โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 เบนซินออกเทน 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ สิ้นเดือนกันยายนอยู่ ในระดับ 13.89, 13.09 และ 10.74 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3. ระดับค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ เป็นผลจากการแข่งขันที่สูงในตลาดน้ำมัน ซึ่งค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ของประเทศโดยปกติอยู่ในระดับ 1.20-1.30 บาท/ลิตร แต่ปัจจุบันเคลื่อนไหวในระดับเพียง 0.50-0.90 บาท/ลิตร ส่วนค่าการกลั่นอยู่ในระดับ 0.40-0.60 บาท/ลิตร
4. แนวโน้มของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในไตรมาสที่ 4 ราคาน้ำมันดิบเบรนท์จะอยู่ในระดับ $ 25-26 ต่อบาร์เรล ซึ่งสูงขึ้นจากระดับปัจจุบัน $ 1.0-1.5 ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันดิบดูไบจะขึ้นไปเคลื่อนไหวในระดับ $ 23.5-24.5 ต่อบาร์เรล และหากน้ำมันดิบมีแนวโน้มจะพุ่งสูงเกินระดับ $ 30 ต่อบาร์เรล กลุ่มประเทศ โอเปคจะต้องมีการพิจารณาทบทวนเพดานการผลิตใหม่ เพราะราคาจะกระตุ้นผู้ใช้ให้มองหาพลังงานรูปแบบอื่น และจูงใจให้มีการผลิตเกินโควต้าของประเทศในกลุ่มโอเปค
5. การเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันในตลาดโลกส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันในประเทศ โดยการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมันสำเร็จรูป $ 1 ต่อบาร์เรล จะทำให้ราคาน้ำมันในประเทศเปลี่ยนแปลงตาม 0.24 บาท/ลิตร และการอ่อนตัวของค่าเงินบาทจะส่งผลกระทบต่อต้นทุนราคาน้ำมันของประเทศ โดยการสูงขึ้นของอัตราแลกเปลี่ยน 1 บาท/เหรียญสหรัฐ จะมีผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลสูงขึ้น 0.17 และ 0.15 บาท/ลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-2 การจัดหา โครงสร้างการใช้ และการแข่งขันในตลาดน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปของไทยในช่วง 7 เดือนแรกของปี 2542 มีการผลิตน้ำมันดิบ 805 ล้านลิตร น้ำมันเบนซิน ดีเซลและเตา 5,374; 9,878 และ 4,713 ล้านลิตร ตามลำดับ มีปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบ 23,287 ล้านลิตร น้ำมันเบนซิน ดีเซลและเตา 16; 561 และ 500 ล้านลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการส่งออกน้ำมันเบนซิน ดีเซลและเตามีปริมาณ 1,114; 1,292 และ 298 ล้านลิตร ตามลำดับ
2. มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในปี 2541 และในครึ่งแรกของปี 2542 อยู่ในระดับ 141,662 และ 66,916 ล้านบาท ตามลำดับ การที่ราคาน้ำมันสูงขึ้นในช่วงปี 2542 ได้ส่งผลให้มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปสูงขึ้นตาม และเมื่อเปรียบเทียบมูลค่าการนำเข้าในช่วงครึ่งแรกปี 2542 และ ครึ่งหลังปี 2542 ตามสมมติฐานการคาดการณ์ราคาน้ำมันดิบ 3 กรณี คือ กรณีราคาต่ำ กรณีราคาสูง กรณีราคาสูงมาก โดยราคาน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับครึ่งปีแรกเท่ากับ 7.54, 8.84 และ 10.84 $/บาร์เรล ตามลำดับ พบว่า มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปสูงขึ้น 42,525; 49,489 และ 59,934 ล้านบาท ในแต่ละกรณีตามลำดับ
3. การใช้น้ำมันเชื้อเพลิงแยกตามผลิตภัณฑ์ในช่วง 7 เดือนแรกของปี 2542 อยู่ในระดับ 21,582 ล้านลิตร โดยน้ำมันดีเซลมีการใช้สูงสุดร้อยละ 42 รองลงมา คือ น้ำมันเตาและเบนซินร้อยละ 22 และ 19 ตามลำดับ ภาคคมนาคมขนส่งจะมีการใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลมากที่สุดร้อยละ 98 และ 81 ตามลำดับ รองลงมา คือ ภาคเกษตรและอุตสาหกรรม ส่วนน้ำมันเตาร้อยละ 54 ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รองลงมาเป็นการใช้ในภาคอุตสาหกรรม สำหรับภาคการขนส่งแยกตามการใช้ของประเภทรถยนต์ น้ำมันเบนซินใช้ในรถยนต์ส่วนบุคคลร้อยละ 43.6 จักรยานยนต์ร้อยละ 32.2 และใช้ในรถแท็กซี่และรถปิคอัพร้อยละ 16.6 และ 7.6 ตามลำดับ ในขณะที่น้ำมันดีเซลหมุนเร็วใช้ในรถบรรทุกร้อยละ 51.4 รถปิคอัพร้อยละ 24.6 รถโดยสารร้อยละ 18.2 โดยเป็นรถยนต์และรถแท็กซี่ร้อยละ 1.5
4. การใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวในช่วง 7 เดือนแรกของปี 2542 อยู่ในระดับ 820 ล้านกิโลกรัม ใช้เพื่อการหุงต้มร้อยละ 65 อุตสาหกรรมร้อยละ 15 รถยนต์ร้อยละ 5 และใช้เป็นวัตถุดิบร้อยละ 14 และจากการสำรวจรถแท็กซี่จากสหกรณ์แท็กซี่ จำนวน 8 แห่ง มีประชากรแท็กซี่รวมทั้งสิ้น 7,523 คัน พบว่า ใช้น้ำมันเบนซิน 5,569 คัน หรือร้อยละ 74 ของจำนวนทั้งหมด และใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวเป็นจำนวน 1,954 คัน หรือร้อยละ 26 ของทั้งหมด
5. ตั้งแต่ปี 2534 เป็นต้นมา การแข่งขันในตลาดน้ำมันได้เพิ่มมากขึ้นเป็นลำดับ จากเดิมโรงกลั่นน้ำมัน 3 โรง ปัจจุบันเพิ่มขึ้นเป็น 6 โรง กำลังการผลิตเพิ่มขึ้นจาก 27,000 ล้านลิตร/ปี เป็น 50,000 ล้านลิตร/ปี ในขณะที่ความต้องการใช้ในประเทศมีเพียง 37,000 ล้านลิตร/ปี ทำให้ปัจจุบันประเทศมีน้ำมันเหลือต้องส่งออกประมาณ 7,000-12,000 ล้านลิตร/ปี การแข่งขันในตลาดน้ำมันมีความรุนแรงมากขึ้นในปี 2541 ซึ่งเป็นผลมาจากกำลังการผลิตที่เกินความต้องการที่ลดลงจากปัญหาภาวะเศรษฐกิจ และผลมาจาก การขยายตัวของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วง 2-3 ปีที่ผ่านมา จากปี 2538 มีจำนวน 8,014 แห่ง เพิ่มขึ้นเป็น 14,044 แห่ง ในปี 2541 และจากการที่ราคาส่งออกน้ำมันมีแนวโน้มอยู่ในระดับที่ต่ำกว่าราคา ในประเทศ ทำให้ผู้ค้าน้ำมันได้นำนโยบายด้านราคามาเป็นกลยุทธในธุรกิจค้าปลีก ในปี 2542 ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ในระดับ 0.50-0.90 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-3 โครงสร้างภาษีน้ำมันเชื้อเพลิงและรายได้
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงสร้างภาษีน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยภาษีสรรพสามิตจะมีการจัดเก็บในอัตราตามปริมาณและอัตราตามมูลค่า ภาษีเทศบาลจะเป็นร้อยละ 10 ของภาษีสรรพสามิต ภาษีมูลค่าเพิ่มจะเป็นร้อยละ 7 ของราคาจำหน่าย ภาระภาษีทั้งหมดของน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็น 4.96 และ 3.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ คิดเป็นร้อยละ 35 และ 30 ของราคาขายปลีก
2. การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดเป็น 2 ลักษณะ คือ อัตราตามปริมาณ และอัตราตามมูลค่า โดยตั้งแต่ปี 2541 เป็นต้นมา ได้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง จำนวน 3 ครั้ง คือ (1) เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2541 ได้มีการปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเบนซินขึ้น 1 บาท/ลิตร เพื่อเพิ่มรายได้ให้กับประเทศ (2) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2542 ได้มีการปรับลดอัตราภาษี สรรพสามิตของน้ำมันเตาเหลือร้อยละ 5 ของมูลค่า ตามมาตรการการคลังเพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจ และปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเบนซินและดีเซลขึ้น 0.10 และ 0.09 บาท/ลิตร เพื่อชดเชยรายได้ภาษีน้ำมันเตาที่ลดลง (3) เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2542 ได้ยกเลิกการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าของน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซลและก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยกำหนดอัตราภาษีเท่ากับร้อยละศูนย์
3. ในปีงบประมาณ 2542 กระทรวงการคลังได้ประมาณการรายได้จากภาษีสรรพสามิตน้ำมัน เชื้อเพลิงที่ 65,300 ล้านบาท และคาดว่าจะสามารถเก็บภาษีได้ทะลุเป้าที่ตั้งไว้ ส่วนในปีงบประมาณ 2543 คาดว่าจะสามารถจัดเก็บได้ 67,100 ล้านบาท
4. การปรับภาษีสรรพสามิตลดลง 1 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซิน ดีเซล และก๊าด และลดลง 1 บาท/กก. สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะมีผลกระทบต่อรายได้ของรัฐบาล โดยรายได้ภาษีของน้ำมันแต่ละชนิดจะลดลงปีละ 9,179; 18,416; 64 และ 1,709 ล้านบาท ตามลำดับ และราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงจะ ลดลง 1.18 บาท/ลิตร ส่วนราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวจะลดลง 1.18 บาท/กิโลกรัม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-4 สถานการณ์การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงจากภาวะราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1.ภาวะราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่สูงขึ้น ได้ส่งผลให้ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศสูงขึ้นอย่าง ต่อเนื่อง และทำให้เกิดแรงจูงใจในการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเข้ามาจำหน่ายใน ประเทศทางชายแดนจังหวัดภาคใต้มากขึ้น โดยการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทางบก มีการขนน้ำมันจากประเทศมาเลเซีย ผ่านด่านปาร์ดังเบซา ด่านสุไหงโกลก ซึ่งส่วนใหญ่เป็นเพียงการเติมใส่ถังน้ำมันรถตามปกติ สำหรับพื้นที่นอกเขตด่านศุลกากรมีการลักลอบในลักษณะกองทัพมดเที่ยวละประมาณ 20-200 ลิตร ส่วนใหญ่นำไปใช้ในกิจการของตนเองหรือนำไปขายสถานีบริการรายย่อยและแพปลา ส่วนการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทางทะเล ด้านอันดามันมีการใช้เรือประมงขนาดเล็กหรือขนาดกลางไปรับซื้อน้ำมันจากเมือง ปะลิส เกาะลังกาวี และเกาะปีนัง ประเทศมาเลเซีย หรือซื้อจากเรือบรรทุกน้ำมัน (Tanker) ที่ลอยลำจำหน่ายบริเวณเกาะแป๊ะเสือ (เกาะ หัวโล้น) บริเวณเขตรอยต่อของประเทศไทย มาเลเซีย และอินโดนีเซีย โดยทางด้านอ่าวไทย จะมีเรือ Tanker ขนาด 2-5 ล้านลิตร จอดลอยลำจำหน่ายน้ำมันบริเวณนอกเขตต่อเนื่องคือประมาณ 25 ไมล์ทะเลจากชายฝั่งขนถ่ายน้ำมันให้แก่เรือประมงดัดแปลงลักลอบนำมาขายแก่ สถานีบริการชายฝั่งและแพปลา นอกจากนี้ยังพบว่ามีการนำสารโซลเว้นท์ไปปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งในระบบ และนอกระบบ จำหน่ายให้กับเรือประมงและแพปลาอีกด้วย
2. ศูนย์ป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยมิชอบด้วยกฎหมาย (ศปนม.) ได้เพิ่มมาตรการเฉพาะในการแก้ไขปัญหาดังกล่าว คือ การเพิ่มความเข้มในการตรวจการณ์ทางทะเล โดยให้กองกำกับ 1-5 กองตำรวจน้ำ ออกตรวจสอบและพิสูจน์ทราบเรือประมงที่แล่นอยู่ในทะเลอาณาเขตและเขต ต่อเนื่อง ทั้งฝั่งอันดามันและอ่าวไทย โดยให้ชุดปฏิบัติการทางบกเน้นการตรวจสอบแพปลาและสถานีบริการ ชายฝั่ง การตรวจสอบอู่ต่อเรือเพื่อป้องกันมิให้ทำการต่อเรือประมงดัดแปลงเป็นเรือ บรรทุกน้ำมัน และการเฝ้าติดตามโรงกลั่น ผู้ผลิตสารละลายไฮโดรคาร์บอน (โซลเว้นท์) ตัวแทนนายหน้า (Jobber) และผู้ใช้สารละลาย โซลเว้นท์ปลายทาง เพื่อมิให้นำสารโซลเว้นท์ออกนอกระบบไปปลอมปนกับน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่าย ในสถานีบริการ ตลอดจนการตรวจสอบสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงริมน้ำ และท่าเทียบเรือบริเวณปากอ่าวไทย ลำน้ำ เจ้าพระยา และลำน้ำท่าจีนเพื่อป้องกันปราบปรามมิให้นำน้ำมันเชื้อเพลิงที่ยกเว้นภาษี ออกมาขายในสถานีบริการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-5 ผลกระทบราคาน้ำมันต่อเศรษฐกิจส่วนรวม (สศช.)
เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้รายงานต่อที่ประชุมสรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้
1. เนื่องจากผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันในกลุ่ม OPEC ได้มีข้อตกลงจำกัดปริมาณการผลิต ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกและราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไทยเพิ่มสูง ขึ้นในช่วงที่เศรษฐกิจไทยเริ่มฟื้นตัวในปี 2542 คณะกรรมการรัฐมนตรีว่าด้วยนโยบายเศรษฐกิจ จึงได้มีมติเมื่อวันที่ 27 กันยายน 2542 มอบหมายให้ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ประมาณการผลกระทบต่อเศรษฐกิจในภาพรวมในกรณีที่ราคาน้ำมันเพิ่มสูงในไตรมาส ที่ 4 ของปี 2542 ซึ่งสรุปได้ดังนี้
1.1 นักวิเคราะห์ตลาดน้ำมันคาดว่าราคาเฉลี่ยของน้ำมันดิบจากกลุ่ม OPEC จะมีราคาเฉลี่ย 22.5 ดอลลาร์ สรอ./บาร์เรล ในไตรมาสที่ 4 ของปี 2542 ทั้งนี้โดยมีข้อสมมติฐานของภาวะอากาศในฤดูหนาวในขั้นปกติ และไม่มีอุปสรรคของการผลิตน้ำมันเนื่องจากสถานการณ์การเมืองหรือ Y2K เกิดขึ้น
1.2 ราคาน้ำมันดิบที่เพิ่มสูงขึ้น จะส่งผลต่อเศรษฐกิจส่วนรวม 3 ด้าน ได้แก่
(1) ราคาขายปลีกของน้ำมันประเภทต่างๆ เพิ่มขึ้นตามไปด้วย (หากรัฐบาลไม่ใช้มาตรการ ภาษีเพื่อลดผลกระทบต่อราคาขายปลีก) ซึ่งจะทำให้ระดับราคาสินค้าเพิ่มขึ้น
(2) รายได้ที่จับจ่ายใช้สอยได้ ณ ราคาแท้จริง (Real Disposable Income) ลดลงและส่งผล ให้การบริโภคภาคเอกชนลดลง
(3) การเพิ่มขึ้นของระดับราคาสินค้าในประเทศมีผลให้ความสามารถในการส่งออกลดลง (เนื่องจากอัตราแลกเปลี่ยนที่แท้จริง หรืออัตราแลกเปลี่ยนที่ปรับด้วยอัตราเงินเฟ้อ Real Effective Exchange Rate สูงขึ้น) หากประเทศคู่แข่งไม่ถูกผลกระทบจากราคาน้ำมัน นอกจากนั้นผลต่อเศรษฐกิจโลกจะส่งผลให้อุปสงค์ต่อสินค้าส่งออกของไทยลดลง
1.3 การประเมินผลกระทบกรณีราคาน้ำมันดิบ 22.60 เหรียญ สรอ./บาร์เรล เทียบกับกรณีฐานสรุปได้ดังนี้
(1) ราคาขายปลีกน้ำมันที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 10 จะทำให้ดัชนีราคาผู้บริโภคเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.27
(2) ระดับราคาผู้บริโภคที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.27 จะทำให้รายได้ที่สามารถจับจ่ายใช้สอยได้ ณ ราคาแท้จริงลดลงร้อยละ 0.27
(3) ถ้ารายได้ที่สามารถจับจ่ายใช้สอยได้ลดลงร้อยละ 1 จะทำให้การบริโภคภาคเอกชน ลดลงร้อยละ 0.867
(4) สศช. คาดว่าการบริโภคภาคเอกชนจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 2 ในปี 2542 หรือมีมูลค่าประมาณ 1,547,162.5 ล้านบาท ณ ราคาปีฐาน 2531 ดังนั้นหากราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 10 จะ ทำให้การบริโภคภาคเอกชนลดลงเหลือ 1,543,526.7 ล้านบาท หรือลดลงประมาณ 3,636 ล้านบาท หรือ การขยายตัวของการบริโภคน้อยกว่ากรณีที่ไม่มีผลจากราคาน้ำมันในไตรมาสที่ 4 ร้อยละ 0.28
(5) สศช. คาดว่าปริมาณการส่งออกจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 5.0 ในปี 2542 ดังนั้น หากราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 10 จะทำให้อัตราการขยายตัวของปริมาณการส่งออกลดลง โดยขยายตัวร้อยละ 4.36
(6) จากปัจจัยการขยายตัวด้านการบริโภคภาคเอกชนและการส่งออกที่ลดลง ส่งผลให้การขยายตัวของเศรษฐกิจต่ำกว่ากรณีที่ไม่มีผลจากราคาน้ำมันไตรมาสที่ 4 ร้อยละ 0.39
(7) จากการคำนวณโดยตารางปัจจัยการผลิตและผลผลิตปี 2533 หากราคาน้ำมันขายส่งเพิ่มขึ้นร้อยละ 1 สาขาที่มีแรงกดดันต่อต้นทุนการผลิตเนื่องจากการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมัน ได้แก่ สาขาประมงทะเล เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.22 สาขาการขนส่งทางบกเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.22-0.25 สาขาการขนส่งผู้โดยสารและสินค้าทางน้ำเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.29 และการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.15
2. ในปัจจุบันรัฐบาลได้มีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมัน เช่น การชดเชยราคาก๊าซหุงต้ม LPG จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงประมาณ 7.66 บาทต่อกิโลกรัม (หรือ 938 ล้านบาทต่อเดือน) เพื่อให้มี ราคาต่ำ และการบรรเทาภาระของผู้ประกอบการประมงโดยชดเชยราคาน้ำมันดีเซลในอัตรา 0.97 บาท/ลิตร โดย คชก. จัดสรรวงเงินไว้ประมาณ 190 ล้านบาท เป็นต้น การบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันควรพิจารณาข้อดีข้อเสียของทางเลือกที่สำคัญๆ ได้แก่
2.1 การประหยัดพลังงาน ประเทศไทยยังคงพึ่งการนำเข้าน้ำมัน โดยในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2542 มีการนำเข้าน้ำมัน 55,328 ล้านบาท มากกว่ารายได้จากการส่งออกของสินค้าเกษตรหลัก ได้แก่ ข้าว ยางพารา และผลไม้ซึ่งสร้างรายได้จากการส่งออกรวมกันเท่ากับ 53,031 ล้านบาท ดังนั้นการประหยัดการใช้พลังงานจึงเป็นมาตรการสำคัญ
2.2 การลดภาษีสรรพสามิต หากรัฐบาลพิจารณาลดภาษีน้ำมันเบนซินและ น้ำมันดีเซลลงเพื่อมิให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มขึ้นต่อไปอีก ปริมาณการใช้น้ำมันจะไม่เปลี่ยนแปลงไปจากประมาณการเดิมของสำนักงานคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และผลกระทบด้านลบต่อเศรษฐกิจดังกล่าวข้างต้นจะลดลง แต่จะเกิดผลกระทบต่อรายได้จากภาษีดังนี้
(1) ราคาหน้าโรงกลั่นที่เพิ่มขึ้น 1 บาท/ลิตร และรัฐบาลจะต้องลดภาษีสรรพสามิตลง 0.90 บาท/ลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกคงอยู่ที่ระดับปัจจุบัน จะส่งผลกระทบต่อรายได้ภาษีสรรพสามิตของรัฐบาล โดยหากรัฐบาลลดภาษีสรรพสามิตเฉพาะน้ำมันดีเซลลงจะทำให้รายได้ภาษีสรรพสามิต ของรัฐบาล ลดลง 13,687 ล้านบาท และหากรัฐบาลลดภาษีสรรพสามิตทั้งน้ำมันดีเซลและเบนซินลงจะทำให้รายได้ภาษี สรรพสามิตของรัฐบาลลดลง 20,405.7 ล้านบาท
(2) การลดภาษีสรรพสามิตจะส่งผลให้ภาษีเกี่ยวเนื่องกับน้ำมันลดลงด้วย เช่น การลดภาษี สรรพสามิตน้ำมันเบนซินธรรมดาลง 0.90 บาท/ลิตร จะทำให้ภาษีท้องที่ลดลง 0.09 บาท/ลิตร สำหรับภาษีมูลค่าเพิ่มของราคาขายส่งจะเพิ่มขึ้นเล็กน้อยคือ 0.0007 บาท/ลิตร ทั้งนี้เนื่องจากราคา ณ โรงกลั่นเพิ่มขึ้น ดังนั้นหากรัฐบาลลดภาษีสรรพสามิตเฉพาะน้ำมันดีเซลจะทำให้ภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายส่งเพิ่มขึ้น 5.23 ล้านบาท
(3) ดังนั้นการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและดีเซลลงลิตรละ 0.90 บาทจะทำให้ รายได้จากภาษีน้ำมันโดยรวมลดลงประมาณ 22,430.4 ล้านบาท และในกรณีที่รัฐบาลไม่พิจารณาลดภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ระดับราคาสินค้าที่สูงขึ้นจะทำให้การบริโภคภาคเอกชนลดลงประมาณ 3,636 ล้านบาท หรือคิดเป็นการลดลงของภาษีมูลค่าเพิ่มประมาณ 210 ล้านบาท
(4) การลดราคาขายปลีกน้ำมันลง 1 บาท โดยการลดภาษีจะทำให้ขาดดุลงบประมาณ เพิ่มขึ้นประมาณ 20,400 ล้านบาท ซึ่งจะเป็นภาระเพิ่มขึ้นจากการขาดดุลงบประมาณปี 2543 ซึ่งเดิมคาดว่า จะขาดดุลประมาณ 110,000 ล้านบาท จึงต้องพิจารณาถึงการชดเชยการขาดดุลงบประมาณที่จะเพิ่มขึ้น เช่น การเพิ่มภาษีประเภทอื่นๆ การหารายได้จากการแปรรูปรัฐวิสาหกิจ เป็นต้น อย่างไรก็ตามมาตรการชดเชยการขาดดุลอาจส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจเช่นกัน นอกจากนั้นการขาดดุลงบประมาณเพิ่มขึ้นอาจส่งผลให้ค่าเงินบาทอ่อนลง หากนักลงทุนเห็นว่าจะเป็นผลเสียต่อการขยายตัวของเศรษฐกิจในอนาคต
3. ทางเลือกที่น่าจะพิจารณาโดยมีหลักการที่จะช่วยเหลือภาคเศรษฐกิจที่มีผลกระทบ ต่อประชาชน ส่วนใหญ่นอกเหนือจากการช่วยเหลือโดยการชดเชยราคาก๊าซหุงต้ม และน้ำมันดีเซลในสาขาประมง เช่น อาจมีการพิจารณาชะลอราคาค่าบริการขนส่งมวลชน และค่าไฟฟ้า เป็นต้น โดยรัฐให้การชดเชยส่วนต่างราคาน้ำมัน ที่เพิ่มขึ้นเป็นเพียงบางส่วน รวมทั้ง ควรส่งเสริมแหล่งพลังงานทดแทน เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ เพื่อช่วยลด การพึ่งพิงน้ำมันในระยะยาว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-6 ผลกระทบต่อราคาสินค้า (กรมการค้าภายใน)
อธิบดีกรมการค้าภายใน ได้รายงานต่อที่ประชุมสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. ราคาน้ำมันดีเซลได้เพิ่มสูงขึ้น จากเฉลี่ยลิตรละ 8.30 บาท ในเดือนมิถุนายน 2542 เป็นลิตรละ 11.04 บาท ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2542 ซึ่งคาดว่าจะมีผลกระทบต่อต้นทุนสินค้าร้อยละ 0.03 - 4.51 โดย รถยนต์นั่งจะกระทบน้อยที่สุด คือร้อยละ 0.03 หรือ 89.13 บาทต่อคัน ในขณะที่ปูนซีเมนต์ (ปอร์ตแลนต์) จะกระทบมากที่สุดคือร้อยละ 4.51 หรือ 100.08 บาทต่อตัน
2. การที่ผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตต่อหน่วยต่ำ เนื่องจากสัดส่วนของน้ำมันเชื้อเพลิงในโครงสร้างต้นทุนรวมของการผลิตสินค้า ดังกล่าวไม่สูงนัก แต่โดยรวมแล้วผู้ประกอบการจะมีค่าใช้จ่ายในการประกอบธุรกิจเพิ่มสูงขึ้น
3. ปัจจุบันมีสินค้าอุตสาหกรรมที่แจ้งขอปรับราคา จำนวน 2 รายการ โดยเป็นการปรับราคาเนื่องจากต้นทุนนำเข้าหรือวัตถุดิบเพิ่มสูงขึ้น สืบเนื่องมาจากค่าเงินบาทอ่อนตัว มิใช่เป็นผลกระทบจากราคาน้ำมันเพิ่ม สูงขึ้น คือ ยารักษาโรคแผนปัจจุบัน จำนวน 1 รายการ โดยเป็นยานำเข้าที่รักษาเฉพาะโรค และสายไฟฟ้า จำนวน 1 รายการ เนื่องจากต้นทุนวัตถุดิบ คือทองแดงมีราคาสูงขึ้นตามภาวะตลาดโลก ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างดำเนินการวิเคราะห์ต้นทุนยังมิได้อนุมัติให้ปรับราคา แต่อย่างใด และจากการตรวจสอบสภาวะตลาดในเขต กรุงเทพฯ และปริมณฑล รวมทั้งต่างจังหวัด ราคาสินค้าส่วนใหญ่ยังไม่เปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-7 ปัจจัยที่มีผลต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ
ฝ่ายเลขานุการ ฯ ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 3/2542 (ครั้งที่ 69) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2542 มีความเห็นว่า การที่รัฐจะเข้าไปแทรกแซงการกำหนดราคาน้ำมัน ควรจะพิจารณาจากระดับราคาน้ำมันที่จะมีผลกระทบต่อการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ โดยให้ใช้ระดับราคาน้ำมันที่ส่งผลกระทบให้เศรษฐกิจชะลอตัวลงร้อยละ 0.5 จากแนวโน้มเดิม เป็นระดับราคาเบื้องต้นที่รัฐเข้าไปแทรกแซง ซึ่งประกอบด้วยราคาน้ำมันดิบดูไบในระดับ 25 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็นเกณฑ์ และให้คำนึงถึงราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ รวมทั้งอัตราแลกเปลี่ยนร่วมด้วย
2. ปัจจัยที่มีผลต่อราคาน้ำมันสำเร็จรูปของไทย ได้แก่ ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลก และอัตราแลกเปลี่ยน โดยราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกที่เป็นราคาอ้างอิงของไทยใช้ราคาในตลาดจร สิงคโปร์ เนื่องจากเป็นตลาดซื้อ/ขายน้ำมันแหล่งใหญ่ที่ใกล้ไทยมากที่สุด ซึ่งการเปลี่ยนแปลงเป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันดิบแต่ในระดับที่แตก ต่างกัน โดยช่วงฤดูหนาวความต้องการใช้น้ำมันดีเซลจะสูง แต่น้ำมันเบนซินจะต่ำ การเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดีเซลในฤดูหนาวจึงมากกว่าราคาน้ำมันดิบ
3. การเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมันสำเร็จรูป $ 1 ต่อบาร์เรล จะมีผลให้ราคาขายปลีกของไทยเปลี่ยนแปลงประมาณ 25 สตางค์/ลิตร และค่าเงินบาทที่อ่อนตัวลง 1 บาท/เหรียญสหรัฐ จะทำให้ต้นทุนราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลของไทยสูงขึ้น 17 และ 15 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ ปัจจุบันราคาน้ำมันดูไบอยู่ในระดับ $ 22.6 ต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 97 เบนซินออกเทน 92 และดีเซลหมุนเร็ว อยู่ในระดับ $ 27.5, $ 25.4 และ $ 23.8 ต่อบาร์เรล ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3-8 ทางเลือกในการแก้ไขปัญหา
ฝ่ายเลขานุการ ฯ ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบถึงทางเลือกต่างๆ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการบรรเทา ผลกระทบที่เกิดจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้น เพื่อใช้ประกอบการพิจารณาตัดสินใจของรัฐบาล สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
1. การใช้กองทุนเพื่อแทรกแซงการกำหนดราคาน้ำมัน มีแนวทางดังนี้
1.1 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) ตั้งขึ้นตามเจตนารมย์ของพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อ เพลิง พ.ศ. 2516 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อใช้เป็นกลไกของรัฐในการป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมัน เชื้อเพลิง และ ในกรณีที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกสูงขึ้นจะใช้ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมัน เชื้อเพลิงของประเทศ หลังจากปี 2534 รัฐบาลได้ยกเลิกการควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และเหลือเพียงก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ยังคงมีการควบคุมราคาอยู่ ปัจจุบันกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจึงใช้ในการรักษาระดับราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวเป็นหลัก และส่วนหนึ่งใช้เป็นค่าใช้จ่ายในการปราบปรามน้ำมันเถื่อน และการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
(2) ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สิ้นเดือนกันยายน 2542 อยู่ในระดับ 3,580 ล้านบาท และจะต้องใช้ในการจ่ายชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวประมาณเดือนละ 600 ล้านบาท ซึ่งจะต้องจ่ายชดเชยจนกระทั่งสิ้นฤดูหนาวเป็นเวลาอย่างน้อย 5 เดือน เพื่อไม่ให้มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว ซึ่งการชดเชยจะต้องใช้เงินในระดับที่ใกล้เคียงกับฐานะกองทุนฯ ในปัจจุบัน ดังนั้น ฐานะกองทุนน้ำมันฯ จึงไม่เพียงพอที่จะใช้ในการแก้ปัญหาน้ำมันราคาแพงในขณะนี้ได้
1.2 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
(1) ตั้งขึ้นด้วยวัตถุประสงค์เพื่อใช้เป็นทุนหมุนเวียนและใช้จ่ายช่วยเหลืออุด หนุนการดำเนินการเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 25 ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ปัจจุบันมีการเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากน้ำมันเบนซิน ดีเซล และเตาในอัตรา 4 สตางค์/ลิตร
(2) ฐานะกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2542 มีเงิน กองทุนฯ คงเหลือ 14,812 ล้านบาท โดยมีรายจ่ายสำหรับปีงบประมาณ 2543 ในระดับ 6,000 ล้านบาท/ปี การใช้เงินกองทุนฯ เพื่อรักษาระดับราคาน้ำมันไม่สามารถกระทำได้ในปัจจุบัน เนื่องจากไม่เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่บัญญัติไว้ในกฎหมาย และหากจะนำมาใช้ก็ต้องมีการแก้ไขกฎหมายดังกล่าว
1.3 การใช้เงินจากกองทุนชดเชยราคาน้ำมันเป็นเพียงการชะลอการปรับขึ้นราคาขาย ปลีกออกไป ทำให้ราคาน้ำมันไม่สะท้อนต้นทุนจริง และในที่สุดก็ต้องชะลอการปรับลดราคาลงเพื่อเพิ่มรายได้ให้แก่กองทุนก่อน ซึ่งในช่วงที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกลดลงแล้ว แต่ราคาในประเทศยังคงเพิ่มขึ้น ผู้บริโภคจะไม่ยอมรับการขึ้นราคา นอกจากนั้น จะทำให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคา ส่งผลให้มีการบริโภคน้ำมันที่ไม่สอดคล้องกับ ต้นทุนการนำเข้าของประเทศ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจส่วนรวมและดุลบัญชีเดินสะพัด
2. การแทรกแซงราคาน้ำมันโดยการลดภาษีสรรพสามิต มีแนวทางดังนี้
2.1 การลดภาษีสรรพสามิตสามารถกระทำได้ทันที โดยกระทรวงการคลังออกประกาศกระทรวงการคลังเพื่อลดอัตราภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลให้ราคาขายปลีกปรับลดลงตาม และสามารถแบ่งเบาภาระของประชาชนจากต้นทุนราคาน้ำมันที่สูงขึ้นได้ส่วนหนึ่ง แต่อย่างไรก็ตาม การลดภาษีสรรพสามิตจะทำให้รัฐมีรายได้ลดลง ดังนั้น จะต้องมีการพิจารณาให้รอบคอบ นอกจากนี้ อัตราของการลดอัตราภาษีสรรพสามิตต้องไม่เป็นระดับที่สูงเกินไป จนทำให้เกิดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่สอดคล้องกับต้นทุน และไม่เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
2.2 การลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซล 1 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันแต่ละชนิดลดลง 1.18 บาท/ลิตร และจะมีผลกระทบต่อปริมาณการใช้น้ำมันและรายได้ภาษีของรัฐ โดยปริมาณการใช้น้ำมันเบนซิน และดีเซลหมุนเร็วจะเพิ่มขึ้นเป็น 215 และ 476 ล้านลิตร/ปี ตามลำดับ และ รายได้ภาษีของรัฐโดยรวมจะลดลงปริมาณ 26,000 ล้านบาท/ปี
2.3 การลดภาษีสรรพสามิตเป็นการชะลอการปรับขึ้นราคาขายปลีก โดยใช้ภาษีสรรพสามิตเป็นตัวรับภาระต้นทุนที่สูงขึ้นของราคาน้ำมันในตลาดโลก ได้ส่วนหนึ่ง แต่สุดท้ายก็จำเป็นต้องปรับราคาขายปลีกขึ้นหากต้นทุนราคาน้ำมันเพิ่มสูงขึ้น มาก โดยรัฐต้องสูญเสียรายได้ ซึ่งในสภาพปัจจุบันรัฐขาดดุลงบประมาณอยู่แล้ว ดังนั้น จึงจำเป็นต้องขึ้นภาษีสินค้าอื่น หรือกู้เงินเพิ่มเพื่อให้พอเพียงงบประมาณรายจ่ายหรือลดงบประมาณ รายจ่ายลง นอกจากนี้ การลดภาษีสรรพสามิตทำให้ราคาไม่สะท้อนต้นทุน ทำให้การใช้พลังงานไม่มีประสิทธิภาพ
3. การใช้เพดานและฐานภาษีสรรพสามิตเพื่อแทรกแซงราคาน้ำมันในระยะยาว โดยใช้อัตราภาษีสรรพสามิตเพื่อเป็นตัวรับภาระต้นทุนที่สูงขึ้นของราคาน้ำมัน ในตลาดโลกในระดับหนึ่ง โดยเป็นการชะลอการปรับราคาขายปลีกออกไป ในทางกลับกันเมื่อต้นทุนราคาน้ำมันในตลาดโลกลดลง จะมีการปรับขึ้นอัตราภาษีสรรพสามิตสู่ระดับหนึ่ง เพื่อเพิ่มรายได้ของรัฐที่หายไปในช่วงปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต โดยกำหนดเป็นเพดานและฐานของอัตราภาษีสรรพสามิต และกำหนดเพดานและฐานของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะเข้าไป แทรกแซง ซึ่งแนวทางนี้ก็จะเป็นเพียงการชะลอการปรับราคาขายปลีกออกไป ทำให้ราคาน้ำมันไม่สอดคล้องกับต้นทุนจริง โดยเฉพาะเมื่อราคาตลาดโลกเริ่มลง แต่ราคาในประเทศไม่ลดลง ทำให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคา เกิดการบริโภคน้ำมันที่ไม่สอดคล้องกับต้นทุนการนำเข้าของประเทศ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจ ส่วนรวมและดุลบัญชีเดินสะพัด
4. การเจรจาปรับลดราคา ณ โรงกลั่น : เนื่องจากในช่วง 2-3 ปีที่ผ่านมา กำลังการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศมีมากเกินปริมาณความต้องการ ทำให้มีน้ำมันเหลือต้องส่งออก โดยในปี 2541 มีปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปส่งออก 5,255 ล้านลิตร ส่วนใหญ่เป็นน้ำมันเบนซิน ส่วนน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตามีการส่งออกเป็นบางช่วง ซึ่งราคาส่งออกส่วนใหญ่จะมีราคาต่ำยกเว้นช่วงที่น้ำมันส่งออกเป็นที่ต้องการ ของตลาด ผู้บริโภคจึงควรจะได้รับประโยชน์จากส่วนนี้ โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปเจรจากับโรงกลั่นเพื่อปรับลดราคาน้ำมันที่โรงกลั่นจำหน่ายในประเทศลงมา อยู่ในระดับใกล้เคียงกับราคาส่งออก (Export Parity) ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกลดลงในระดับ 0.10-0.20 บาท/ลิตร
นอกจากนี้ การกำหนดราคาน้ำมันเตาของโรงกลั่น ซึ่งอิงกับราคาน้ำมันเตาปริมาณกำมะถัน 3.5% โดยน้ำหนักบวกพรีเมี่ยม ซึ่งการกำหนดพรีเมี่ยมจะคำนวณจากความแตกต่างระหว่างราคาน้ำมันเตากำมะถัน 2% และกำมะถัน 3.5% ในตลาดจรสิงคโปร์ในช่วงเวลาหนึ่ง ปัจจุบันความแตกต่างของราคาน้ำมันเตาทั้งสองชนิดในตลาดจรสิงคโปร์ได้แคบลง ดังนั้น จึงควรให้ ปตท. รับไปเจรจากับโรงกลั่นเพื่อลดพรีเมี่ยมในสูตรการคำนวณราคาน้ำมันเตาหน้าโรงก ลั่น ซึ่งจะมีผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าถูกลง
5. การควบคุมราคาน้ำมันเชื้อเพลิง : ซึ่งในอดีตก่อนปี 2534 รัฐมีการควบคุมราคาขายส่ง ค่าการตลาด และราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้อยู่ในระดับคงที่ แต่มีการเปลี่ยนแปลงนาน ๆ ครั้ง การกลับไปควบคุมราคาขายปลีกดังกล่าวจะมีแต่ข้อเสีย กล่าวคือ ระบบกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเพียงการชะลอปรับราคาขายปลีกออกไป แต่ในที่สุดก็จำเป็นต้องมีการปรับเมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรับภาระไม่ได้ ทำให้ไม่มีเสถียรภาพทางด้านราคาในระยะยาว และการปรับราคาขายปลีกไม่สอดคล้องกับต้นทุนจริง การควบคุมค่าการตลาดในระดับที่ต่ำกว่าการลงทุนทำให้ไม่เกิดการแข่งขันและ พัฒนาในตลาดน้ำมัน และการบิดเบือนโครงสร้างราคา ทำให้เกิดการบริโภคน้ำมันที่ไม่สอดคล้องกับต้นทุนการนำเข้าของประเทศ ส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจส่วนรวมและดุลบัญชีเดินสะพัด
6. การไม่แทรกแซงการกำหนดราคา โดยปล่อยให้การกำหนดราคาน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาด จะมีข้อเสียเพียงประการเดียว คือ ประชาชนต้องรับภาระตามต้นทุนราคาน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นมาทันที แต่ราคาดังกล่าวจะเป็นการส่งสัญญาณที่แท้จริงให้ผู้บริโภคและตลาดน้ำมันปรับ ตัว สิ่งที่ตามมาจึงเป็นผลดี คือ กลไกตลาดสามารถทำงานได้เต็มที่ ราคาน้ำมันจะปรับตัวตามต้นทุน และผู้บริโภคจะปรับเปลี่ยนพฤติกรรมในการบริโภคให้สอดคล้องกับต้นทุนราคา โดยบริโภคน้อยลงเมื่อราคาสูงขึ้น ไม่เกิดการบิดเบือนของราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและลักษณะการบริโภคน้ำมันของ ประเทศทำให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ภาคเอกชนมีความมั่นใจในการลงทุนที่รัฐไม่แทรกแซงระบบการค้าเสรี
7. โครงการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ : เพื่อให้สอดคล้องกับสภาวการณ์ที่ราคาน้ำมันของประเทศได้ปรับตัวสูงขึ้นตาม ราคาน้ำมันในตลาดโลกและการเปลี่ยนแปลงเงินบาทต่อดอลลาร์สหรัฐได้อ่อนตัวลง และเพื่อกระตุ้นให้ประชาชนทราบถึงการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและ ประหยัดจะช่วยลดทั้งการลงทุนในการจัดหาพลังงานและค่าใช้จ่ายทางด้านเชื้อ เพลิงของประเทศ รวมทั้งยังช่วยประหยัดเงินตราต่างประเทศในภาวะที่ประเทศประสบปัญหาวิกฤตทาง เศรษฐกิจอีกด้วย ดังนั้น จึงจำเป็นต้องเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานในสาขา ที่มีการใช้พลังงานสูงให้เป็นไปอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะส่งผลให้มีการลดการนำเข้าพลังงาน และลดการขาดดุลการค้าของประเทศ เป็นการดำเนินนโยบายพลังงานของประเทศเพื่อมีส่วนในการช่วยแก้ไขปัญหา เศรษฐกิจของประเทศ
8. มาตรการระยะยาวสำหรับการส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติแทนน้ำมันในภาคขน ส่งมากขึ้น โดยการสนับสนุนการขยายจำนวนยานยนต์ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งในขณะนี้ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้มีการจัดทำแผนการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในยานยนต์ต่างๆ ซึ่ง นอกจากจะเป็นการช่วยทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว ยังช่วยลดปัญหามลพิษในอากาศได้อีกด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาด ดังนั้น รัฐจึงควรให้การส่งเสริมโดยการจัดหาเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำในการลงทุน ยกเว้นภาษีนำเข้าอุปกรณ์การดัดแปลงเครื่องยนต์ ถังก๊าซฯ และอุปกรณ์ที่ใช้ในสถานีบริการก๊าซฯ และใช้เงิน กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุน เช่น การให้เงินสนับสนุนแก่เจ้าของรถที่มีความประสงค์จะดัดแปลงเครื่องยนต์มาใช้ ก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น และหากเอกชนสนใจลงทุนในอุตสาหกรรม ดัดแปลงรถยนต์ หรือจัดตั้งสถานีบริการก๊าซฯ ควรให้ได้รับสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับการส่งเสริมการลงทุนด้วย
การพิจารณาและข้อสังเกตของที่ประชุม
1.สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้วิเคราะห์ผลกระทบของราคาน้ำมันที่สูงขึ้นในขณะนี้ว่า จะส่งผลกระทบต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจต่ำกว่ากรณีที่ไม่มีผลจากราคาน้ำมัน ที่สูงขึ้นในไตรมาสที่ 4 ร้อยละ 0.39 และผลกระทบทำให้ดัชนีราคาผู้บริโภคสูงขึ้นเพียงร้อยละ 0.27 ส่วนกรมการค้าภายในได้วิเคราะห์ว่ามีผลกระทบต่อต้นทุนสินค้าไม่มากนัก เนื่องจากน้ำมันคิดเป็นต้นทุนในการผลิตสินค้าค่อนข้างต่ำ
2.การสูงขึ้นของราคาน้ำมันในตลาดโลกในขณะนี้เป็นการเปลี่ยนแปลงตามภาวะ ปกติ ไม่ได้เกิดจากวิกฤตการณ์น้ำมันในตลาดโลกแต่อย่างใด แต่การสูงขึ้นของราคาขายปลีกของไทยเป็นผลจากภาวะภายในประเทศ คือ ค่าเงินบาทที่อ่อนตัวลงมาก จาก 25.50 บาท/เหรียญสหรัฐ มาอยู่ในระดับ 39-41 บาท/เหรียญสหรัฐ ซึ่งประชาชนจะต้องเผชิญกับค่าเงินบาทในระดับนี้ต่อไปในอนาคต การแก้ปัญหาที่ถูกต้องควรเป็นการ ทำให้ประชาชนยอมรับกับสถานการณ์ที่เป็นอยู่ในขณะนี้ว่าเป็นสถานการณ์ปกติ และจะต้องปรับตัวตามสภาวะแวดล้อมใหม่ มาตรการที่จะเป็นประโยชน์และควรกระทำมากที่สุด ได้แก่ การเร่งรัดและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยใช้พลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และปลูกฝังจิตสำนึกของประชาชนให้ตระหนักถึงการใช้พลังงานอย่างมีประโยชน์และ คุ้มค่า
3.การกำหนดอัตราภาษีน้ำมันที่ต่ำเกินไป จะทำให้การใช้พลังงานไม่มีประสิทธิภาพเท่าที่ควร ในปัจจุบันภาษีน้ำมันในประเทศไทยยังอยู่ในระดับที่ต่ำมาก เมื่อเทียบกับหลายๆ ประเทศ ดังนั้น ในระยะยาวควรมีการพิจารณาปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันให้สูงขึ้น
4.การพิจารณาแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันที่สูงขึ้น โดยการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันนั้นจะต้องพิจารณาอย่างรอบคอบ เพื่อมิให้มีผลกระทบต่อวินัยทางการคลังของประเทศ เพราะในขณะนี้รัฐบาลก็ขาดดุลการคลังในระดับที่สูงมากอยู่แล้ว การลดภาษีสรรพสามิตจะต้องไม่เป็นการส่งสัญญาณที่ไม่ถูกต้อง อันจะส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นต่อนโยบายเศรษฐกิจของรัฐบาล และอัตราแลกเปลี่ยน และหากอัตราแลกเปลี่ยนอ่อนตัวลงก็จะมีผลทำให้ราคาน้ำมันในประเทศสูงขึ้นอีก ดังนั้น หากมีการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมัน รัฐบาลจะต้องหารายได้จากแหล่งอื่นมาชดเชยเพื่อมิให้การขาดดุลการคลังเพิ่ม ขึ้น
5.เนื่องจากน้ำมันดีเซลมีการใช้กันมากในภาคการขนส่ง การเกษตรและประมง จึงควรมีการพิจารณาลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลลง โดยการลดภาษีสรรพสามิตลง 0.42 บาท/ลิตร เป็นเวลา 3 เดือน จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลง 0.50 บาท/ลิตร และรายได้ภาษีรวมลดลง 1,918 ล้านบาท แยกเป็นภาษี สรรพสามิต 1,629 ล้านบาท ภาษีเทศบาล 163 ล้านบาท และภาษีมูลค่าเพิ่ม 126 ล้านบาท
6.การลดภาษีน้ำมันดีเซลอาจมีผลกระทบต่อโครงสร้างการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง กล่าวคือ ผู้ใช้น้ำมันเบนซินบางส่วนอาจเปลี่ยนมาใช้ดีเซลมากขึ้น จึงควรให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ติดตามสถานการณ์การใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศอย่างใกล้ชิด
7.ผู้ว่าการการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ได้เรียนต่อที่ประชุมว่า การปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต จะทำให้เกิดภาระส่วนต่างของภาษีที่ได้ชำระไว้เดิม ชั้นวัตถุดิบสูงกว่าภาษีใหม่เมื่อมีการเติมสารเติมแต่ง (Additive) ซึ่งไม่สามารถขอคืนหรือขอลดหย่อนภาษีได้ แต่ในกรณีที่มีการปรับเพิ่มอัตราภาษี ผู้ค้าน้ำมันจะต้องเสียภาษีส่วนเพิ่ม ทำให้ไม่เป็นธรรมต่อผู้ค้าน้ำมัน ซึ่งรองอธิบดีกรมสรรพสามิต (นางเรณู รื่นกลิ่น) ได้ชี้แจงว่า กรมสรรพสามิตได้ส่งเรื่องดังกล่าวให้คณะกรรมการกฤษฎีกาตีความและได้มีการ วินิจฉัยว่า วัตถุดิบหรือส่วนประกอบในการผลิตสินค้าที่จะใช้ในการขอลดหย่อนภาษีสรรพสามิต ตามมาตรา 101 แห่งพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 จะต้องเป็นวัตถุดิบหรือส่วนประกอบเฉพาะที่นำมาใช้ต้องเป็นส่วนหนึ่งของ สินค้าที่ผลิตขึ้นโดยตรงเท่านั้น แต่น้ำมันเชื้อเพลิงที่นำมาเติมสารเติมแต่งมิใช่วัตถุดิบหรือส่วนประกอบที่ ใช้ในครั้งแรก จึงไม่สามารถนำภาษีที่เสียไว้ในชั้นวัตถุดิบเดิมมาหักลดหย่อนภาษีใหม่ได้ อย่างไรก็ตาม ที่ประชุมได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปดูรายละเอียดในเรื่อง นี้อีกครั้ง
มติของที่ประชุม
ให้เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานให้มีประสิทธิภาพ และมีผลเป็นรูปธรรมมากยิ่งขึ้น ดังนี้
1.1 เร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม และส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ
1.2 ส่งเสริมให้มีการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารทั่วไปที่ไม่ได้เป็นโรงงาน ควบคุมและอาคารควบคุม ซึ่งเป็นโรงงานและอาคารขนาดกลางและขนาดเล็ก
1.3 ส่งเสริมให้มีการใช้วัสดุอุปกรณ์และเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพในการใช้ พลังงานสูง ตลอดจนส่งเสริมระบบตลาดให้สามารถเข้ามารองรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
1.4 เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานสำหรับเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุที่ใช้ไฟฟ้า และกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ รวมทั้ง การติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพพลังงานที่มีมาตรฐาน
1.5 เร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง โดยมีมาตรการดังนี้
1.5.1 มาตรการระยะสั้น
(1) สร้างตัวอย่างที่ดีแก่สังคมในการประหยัดพลังงาน ให้ข้าราชการและผู้นำทางสังคมทำตัวเป็นตัวอย่าง และประชาสัมพันธ์ เผยแพร่ ส่งเสริม ยกย่องชุมชนหรือองค์กรที่ประสบความสำเร็จ ในการลดการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง
(2) ลดจำนวนรถยนต์บนถนน กระตุ้นให้ประชาชนทราบถึงการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดจะช่วย ลดทั้งการลงทุนในการจัดหาพลังงานและค่าใช้จ่ายทางด้านเชื้อเพลิงของประเทศ โดยให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ภายใต้โครงการรวมพลังหารสอง ทำการรณรงค์ผ่านสื่อและกิจกรรมต่างๆ ร่วมกับ กรุงเทพมหานคร (กทม.) สำนักงานคณะกรรมการจัดระบบการจราจรทางบก (สจร.) และจังหวัดที่มีการจราจรหนาแน่น เพื่อจูงใจให้ประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการเดินทางโดยใช้พาหนะร่วมกันไปที่ หมายเดียวกันหรือใกล้เคียงกัน (Car Pool) เดินทางโดยใช้จักรยาน หรือบริการขนส่งมวลชนในการเดินทาง ลดการเดินทางด้วยการติดต่อสื่อสารลักษณะอื่นแทน เช่น โทรศัพท์ โทรสาร ไปรษณีย์ หรือการใช้บริการส่งเอกสารและวัสดุแทนการส่งด้วยตนเอง
(3) จัดการจราจร ส่งเสริมความร่วมมือระหว่างหน่วยงาน เช่น สจร. และ กทม. ในการให้สิทธิรถสาธารณะและรถยนต์ส่วนบุคคลที่มีผู้โดยสารตั้งแต่ 3 คนขึ้นไป ได้สิทธิใช้เส้นทางด่วนกำหนดพื้นที่ชั้นในของ กทม. ที่ผู้ใช้รถจะต้องเสียค่าผ่านทาง เพื่อให้มีการเปลี่ยนมาใช้บริการรถสาธารณะมากขึ้นในการ เข้าเมือง จัดทำทางวิ่งจักรยานยนต์ทางด่วน และบนทางเท้าที่สามารถทำได้
(4) วางแผนก่อนเดินทาง ให้ สพช. สจร. และ กทม. เผยแพร่การให้ความรู้ความเข้าใจกับผู้ใช้รถพิจารณาและตรวจสอบความจำเป็นใน การเดินทาง วางแผนการเดินทางเพื่อกำหนดเส้นทางและช่วงเวลาการเดินทางถึงที่หมายอย่าง เหมาะสม หลีกเลี่ยงและลดการเดินทางในช่วงเวลาเร่งด่วน
(5) บำรุงรักษารถยนต์ สนับสนุนให้มีการตรวจวัดสภาพและปรับแต่งระบบควบคุมเครื่องยนต์ให้ถูกต้องตาม คุณลักษณะของรถ เพื่อให้การทำงานของเครื่องยนต์ดีขึ้น ส่งผลให้สิ้นเปลืองพลังงานน้อยลง สามารถเพิ่มประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงได้ประมาณ 10% โดยพิจารณาให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานส่งเสริมให้เกิดธุรกิจ บริการตรวจวัดสภาพเครื่องยนต์ โดยร่วมมือกับหน่วยงานหรือองค์กรหลัก เช่น การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) กรมการขนส่งทางบก หรือสถานีบริการน้ำมันที่สามารถให้บริการตรวจวัดสภาพและปรับแต่งระบบควบคุม เครื่องยนต์ให้ถูกต้อง นอกจากนั้น ให้ สพช. และหน่วยงานที่ เกี่ยวข้องทำการประชาสัมพันธ์กระตุ้นเจ้าของรถยนต์ให้ตระหนักถึงประโยชน์ที่ ได้รับหากรู้จักดูแลบำรุงรักษา ตรวจซ่อมเครื่องยนต์และรถอย่างสม่ำเสมอ เช่น การตรวจดูลมยางรถยนต์ให้มีความดันพอเหมาะกับการใช้งาน การเปลี่ยนน้ำมันเครื่อง ไส้กรองน้ำมันเครื่อง ไส้กรองน้ำมันเชื้อเพลิง และไส้กรองอากาศอย่างสม่ำเสมอ ซึ่งจะส่งผลให้มีการเผาไหม้ที่สมบูรณ์ การทำงานของเครื่องยนต์มีประสิทธิภาพ และไม่สิ้นเปลืองน้ำมันเชื้อเพลิง
(6) ใช้รถยนต์ถูกวิธี สนับสนุนกรมการขนส่งทางบก หรือองค์กรที่เกี่ยวข้องในการฝึกอบรมสร้างความรู้ความเข้าใจกับผู้ขับรถ เพื่อให้ทราบถึงวิธีการใช้รถยนต์อย่างถูกวิธี ซึ่งเป็นเรื่องที่สามารถปฏิบัติได้โดยไม่ต้องลงทุนเพิ่ม แต่ยังได้รับประโยชน์เป็นเงินที่ประหยัดค่าน้ำมันได้ เช่น ไม่เร่งเครื่องยนต์ เมื่อเริ่มออกเดินทาง ขับเคลื่อนด้วยความเร็วสม่ำเสมอ เลือกขับที่ความเร็ว 60-80 กิโลเมตรต่อชั่วโมง เพื่อ ลดการสึกหรอ และเพื่อให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ เลือกใช้เกียร์ความเร็วและความเร็วรอบที่ สอดคล้องกัน หลีกเลี่ยงการติดตั้งอุปกรณ์เสริมหรือตกแต่งที่จะทำให้เครื่องยนต์ทำงานหนัก ขึ้น หรือทำให้เกิดการต้านลมขณะเดินทาง หลีกเลี่ยงและลดการบรรทุกสัมภาระสิ่งของที่ไม่จำเป็นในการเดินทางเพื่อลด น้ำหนักของรถ เลือกใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมให้เกิดการเผาไหม้ที่สะอาด และสอดคล้องกับชนิดของเครื่องยนต์ เพื่อให้เครื่องยนต์ทำงานอย่างมีประสิทธิภาพลดการสูญเสียพลังงาน เช่น ไม่ใช้น้ำมันที่มีออกเทนสูงเกินความจำเป็นของเครื่องยนต์
1.5.2 มาตรการระยะปานกลาง
(1) ร่วมมือและสนับสนุนองค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพในการปรับปรุงคุณภาพการให้ บริการของรถเมล์ และเร่งรัดให้การก่อสร้างระบบขนส่งมวลชนต่างๆ ให้เสร็จตามเวลาที่กำหนด
(2) ปรับเปลี่ยนแนวทางในการให้การสนับสนุนและการเก็บภาษี เพื่อให้เกิดการใช้รถสาธารณะให้มากที่สุด ผู้ที่ต้องการใช้รถยนต์ส่วนบุคคลจะต้องเสียค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้น รถส่วนบุคคลจะต้องเสียภาษีในการจดทะเบียนและภาษีป้ายวงกลมสูงขึ้นตามขนาดและ ประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องยนต์ นอกจากนั้นเจ้าของรถส่วนตัวจะต้องเสียภาษีน้ำมันสูงขึ้นด้วย
(3) ส่งเสริมการขายรถยนต์ประสิทธิภาพสูง โดยอาจใช้เงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสนับสนุนการประชา สัมพันธ์เพื่อจูงใจให้มีการติดฉลากหรือโฆษณาประชาสัมพันธ์รถยนต์ประสิทธิภาพ สูง
(4) ให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสนับสนุนสถาบันการศึกษาค้นคว้า วิจัย และพัฒนาต้นแบบของยานพาหนะหรืออุปกรณ์ประกอบยานพาหนะที่มีการใช้เชื้อเพลิง ที่มีประสิทธิภาพ
(5) ส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงที่สะอาด เช่น ก๊าซธรรมชาติอัด (Compressed Natural Gas : CNG) ในรถประจำทางและรถขนส่งมวลชนหรือการใช้ยานพาหนะที่สามารถเปลี่ยนชนิดเชื้อ เพลิงได้ เช่น Hybrid Vehicles หรือยานพาหนะอื่นที่ประหยัดพลังงานหรือก่อให้เกิดมลพิษน้อยในเขตเมืองเพื่อ ช่วยลดมลภาวะทางอากาศ
1.5.3 มาตรการระยะยาว
(1) สนับสนุนกรมการผังเมืองให้มีการนำผังเมืองที่มีผลต่อการลดความต้องการในการ เดินทางมาใช้อย่างจริงจัง ผังเมืองดังกล่าวเป็นผังที่ทำให้บ้าน โรงเรียน และที่ทำงานอยู่ใกล้กัน
(2) ร่วมมือกับกระทรวงศึกษาธิการในการปรับปรุงคุณภาพของโรงเรียนให้ ใกล้เคียงกันจะเป็นผลให้ผู้ปกครองส่งนักเรียนเรียนในโรงเรียนใกล้บ้าน ลดความต้องการในการเดินทาง และเพิ่มคุณภาพชีวิต
1.6 ส่งเสริมมาตรการอนุรักษ์พลังงานในสาขาเกษตร โดย
(1) สนับสนุนกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ให้ศึกษาโครงสร้างการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ และพลังงานแบบดั้งเดิมในสาขาการเพาะปลูก สาขาการประมง และการเกษตรอื่นๆ และแนวทางในการเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิต
(2) ร่วมมือและสนับสนุนสถาบันการศึกษาปรับปรุงพัฒนาการของเครื่องจักรเครื่อง ยนต์ในการเกษตรให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น เช่น รถแทรกเตอร์ รถไถนา 2 ล้อ ระหัดวิดน้ำ เครื่องสูบน้ำ และ เครื่องพ่นยาปราบศัตรูพืช เป็นต้น
(3) ส่งเสริมให้องค์กรบริหารส่วนท้องถิ่นมีการใช้ระบบสูบน้ำพลังงานแสงอาทิตย์ และเครื่องสกัดสารกำจัดศัตรูพืชพลังงานแสงอาทิตย์ เพื่อลดปริมาณการใช้เครื่องยนต์ดีเซล
1.7 ส่งเสริมและรณรงค์ให้เกิดการตื่นตัวต่อการประหยัดพลังงานในระดับชาติ โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นให้ประชาชนทุกระดับทั่วประเทศเกิด กระแสความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานและสร้างจิตสำนึกด้านการอนุรักษ์ พลังงานให้กับกลุ่มเป้าหมายทุกกลุ่มอย่างต่อเนื่อง
ทั้งนี้ ให้ใช้เงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการ ดำเนินงานของหน่วยงานต่างๆ ซึ่งไม่ได้รับการจัดสรรค่าใช้จ่ายส่วนนี้จากงบประมาณปกติ หรือได้รับแต่ไม่เพียงพอที่จะใช้พัฒนางานให้สำเร็จได้อย่างจริงจัง หรืออาจให้เป็นค่าใช้จ่ายสมทบเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายทั่วไปในการจัดซื้อจัดหา อุปกรณ์ ครุภัณฑ์ และค่าใช้จ่ายอื่นๆ รวมทั้งจัดหาบุคลากร หรือที่ปรึกษาเพิ่มเติม เพื่อให้สามารถดำเนินงานและประสานกับหน่วยงานอื่นได้อย่างมีประสิทธิภาพ
ให้มีการเลือกใช้พลังงาน ดังนี้
2.1 ส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภทสอดคล้องกับความต้องการของเครื่อง ยนต์ และมอบหมายให้กระทรวงพาณิชย์ (กรมทะเบียนการค้า) สพช. และ ปตท. รับไปดำเนินการเจรจากับผู้ค้าน้ำมันในการลดค่าออกเทนของน้ำมันเบนซินพิเศษ จากออกเทน 97 เหลือ 95 และเบนซินธรรมดาจากออกเทน 92 เหลือ 91 ตามมาตรฐานของทางราชการ เพื่อลดความสูญเสียต่อเศรษฐกิจของประเทศโดยรวม
2.2 ลดการใช้น้ำมันเตาและดีเซลในการผลิตไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการดังนี้
(1) ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้นในโรงไฟฟ้าบางปะกง และพระนครใต้
(2) เร่งรัดการติดตั้งหน่วยกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ของโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 ให้แล้วเสร็จ และสามารถใช้งานได้ในเดือนมกราคม 2543
(3) ให้จัดหาถ่านลิกไนต์คุณภาพสูง (กำมะถันต่ำ) จากภาคเอกชนมาใช้ในโรงไฟฟ้า แม่เมาะอย่างเต็มที่ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาถูกกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า
(4) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว เพิ่มขึ้น ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำงึม และเซเสด
(5) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน หรือพลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
2.3 ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล และการแปรรูปจากมูลฝอยโดยเฉพาะเพื่อการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยใช้กองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนการดำเนินการดังกล่าว เพื่อช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง
2.4 ในระยะยาวให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิง เพื่อความมั่นคงในการจัดหา เชื้อเพลิงของประเทศ การพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่งมากเกินไปจะก่อให้เกิดความเสี่ยงในการ จัดหาเชื้อเพลิงให้แก่ประเทศ และเนื่องจากถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงที่มีแหล่งสำรองอยู่มาก และกระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆ ทั่วโลก รวมทั้ง ราคาค่อนข้างมีเสถียรภาพ ถ่านหินจึงน่าจะเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในอนาคต ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลงได้
กำหนดแนวทางในการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว เพื่อให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด โดย
3.1 ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยเพื่อตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3.2 ปรับหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้าลดลงจากระดับปัจจุบัน (ซึ่ง เท่ากับราคาปิโตรมิน+0$) หากราคาก๊าซฯ ยังคงปรับตัวสูงขึ้นจากปัจจุบันอีกจนถึงระดับที่กองทุนฯ ไม่สามารถ รับการชดเชยต่อไปได้
3.3 หลังจากดำเนินการตามข้อ 3.1-3.2 แล้ว หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่สามารถรับภาระการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวได้ ให้ดำเนินการปรับเพิ่มราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว
เพื่อเป็นการลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ให้ กฟผ. สามารถใช้น้ำมันเตากำมะถันไม่เกิน 1.0% และค่าแอสฟัลทีนระดับปกติมาใช้ในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือได้ ทั้งนี้โดยความเห็นชอบของกรมควบคุมมลพิษ
เร่งรัดการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
5.1 เพิ่มความเข้มในการตรวจการณ์ทางทะเล โดยให้กองกำกับ 1-5 กองตำรวจน้ำออกตรวจสอบและพิสูจน์ทราบเรือประมงที่แล่นอยู่ในทะเลอาณาเขตและ เขตต่อเนื่อง (ช่วง 0-24 ไมล์ทะเลจากชายฝั่ง) ทั้งฝั่งอันดามันและอ่าวไทย เพื่อตัดโอกาสมิให้ลักลอบนำน้ำมันจากเรือประมงดัดแปลงจำหน่ายให้กับเรือ ประมงหรือนำขึ้นฝั่ง
5.2 ตรวจสอบแพปลา และสถานีบริการชายฝั่งโดยให้ชุดปฏิบัติการทางบกศูนย์ป้องกันและปราบปรามการ ลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยมิชอบด้วยกฎหมาย (ศปนม.) เน้นตรวจสอบบริเวณแพปลา และสถานีบริการชายฝั่งเป้าหมายมิให้มีการขนถ่ายหรือลักลอบนำขึ้นฝั่งทุก รูปแบบ
5.3 ตรวจสอบอู่ต่อเรือ เพื่อป้องกันปราบปรามมิให้ทำการต่อเรือประมงดัดแปลงเป็นเรือบรรทุกน้ำมัน เพื่อใช้ในการลักลอบนำน้ำมันเชื้อเพลิงหลีกเลี่ยงภาษีเข้ามาในราชอาณาจักร
5.4 เฝ้าติดตามโรงกลั่น ผู้ผลิตสารละสายไฮโดรคาร์บอน (โซลเว้นท์) ตัวแทนนายหน้า (Jobber) และผู้ใช้สารละลายโซลเว้นท์ปลายทาง มิให้นำสารโซลเว้นท์ออกนอกระบบไปปลอมปนกับน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่ายใน สถานีบริการ
5.5 ตรวจสอบสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงริมน้ำ และท่าเทียบเรือบริเวณปากอ่าวไทย ลำน้ำ เจ้าพระยา และลำน้ำท่าจีนเพื่อป้องกันปราบปรามมิให้นำน้ำมันเชื้อเพลิงที่ยกเว้นภาษี เช่น น้ำมันเชื้อเพลิงที่เติมให้กับเรือสินค้าต่างประเทศออกมาขายในสถานีบริการ
6.ส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคคมนาคมขนส่งมากขึ้น โดยสนับสนุนการขยายจำนวน รถยนต์ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ได้แก่ รถโดยสารประจำทางของ ขสมก. รถบรรทุก รถแท๊กซี่ และ รถยนต์นั่งส่วนบุคคล เป็นต้น ซึ่งนอกจากจะเป็นการช่วยทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว ยังช่วยลดปัญหามลพิษในอากาศได้อีกด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาด โดยรัฐควรให้การส่งเสริมโดยการจัดหาเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำในการลงทุน ยกเว้นภาษีนำเข้าอุปกรณ์การดัดแปลงเครื่องยนต์ ถังก๊าซฯ และอุปกรณ์ที่ใช้ในสถานีบริการก๊าซฯ และใช้เงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุน เช่น การให้เงิน สนับสนุนแก่เจ้าของรถที่มีความประสงค์จะดัดแปลงเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ ธรรมชาติ เป็นต้น และหากเอกชนสนใจลงทุนในอุตสาหกรรมดัดแปลงรถยนต์ หรือจัดตั้งสถานีบริการก๊าซฯ ควรให้ได้รับสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับการส่งเสริมการลงทุนด้วย โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้
6.1 มอบหมายให้ ปตท. เร่งรัดการดำเนินการตามแผนการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่งตามที่ได้กำหนดไว้แล้ว
6.2 มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง กระทรวงคมนาคม สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้การสนับสนุนในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การดำเนินการส่งเสริมการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในภาค ขนส่งบรรลุผลสำเร็จ
7.ให้มีการเจรจาปรับลดราคา ณ โรงกลั่น ดังนี้
7.1 มอบหมายให้ ปตท. รับไปเจรจากับโรงกลั่นน้ำมันเพื่อปรับลดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมัน เชื้อเพลิงเพื่อให้ราคาน้ำมันที่โรงกลั่นจำหน่ายในประเทศลดลงมาอยู่ในระดับ ที่ใกล้เคียงกับราคาส่งออก (Export Parity) ทั้งนี้เนื่องจาก ในช่วง 2-3 ปีที่ผ่านมา กำลังการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปของประเทศมีมากเกินปริมาณความต้องการทำให้มี น้ำมันเหลือต้องส่งออก ซึ่งราคาส่งออกส่วนใหญ่จะต่ำกว่าราคาที่ขายภายในประเทศ
7.2 มอบหมายให้ ปตท. รับไปเจรจากับโรงกลั่นน้ำมันเพื่อลดราคาน้ำมันเตาที่จำหน่ายให้ กฟผ. เพื่อให้ราคาน้ำมันเตาอยู่ในระดับไม่สูงกว่าราคาที่สามารถนำเข้าได้จาก สิงคโปร์
8.มอบหมายให้กระทรวงคมนาคมรับไปดำเนินการตรึงราคาค่าโดยสารสำหรับรถโดยสาร ประจำทางของ ขสมก. รถไฟ และรถโดยสารของบริษัท ขนส่ง จำกัด รวมทั้ง ให้พิจารณาลดค่าธรรมเนียมที่เก็บจาก รถร่วมบริการเพื่อเป็นการลดต้นทุนของผู้ประกอบการ โดยให้พิจารณาร่วมกับกระทรวงการคลังในการพิจารณาหารายได้ส่วนอื่นมาชดเชย
9.มอบหมายให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล 0.42 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราว มีระยะเวลา 3 เดือน โดยเริ่มตั้งแต่วันที่ 6 ตุลาคม 2542 ถึงวันที่ 5 มกราคม 2543 และให้กระทรวงการคลังรับไปจัดทำข้อเสนอในการจัดเก็บภาษีอื่นมาชดเชยรายได้ ที่ขาดหายไปจากการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล เช่น การเพิ่มภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ เป็นต้น แล้วนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ประสานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องด้านพลังงานในการจัดทำแนวทางการพัฒนา พลังงานในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8 (พ.ศ. 2540-2544) เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนงาน/โครงการด้านพลังงานของหน่วยงานที่เกี่ยว ข้องซึ่งแนวทางการพัฒนาพลังงานดังกล่าวได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติแล้ว เมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2540
2. จากภาวะวิกฤติเศรษฐกิจของประเทศ ได้ส่งผลกระทบต่อสถานการณ์ทางด้านพลังงานของประเทศ สพช. ได้ทำการประเมินผลการพัฒนาพลังงานในช่วง 2 ปีแรก (พ.ศ. 2540-2541) พบว่าความต้องการใช้พลังงานของประเทศชะลอตัวลงอย่างมาก โดยการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ในช่วงปี 2540-2541 ลดลงเฉลี่ยร้อยละ 1.4 ในขณะที่การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ได้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 7.8 ในช่วงเวลาเดียวกัน การพึ่งพาพลังงานเชิงพาณิชย์จากต่างประเทศลดลงจากระดับร้อยละ 65.6 ในปี 2539 เหลือเพียงร้อยละ 57.1 ในปี 2541 การนำเข้าโดยส่วนใหญ่ยังเป็นน้ำมันดิบและถ่านหิน แต่ปริมาณการนำเข้าได้ลดลง การใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงปี 2540-2541 ลดลงร้อยละ 0.4 และ 9.6 ตามลำดับ ดังนั้น ในปี 2541 จึงมีการส่งออกสุทธิของน้ำมันเกือบทุกชนิด ยกเว้น น้ำมันเตา โดยน้ำมันเบนซินยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลัก
3. จากสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงไปดังกล่าวได้ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายและ แนวทางการพัฒนาพลังงานของประเทศในระยะต่อไป ดังนั้น สพช. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จึงได้มีการพิจารณาปรับเป้าหมายและแนวทางการพัฒนาพลังงานในช่วงที่เหลือของ แผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 สรุปได้ดังนี้
3.1 ได้มีการปรับเป้าหมายการพัฒนาพลังงานจากที่กำหนดไว้เดิมเพื่อให้สอดคล้องกับ สถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงไป โดยลดการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์จากเดิมที่กำหนดไว้ในอัตราร้อยละ 5.0 ต่อปี เหลือร้อยละ 3.0 ต่อปี ในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 และรักษาสัดส่วนการพึ่งพาพลังงานจาก ต่างประเทศ จากเดิมที่กำหนดไว้ในอัตราไม่เกินร้อยละ 75 เป็นไม่เกินร้อยละ 64 ในปี 2544 นอกจากนี้ ยังลดเป้าหมายการผลิตก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ คอนเดนเสท และถ่านหิน/ลิกไนต์ในประเทศ และการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศด้วย เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณความต้องการที่ลดลง นอกจากนี้ ยังได้กำหนดให้ มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในระดับไม่ต่ำกว่า 4 เมกะวัตต์ ในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8
3.2 แนวทางการพัฒนาพลังงานส่วนใหญ่มีแนวทางที่ต่อเนื่องจากแนวทางที่ได้ดำเนิน การมาแล้ว แต่ได้ปรับปรุงให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนไปมากขึ้น สรุปได้ดังนี้
(1) ด้านการจัดหาพลังงาน เน้นการสนับสนุนและส่งเสริมให้มีการพัฒนาและสำรวจแหล่งพลังงานจากภายใน ประเทศขึ้นมาใช้ประโยชน์ให้มากขึ้น ทั้งปิโตรเลียมและถ่านหิน รวมทั้ง การสำรวจและพัฒนาก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซียขึ้นมาใช้ ประโยชน์ และในขณะเดียวกันก็ให้มีการเจรจาเลื่อนการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใน สปป.ลาว และพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าให้เป็นไปตามกรอบของบันทึกความเข้าใจที่ ได้มีการลงนามแล้ว
(2) ด้านการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัด ให้มีการกำกับดูแลราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและค่าผ่านท่อ รวมทั้ง ให้มีการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง โปร่งใส และเป็นธรรม นอกจากนี้ ให้มีการเร่งดำเนินการทางด้านการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าและการอนุรักษ์ พลังงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เพื่อให้มีการนำแผนงานอนุรักษ์พลังงานสู่การปฏิบัติอย่างจริงจัง และเป็นรูปธรรมมากขึ้น
(3) ด้านการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงานและเพิ่มบทบาทของภาคเอกชน ดำเนินการปรับโครงสร้างและแปรรูปกิจการพลังงานสาขาไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ และแปรรูป ปตท. ให้เป็นไปตามกรอบแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ และส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ธุรกิจอุตสาหกรรมก๊าซปิโตรเลียมเหลว รวมทั้ง ให้มีการปรับปรุงระบบการขนส่งน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศให้มี ประสิทธิภาพเพื่อลดต้นทุนการขนส่งในระยะยาว นอกจากนี้ ให้มีการติดตามการดำเนินงานของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่และรายเล็กตามที่ได้ มีการคัดเลือกแล้วให้สามารถดำเนินการได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และให้มีการพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามความเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับปริมาณความต้องการไฟฟ้าของประเทศ
(4) ด้านการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ให้มีการปรับปรุงข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพื่อลดมลภาวะ เพิ่มเติมจากที่ได้ดำเนินการไปแล้ว และพิจารณาความเหมาะสม ในการลดปริมาณกำมะถันในน้ำมันเตาลงจากเดิมตามสภาพความรุนแรงของปัญหาใน เขตกรุงเทพฯ และในเขตที่มีโรงงานอุตสาหกรรมตั้งอยู่หนาแน่น รวมทั้ง ให้มีการจัดทำแผนปฏิบัติการเพื่อให้มีการควบคุมและกำกับดูแลการจัดเก็บและ กำจัดกากน้ำมันหล่อลื่นและส่งเสริมการลงทุนในการนำน้ำมันหล่อลื่นใช้ แล้วกลับมาใช้ใหม่ให้ถูกหลักวิชาการ กำหนดให้คลังน้ำมัน รถบรรทุกน้ำมัน สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพฯ และเมืองใหญ่ต้องติดตั้งอุปกรณ์กักเก็บไอน้ำมัน ในขณะเดียวกันก็ส่งเสริมให้มีการใช้เชื้อเพลิงที่สะอาดในภาคอุตสาหกรรมและ ภาคคมนาคมขนส่งมากขึ้น
(5) ด้านพัฒนากฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงานและกลไกการบริหารงานด้านพลังงาน เร่งดำเนินการออกพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และดำเนินการแก้ไขพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 ซึ่งผ่านการพิจารณาของคณะรัฐมนตรีแล้ว เพื่อให้มีผลบังคับใช้ในทางปฏิบัติโดยเร็ว รวมทั้งแก้ไขกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องกับก๊าซปิโตรเลียมเหลวเพื่อให้ ธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวมีความปลอดภัยและเป็นไปอย่างมีระบบและมีความเสมอ ภาคระหว่างผู้ประกอบการ ตลอดจนดำเนินการยกร่างกฎหมายจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระในสาขาพลังงาน เพื่อให้สามารถจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลกิจการพลังงานภายหลังการ แปรรูปได้อย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการพัฒนาพลังงานปี 2542-2544 ในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8 (พ.ศ. 2540-2544) ตามที่ สพช. เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการดำเนินงานของหน่วยราชการ และรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องด้านพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุม ครั้งที่ 4/2537 (ครั้งที่ 47) เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2537 ได้เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับแผนงานและโครงการในปีงบประมาณ 2537-2542 ซึ่งมีวงเงินรวมทั้งสิ้น 19,286 ล้านบาท (หนึ่งหมื่นเก้าพันสองร้อยแปดสิบหกล้านบาทถ้วน)
2. การดำเนินงานในช่วงที่ผ่านมาคณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อสนับสนุนค่าใช้จ่ายของโครงการต่างๆ เป็นเงินทั้งสิ้น 6,237 ล้านบาท โดยโครงการที่ดำเนินการแล้วและสามารถประเมินศักยภาพการอนุรักษ์พลังงานได้ อย่างชัดเจน คือ โครงการอาคารของรัฐ ภายใต้แผนงานภาคบังคับ ได้ดำเนินการอนุรักษ์พลังงานไปแล้ว 573 อาคาร และการสนับสนุนการใช้พลังงานหมุนเวียนและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ภายใต้แผนงานภาคความร่วมมือ 91 โครงการ คาดว่าจะก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานและสามารถทดแทนพลังงานสิ้นเปลืองได้ คิดเป็นเงินประมาณ 525 ล้านบาท/ปี และสามารถชะลอการลงทุนในการสร้างโรงไฟฟ้าได้ คิดเป็นมูลค่า 2,115 ล้านบาท แต่ทั้งนี้ยังไม่รวมถึงประโยชน์ที่ได้รับในส่วนที่ไม่สามารถประเมินศักยภาพ การอนุรักษ์พลังงานและการลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเป็นจำนวนเงินได้
3. เนื่องจากแผนอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2537-2542 กำลังจะสิ้นสุดลงในวันที่ 30 กันยายน 2542 คณะกรรมการกองทุนฯ จึงได้เสนอแผนอนุรักษ์พลังงาน แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับ ความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2543-2547 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณา โดยมีวงเงินรวมทั้งสิ้น 29,110.61 ล้านบาท ซึ่งหลักเกณฑ์ แนวทาง เงื่อนไข และการจัดลำดับความสำคัญของแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 2 ส่วนใหญ่แล้วยังเป็นไปตามแผนฯ เดิม แต่มีการเปลี่ยนแปลงในประเด็นใหญ่ 5 หัวข้อ ดังนี้
3.1 ปรับเปลี่ยนงบประมาณโครงการอาคารและโรงงานทั่วไปจากแผนงานภาคบังคับไปไว้ภาย ใต้แผนงานภาคความร่วมมือ เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางในการปฏิบัติงานในช่วงที่ผ่านมา
3.2 ปรับเปลี่ยนงบประมาณโครงการประชาสัมพันธ์ ในส่วนที่กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน รับผิดชอบจากแผนงานสนับสนุนไปไว้ภายใต้แผนงานภาคบังคับ เพื่อให้สอดคล้องกับการดำเนินงานของ แผนงานภาคบังคับ
3.3 การเพิ่ม "โครงการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน" เป็นอีกโครงการหนึ่งภายใต้แผนงานภาคความร่วมมือ เพื่อจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กฯ เข้ามาร่วมผลิตและขายไฟฟ้า โดยใช้เงินจากกองทุนฯ สนับสนุนราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน
3.4 ดำเนินโครงการโรงงานและอาคารที่อยู่ระหว่างการออกแบบหรือก่อสร้าง จนถึงเดือนมีนาคม 2543 เท่านั้น และให้การสนับสนุนเฉพาะอาคารของรัฐที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างเท่านั้น แล้วให้มีการประเมินผลโครงการฯ เสนอคณะกรรมการกองทุนฯ เพื่อพิจารณาการดำเนินโครงการฯ ในช่วงต่อไป
3.5 ไม่จำกัดขอบเขตงานโครงการพลังงานหมุนเวียนและกิจกรรมการผลิตในชนบทไว้ที่ กิจการขนาดเล็กที่ใช้พลังไฟฟ้าต่ำกว่า 300 กิโลวัตต์ และมีสถานที่ตั้งนอกเขตเทศบาลและสุขาภิบาล
นอกจากนี้ ยังได้มีการปรับแนวทางการใช้เงินจากกองทุนฯ เพื่อนำไปดำเนินการในโครงการต่างๆ ที่จะก่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และมีประสิทธิผลมากยิ่งขึ้น
4. แผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปีงบประมาณ 2543-2547 ประกอบด้วย 3 แผนงานรอง และ 12 โครงการหลัก คาดว่าจะก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน โดยสามารถทดแทนพลังงานไฟฟ้าและเชื้อเพลิงได้ คิดเป็นเงินประมาณ 12,870 ล้านบาท/ปี และสามารถลดความต้องการพลังไฟฟ้าได้ คิดเป็นเงินประมาณ 38,085 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2538-2542 ปัญหา อุปสรรค และการประเมินผลการดำเนินงาน การศึกษาเชิงนโยบายเพื่อใช้ในการกำหนดแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วง ปีงบประมาณ 2543-2547 และแนวทางการดำเนินงาน ในช่วงปีงบประมาณ 2543-2547 ตามที่ปรากฏในส่วนที่ 4 - ส่วนที่ 7 ของเอกสารประกอบวาระ 4.3.1
2.เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามที่ปรากฏในส่วนที่ 8 ของเอกสารประกอบวาระ 4.3.1 โดยให้มีการปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงานให้สอดคล้องกับมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 4/2542 (ครั้งที่ 70) เรื่อง สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบ และทางเลือก ซึ่งมีมติเห็นชอบให้เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานให้มีผลเป็นรูปธรรมมากขึ้น เพื่อบรรเทาผลกระทบที่เกิดจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้น ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2542 เป็นต้นไป
3.มอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดสรรเงิน กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับแผนงานและโครงการในปีงบประมาณ 2543-2547 ตามวงเงินในข้อ 2.4 (รายละเอียดตามที่ปรากฏในส่วนที่ 9 ของเอกสารประกอบวาระ 4.3.1) ซึ่งมีวงเงินรวม 29,110.61 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ การจัดลำดับความสำคัญ ตลอดจนรายได้ของกองทุนฯ ด้วย
เรื่องที่ 6 มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบแนวทางในการปรับโครงสร้างและ การแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ และได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จัดทำมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าและระบบการประเมินผล เพื่อให้การปฏิบัติงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง คำนึงถึงคุณภาพการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ซึ่งมาตรฐานคุณภาพบริการดังกล่าว จะใช้ประกอบการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้า และจะกำหนดให้เป็นตัวแปรหนึ่งในการประเมินผลการดำเนินงานรัฐวิสาหกิจการ ไฟฟ้าต่อไป
2. สพช. ได้ดำเนินการหารือร่วมกับการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และผู้ใช้ไฟฟ้า โดยได้ข้อสรุปมาตรฐานด้านเทคนิคและมาตรฐานคุณภาพบริการของ กฟน. และ กฟภ. เพื่อใช้ในการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ดังนี้
2.1 มาตรฐานทางด้านเทคนิค (Technical Standards) ประกอบด้วย มาตรฐานแรงดันไฟฟ้า มาตรฐานการจ่ายไฟฟ้า และมาตรฐานความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า
2.2 มาตรฐานการให้บริการ (Customer Service Standards) ประกอบด้วย
(1) มาตรฐานการให้บริการทั่วไป (Overall Standards) ประกอบด้วย การจ่ายไฟฟ้า คืนหลังจากระบบจำหน่ายขัดข้อง การร้องเรียนในเรื่องแรงดันไฟฟ้า การอ่านหน่วยไฟฟ้าที่ใช้จริง ใบแจ้งหนี้ ค่าไฟฟ้า และการตอบข้อร้องเรียนจากผู้ใช้ไฟฟ้า
(2) มาตรฐานการให้บริการที่การไฟฟ้ารับประกันกับผู้ใช้ไฟฟ้า (Guaranteed Standards) ประกอบด้วย คุณภาพไฟฟ้า ระยะเวลาที่ลูกค้ารายใหม่ขอใช้ไฟฟ้า ระยะเวลาตอบสนองที่ลูกค้าร้องขอและปฏิบัติตามเงื่อนไข และระยะเวลาต่อกลับการใช้ไฟฟ้ากรณีถูกงดจ่ายไฟ โดยมาตรฐานการให้บริการที่การไฟฟ้ารับประกันนี้มีบทลงโทษโดยคิดเป็นค่าปรับ ที่การไฟฟ้าจะต้องจ่ายให้ผู้ใช้ไฟ ในกรณีที่ไม่สามารถปฏิบัติตามมาตรฐานที่กำหนด โดยค่าปรับจะอยู่ระหว่าง 50-2,000 บาท
3. การกำหนดแนวทางการกำกับดูแล และแนวทางการประเมินผลการดำเนินงาน เพื่อให้มีการกำหนดมาตรฐานทางด้านเทคนิคและมาตรฐานการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า รวมทั้งเพื่อให้มีการประเมินผลการดำเนินงานของการไฟฟ้าให้เป็นไปตามเป้าหมาย มีดังนี้
3.1 แนวทางการกำกับดูแลตามมาตรฐานคุณภาพบริการ ประกอบด้วย
(1) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)/สพช. ทำหน้าที่พิจารณาอนุมัติ ข้อเสนอของการไฟฟ้าเกี่ยวกับมาตรฐานทางด้านเทคนิคและมาตรฐานการให้บริการ
(2) กพช./สพช. ติดตามการดำเนินงานโดยพิจารณาเปรียบเทียบระหว่างรายงานการดำเนินงานที่ กฟน. และ กฟภ. จะต้องจัดทำขึ้นเป็นรายปี กับมาตรฐานที่กำหนด
(3) กพช./สพช. กำหนดบทลงโทษสำหรับการไฟฟ้าที่มีการดำเนินงานไม่เป็นไปตาม มาตรฐานที่กำหนด
3.2 การประเมินผลการดำเนินงาน สามารถดำเนินการได้ตามขั้นตอน ดังนี้
(1) กฟน. และ กฟภ. จัดทำรายงานประจำปี แสดงผลการดำเนินงานในรอบปีเปรียบเทียบกับมาตรฐานคุณภาพบริการที่กำหนด พร้อมทั้งชี้แจงผลการดำเนินงานโดยละเอียด
(2) สพช. พิจารณาผลการดำเนินงานในข้อ (1)
(3) สพช. เป็นผู้กำกับบริษัทที่ปรึกษาที่ตรวจสอบการลงทุนของการไฟฟ้า ว่าเป็นไปตามแผนการลงทุนที่อนุมัติหรือไม่ โดยอาจจัดทำทุก 3-5 ปี
(4) สพช. เป็นผู้กำกับบริษัทที่ปรึกษาทำการสำรวจความคิดเห็นของผู้ใช้ไฟฟ้าเกี่ยวกับ การให้บริการ เป็นประจำทุกปี โดย กฟน. และ กฟภ. จะเป็นผู้ออกค่าใช้จ่าย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบมาตรฐานคุณภาพบริการของ กฟน. และ กฟภ. รายละเอียดตามเอกสารแนบ 2 และ 3 ของเอกสารแนบวาระ 4.4.1
2.เห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลมาตรฐานคุณภาพบริการ รายละเอียดตามข้อ 3
3.ให้นำมาตรฐานคุณภาพบริการของ กฟน. และ กฟภ. มาบังคับใช้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2543 เป็นต้นไป เนื่องจากในช่วงต้นปี พ.ศ. 2543 ระบบคอมพิวเตอร์อาจเกิดการขัดข้องจากปัญหา Y2K
กพช. ครั้งที่ 69 - วันอังคารที่ 21 กันยายน 2542
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2542 (ครั้งที่ 69)
วันอังคารที่ 21 กันยายน พ.ศ. 2542 เวลา 15.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ข้อเสนอการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซปิโตรเลียมเหลว
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซปิโตรเลียมเหลว
รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า ได้มีการหารือระหว่างรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องก่อนที่จะมี การประชุม และที่ประชุมได้มีความเห็นดังนี้
1. ในภาวะที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มสูงขึ้น ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทต่อดอลลาร์สหรัฐ ได้อ่อนค่าลง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศสูงขึ้นจนถึงระดับที่ทำให้ภาษีสรรพสามิตตาม มูลค่ามีค่ามากกว่า ตามปริมาณ และจะต้องมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตตามมูลค่า ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้น จึงควรให้มีการยกเลิกการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตตามมูลค่า
2. ถ้าราคาน้ำมันดูไบสูงขึ้นไปจนถึงระดับ 25 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จะเป็นระดับที่จะมีผลกระทบต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจ รัฐจะต้องเข้ามาหามาตรการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวเพื่อไม่ให้เป็นภาระแก่ ประชาชน
การพิจารณาของที่ประชุม
1.ถ้าราคาน้ำมันยังคงเพิ่มสูงขึ้นและค่าเงินบาทอ่อนตัวลงอีก การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของน้ำมันจะต้องเปลี่ยนจากการคิดตามปริมาณมาเป็นตาม มูลค่าซึ่งอัตราจะสูงกว่าเดิม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ประชาชน จึงเห็นควรให้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าเป็นอัตราร้อยละศูนย์ เพื่อให้การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตเป็นอัตราตามปริมาณคงที่ ซึ่งในเรื่องนี้บริษัทน้ำมันหลายแห่งก็ได้มีหนังสือแจ้งว่าอยากให้รัฐมีการ จัดเก็บภาษีเป็นอัตราคงที่สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล แทนที่จะมีการจัดเก็บตามมูลค่า อย่างไรก็ตาม การปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตจะต้องผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
2.รัฐบาลได้ยกเลิกการควบคุมราคาน้ำมันมาเป็นเวลาหลายปีแล้ว เพื่อให้ราคาเป็นไปตามกลไกตลาด และในช่วงที่ผ่านมากลุ่มโอเปครวมตัวกันไม่ได้จึงทำให้ราคาน้ำมันดิบลดต่ำลง ประชาชนจึงเคยชินกับราคาน้ำมันที่มีราคาต่ำ แต่ปัจจุบันกลุ่มโอเปคสามารถรวมตัวกันได้ราคาน้ำมันจึงสูงขึ้น ในขณะเดียวกันไทยยังต้องนำเข้าน้ำมันจากประเทศเหล่านี้ จึงต้องทำความเข้าใจกับประชาชนว่ารัฐบาลไม่สามารถกำหนดราคาน้ำมันได้เอง และหากราคาน้ำมันสูงขึ้นไปกว่านี้ก็จะต้องหามาตรการรองรับเพื่อให้ประชาชน ไม่เดือดร้อนมากไปกว่านี้ และเพื่อให้ประชาชนได้รับรู้ว่ารัฐบาลให้ความใส่ใจกับปัญหาของประชาชน
3.การพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตมีประเด็นสำคัญที่ควรนำมาพิจารณา 2 ประเด็นคือ ความเดือนร้อนของประชาชน และผลกระทบต่อการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลกระทบทางเศรษฐกิจของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการ เศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พบว่าว่าถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบ ขึ้นไปถึง 25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้เศรษฐกิจชะลอตัวลงร้อยละ 0.5 จากแนวโน้มเดิม และถ้าราคาน้ำมันดิบสูงถึง 29 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้เศรษฐกิจชะลอตัวลงร้อยละ 0.8 และที่ประชุมเห็นว่าถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับ 25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะมีผลกระทบต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ รัฐจะต้องหามาตรการแก้ไขเพื่อไม่ให้เป็นภาระแก่ประชาชน อย่างไรก็ตามเห็นควรได้มีการติดตามผลการประชุมของกลุ่ม โอเปคในวันที่ 22 กันยายน 2542 ก่อนว่าผลจะเป็นอย่างไร และให้มีการติดตามสถานการณ์ราคาน้ำมัน อย่างใกล้ชิดเพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในครั้งต่อไป และเนื่องจากอัตราแลกเปลี่ยนค่าเงินบาทต่อดอลล่าร์สหรัฐที่อ่อนตัวลงส่งผล กระทบต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกำหนดราคาขายส่งน้ำมันสำเร็จรูปของไทย อิงกับราคาน้ำมันสำเร็จรูปที่ตลาดสิงค์โปร์ ดั้งนั้น จึงควรนำประเด็นทั้งสองมาร่วมพิจารณาในการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ด้วย
4.ประธานฯ ได้ขอให้ที่ประชุมรับทราบเรื่องเพื่อทราบตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2542 รวม 5 เรื่อง คือ
(1) สถานการณ์พลังงานในช่วง 7 เดือนแรกของปี 2542
(2) รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
(3) ความก้าวหน้าของการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว
(4) รายงานผลการดำเนินงานตามแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจสาขาพลังงาน ปีงบประมาณ 2542
(5) รายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP และ SPP
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตตาม มูลค่าของน้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า น้ำมันก๊าด และก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้เหลือในอัตรา ร้อยละศูนย์เพื่อให้การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดังกล่าวเป็นอัตราตาม ปริมาณเท่านั้น โดยให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบในการประชุมในวันอังคารที่ 28 กันยายน 2542 นี้
2.ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบเพิ่มขึ้นสู่ในระดับ 25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ซึ่งเป็นระดับที่คาดว่าจะส่งผลกระทบต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจและต่อประชาชน รัฐบาลควรจะพิจารณาหามาตรการแก้ไขเพื่อบรรเทาปัญหาดังกล่าว แต่ทั้งนี้ให้คำนึงถึงราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดสิงคโปร์ และราคาขายปลีกในประเทศด้วย
กพช. ครั้งที่ 68 - วันจันทร์ที่ 20 กันยายน 2542
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2542 (ครั้งที่ 68)
วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2542 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมตึกสันติไมตรีหลังใน ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบและแนวทางการแก้ไข
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบและแนวทางการแก้ไข
สรุปสาระสำคัญ
1. ปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปของไทยในปี 2541 แยกเป็น เบนซินมีปริมาณการใช้ 7,173 ล้านลิตร ดีเซลหมุนเร็ว 15,265 ล้านลิตร และน้ำมันเตา 7,941 ล้านลิตร เบนซินมีการใช้ในภาคคมนาคมเป็นส่วนใหญ่ประมาณร้อยละ 97.8 ส่วนใหญ่ใช้ในรถเก๋ง น้ำมันดีเซลประมาณร้อยละ 81.6 ใช้ในการขนส่ง ร้อยละ 10.5 ใช้ในภาคเกษตรซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในสาขาประมงและมักจะซื้อมาจากนอกน่านน้ำไทย เป็นส่วน ใหญ่เนื่องจากไม่มีภาษี ส่วนน้ำมันเตาประมาณร้อยละ 53.6 ใช้ในกิจการไฟฟ้า อีกร้อยละ 43.8 ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งทางเรือ
2. โครงสร้างการจัดเก็บภาษีน้ำมันในขณะนี้ ประกอบด้วย ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยภาษีสรรพสามิตมีการจัดเก็บมากที่สุด คือ เบนซินมีการจัดเก็บในอัตรา 3.685 บาท/ลิตร ดีเซล 2.305 บาท/ลิตร และน้ำมันเตา 0.2378 บาท/ลิตร ในช่วงที่ผ่านมามีการปรับภาษีสรรพสามิต รวม 2 ครั้ง คือ เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2541 มีการปรับขึ้นภาษีสรรพสามิตเบนซิน 1 บาท/ลิตร และเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2542 มีการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาเหลือร้อยละ 5 ของมูลค่า และปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตเบนซินและดีเซล 0.10 บาท/ลิตร และ 0.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ เพื่อชดเชยรายได้ภาษีที่ลดลงจากการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา รายได้ของรัฐจากภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่มของน้ำมันในปีงบประมาณ 2542 มีจำนวน 94,867 ล้านบาท
3. ราคาน้ำมันดิบในขณะนี้ได้ปรับตัวสูงขึ้นเนื่องจากกลุ่มประเทศโอเปคและประเทศ ผู้ส่งออกน้ำมันนอกกลุ่มโอเปค ได้ตกลงร่วมกันในการลดปริมาณการผลิตลงตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2542 เป็นต้นมา ทำให้ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเริ่มปรับตัวสูงขึ้นมาโดยตลอดและได้ส่งผลกระทบ ต่อราคาน้ำมันสำเร็จรูป การปรับตัวของราคาน้ำมันเบนซินมีมากกว่าน้ำมันดีเซล เนื่องจากความต้องการใช้เพื่อการขับขี่ในฤดูร้อน แต่นับตั้งแต่ กลางเดือนสิงหาคมราคาน้ำมันเบนซินเริ่มทรงตัว เนื่องจากความต้องการในตลาดโลกเริ่มชะลอตัวลงในช่วงปลายฤดูร้อน ในขณะเดียวกันประเทศต่างๆ เริ่มสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันก๊าดสำหรับฤดูหนาวที่จะมาถึง ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันก๊าดปรับสูงขึ้นตามความต้องการของช่วงฤดูกาล ผลการประชุมของกลุ่มผู้ผลิตน้ำมันดิบคาดว่าจะยังคงยืนเพดานการผลิตเดิมออกไป จนกระทั่งเดือนมีนาคมปีหน้า
4. ราคาน้ำมันดิบที่ขึ้นมาอยู่ในระดับ 22-23 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เป็นราคาที่อยู่ในระดับภาวะปกติเมื่อเทียบกับช่วงก่อนที่จะเกิดวิกฤติทาง เศรษฐกิจในเอเซีย แต่สาเหตุที่ประชาชนมีความรู้สึกว่าราคาเพิ่มขึ้น สูงมากก็เนื่องจากในช่วงปีที่ผ่านมา ราคาน้ำมันดิบมีราคาต่ำกว่าปกติอยู่ในระดับ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ซึ่งเป็นราคาที่ไม่เคยต่ำเช่นนี้มาตั้งแต่ปี 2529 และเป็นช่วงที่เกิดภาวะเศรษฐกิจถดถอยเช่นเดียวกัน ราคาน้ำมันดิบ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล นี้ เป็นราคาที่คงอยู่ไม่นานเนื่องจากเป็นราคาที่ต่ำเกินไปทำให้ไม่จูงใจให้มี การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ดังนั้น ราคาน้ำมันดิบในขณะนี้จึงถือว่าเป็นราคาที่อยู่ในภาวะปกติ โดยใน ช่วงหน้าหนาวราคาอาจจะสูงขึ้นและช่วงหน้าร้อนอาจจะลดลงบ้าง แต่จะไม่ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เหมือนปีที่แล้ว
5. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยได้ปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบในตลาด โลก แต่การปรับราคาขายปลีกของผู้ค้าน้ำมันทำได้ค่อนข้างยาก เนื่องจากตลาดมีการแข่งขันสูง และค่าการตลาดของผู้าค้าน้ำมันก็ลดลงมากในช่วงที่ผ่านมา ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในขณะนี้ ราคาเบนซินพิเศษอยู่ที่ 13.59 บาท/ลิตร ซึ่งสูงสุดในรอบ 10 ปีที่ผ่านมา ราคาดีเซลอยู่ที่ 10.14 บาท/ลิตร ซึ่งยังคงต่ำกว่าราคาสูงสุดปีที่แล้วซึ่งอยู่ที่ 11.70 บาท/ลิตร ราคานี้ดูเหมือนว่ามีการปรับตัวสูงขึ้นเมื่อคิดเป็นเงินบาท แต่เมื่อเทียบกับอัตราแลกเปลี่ยน 1 เหรียญสหรัฐ เท่ากับ 25 บาท แล้วราคาจะต่ำลงกว่านี้ 2 บาท ดังนั้น ราคาเบนซินพิเศษ 13.59 บาท/ลิตร เมื่อเทียบอัตราแลกเปลี่ยนที่ 25 บาท ราคาจะลดลงเหลือ 11.59 บาท เพราะฉะนั้นจะเห็นได้ว่าสถานการณ์ขณะนี้ไม่ได้มีวิกฤติการณ์ทางด้านน้ำมัน เกิดขึ้นในโลก แต่เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนตัวลงจึงทำให้ราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้น ในประเทศอื่นๆ ราคาน้ำมันก็ปรับตัวสูงขึ้นเช่นเดียวกัน และเมื่อเปรียบเทียบการจัดเก็บภาษี ของไทยกับหลายๆ ประเทศ โดยเฉพาะในกลุ่มประเทศแถบยุโรปและเอเซียบางประเทศ เช่น ญี่ปุ่น ฮ่องกง และสิงคโปร์ มีการจัดเก็บภาษีประมาณร้อยละ 50-70 ของราคาขายปลีก ซึ่งสูงกว่าของไทยซึ่งมีการจัดเก็บอยู่ ในกลุ่มร้อยละ 30-50 ของราคาขายปลีก
6. สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย ได้วิเคราะห์ผลกระทบของการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดีเซล เบนซินและน้ำมันเตาต่อเศรษฐกิจมหภาค โดยมีสมมุติฐาน เป็น 2 กรณี คือ กรณีฐาน สมมุติว่าราคาน้ำมัน ในครึ่งหลังปี 2542 เฉลี่ยเท่ากับราคาในช่วงครึ่งแรกของปี 2542 และกรณีที่ราคาน้ำมันในครึ่งหลังของปี 2542 เพิ่มขึ้นร้อยละ 23.5 เมื่อเทียบกับราคาเฉลี่ยในช่วงครึ่งปีแรก โดยราคาเฉลี่ยปี 2542 จะสูงกว่าราคา ในกรณีฐานร้อยละ 11.8 ซึ่งสรุปผลการวิเคราะห์ได้ดังนี้
6.1 การเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันทำให้ต้นทุนของผู้ใช้น้ำมันทั้งภาคการผลิตและ บริโภคสูงขึ้น มี ผลให้อุปสงค์รวมที่แท้จริง (Real Demand) ของระบบเศรษฐกิจลดลง และทำให้การขยายตัวของเศรษฐกิจรวมลดลงร้อยละ 0.6 โดยภาคอุตสาหกรรมจะขยายตัวต่ำกว่ากรณีฐานร้อยละ 0.9 ส่วนภาคบริการจะขยายตัวต่ำลงร้อยละ 0.6
6.2 อัตราเงินเฟ้อจะสูงขึ้นจากกรณีฐาน เพียงร้อยละ 0.2 สาเหตุที่เงินเฟ้อสูงไม่มากเนื่องจาก อุปสงค์รวมที่แท้จริงของระบบเศรษฐกิจลดลง ในขณะที่มีกำลังผลิตส่วนเกิน (Excess Capacity) อยู่ในระบบมาก ดังนั้นผู้ประกอบการไม่สามารถผ่านต้นทุนที่สูงขึ้นทั้งหมดให้ผู้บริโภคได้
6.3 การส่งออกลดลงเล็กน้อยเนื่องจากราคาที่สูงขึ้นกระทบต่อผู้ใช้น้ำมันทั่วโลก มูลค่าการนำเข้าสูงขึ้นประมาณ 9,123 ล้านบาท เนื่องจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้นทำให้มูลค่าการนำเข้าในหมวดน้ำมันสูงขึ้น ดุล การค้าจะลดลง 10,586 ล้านบาท ส่วนดุลบัญชีเดินสะพัดจะลดลง 9,733 ล้านบาท เมื่อเทียบกับกรณีฐาน
7. สถานการณ์ราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นในขณะนี้นับว่าอยู่ในภาวะปกติ แนวโน้มราคาน้ำมันเบนซินในช่วงครึ่งหลังของปี 2542 จะคงไม่สูงขึ้นมาก ส่วนราคาน้ำมันดีเซลคาดว่าจะสูงขึ้นตามความต้องการที่สูงขึ้นในฤดูหนาว แนวทางการแก้ไขจึงควรพิจารณาลดต้นทุนการใช้พลังงานของกิจกรรมต่างๆ และการประหยัดพลังงานก่อนเป็นอันดับแรก ส่วนการลดภาษีสรรพสามิตนั้น จะมีผลกระทบต่อรายได้ของรัฐ จึงควรพิจารณาเป็นทางเลือกสุดท้าย โดยฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้มีการแก้ไขปัญหา ดังนี้
7.1 ให้เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งได้ดำเนินการอยู่ในขณะนี้ ให้มีผลเป็นรูปธรรมมากขึ้น ดังนี้
(1) เร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม และส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ
(2) ส่งเสริมให้มีการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารทั่วไปที่ไม่ได้เป็นโรงงาน ควบคุมและอาคารควบคุม ซึ่งเป็นโรงงานและอาคารขนาดกลางและขนาดเล็ก
(3) ส่งเสริมให้มีการใช้วัสดุอุปกรณ์และเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพในการใช้ พลังงานสูง ตลอดจนส่งเสริมระบบตลาดให้สามารถเข้ามารองรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
(4) เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานสำหรับเครื่องจักร อุปกรณ์และวัสดุที่ใช้ไฟฟ้า และกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ รวมทั้ง การติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพพลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพพลังงานที่มีมาตรฐาน
(5) ส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในการขนส่ง ได้แก่ การส่งเสริมการเดินทางโดยใช้พาหนะร่วม (Car Pool) เพื่อลดการใช้รถยนต์ ลดการเดินทางด้วยการสื่อสารลักษณะอื่นแทน เช่น โทรศัพท์ โทรสาร หรือการใช้บริการส่งเอกสารและวัสดุแทนการส่งด้วยตนเอง การรณรงค์ให้มีการบำรุงรักษาเครื่องยนต์และการใช้รถยนต์ให้ถูกวิธี ในระยะปานกลางและระยะยาวควรเร่งปรับปรุงคุณภาพการให้บริการ รถเมล์ และเร่งก่อสร้างระบบขนส่งมวลชนให้เสร็จทันเวลา ปรับปรุงระบบการจัดเก็บภาษีให้ประชาชน หันมาใช้รถสาธารณะมากขึ้น ลดการใช้รถส่วนตัว รวมทั้ง ปรับปรุงระบบผังเมืองให้มีผลต่อการลดความต้องการในการ เดินทาง เช่น บ้าน โรงเรียน และที่ทำงานอยู่ใกล้กัน เป็นต้น
(6) ส่งเสริมและรณรงค์ให้เกิดการตื่นตัวต่อการประหยัดพลังงานในระดับชาติ โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นให้ประชาชนทุกระดับทั่วประเทศเกิด กระแสความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานและสร้างจิตสำนึกด้านการอนุรักษ์ พลังงานให้กับกลุ่มเป้าหมายทุกกลุ่มอย่างต่อเนื่อง
7.2 ให้มีการเลือกใช้พลังงาน ดังนี้
(1) ส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภท โดยเพิ่มการใช้เบนซินธรรมดาทดแทนเบนซินพิเศษ
(2) ลดการใช้น้ำมันเตาและดีเซลในการผลิตไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการดังนี้
(2.1) ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้นในโรงไฟฟ้าบางปะกง และพระนครใต้
(2.2) เร่งรัดการติดตั้งหน่วยกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ของโรงไฟฟ้า แม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 ให้แล้วเสร็จ และสามารถใช้งานได้ในเดือนมกราคม 2543
(2.3) ให้จัดหาถ่านลิกไนต์คุณภาพสูง ( กำมะถันต่ำ ) จากภาคเอกชนมาใช้ในโรงไฟฟ้าแม่เมาะอย่างเต็มที่ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาถูกกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า
(2.4) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว เพิ่มขึ้น ได้แก่ โครงการน้ำเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำงึม และเซเสด
(2.5) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน หรือพลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
(3) ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล และการแปรรูปจากมูลฝอยโดยเฉพาะเพื่อการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยใช้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนการดำเนินการดัง กล่าว เพื่อช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง
(4) ในระยะยาวให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิง เพื่อความมั่นคงในการจัดหา เชื้อเพลิงของประเทศ การพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่งมากเกินไปจะก่อให้เกิดความเสี่ยงในการ จัดหาเชื้อเพลิงให้แก่ประเทศ และเนื่องจากถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงที่มีแหล่งสำรองอยู่มาก และกระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆ ทั่วโลก รวมทั้ง ราคาค่อนข้างมีเสถียรภาพ ถ่านหินจึงน่าจะเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในอนาคต ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลงได้
7.3 กำหนดแนวทางในการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว เพื่อให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด โดย
(1) ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยเพื่อตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว จนถึงเดือนมีนาคม 2543
(2) ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่า
(3) ปรับหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้าลดลงจากระดับ ปัจจุบัน (ซึ่งเท่ากับราคาปิโตรมิน +0$) หากราคาก๊าซฯ ยังคงปรับตัวสูงขึ้นจากปัจจุบันอีกจนถึงระดับที่กองทุนฯ ไม่สามารถรับการชดเชยต่อไปได้
(4) หลังจากดำเนินการตามข้อ (1)-(3) แล้ว หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่สามารถรับภาระการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวได้ ให้ดำเนินการปรับเพิ่มราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว
7.4 เพื่อเป็นการลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ควรให้ กฟผ. มีทางเลือกในการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ โดยให้ กฟผ. สามารถใช้น้ำมันเตากำมะถันไม่เกิน 1.0% และค่าแอสฟัลทีนระดับปกติมาใช้ในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือได้
7.5 เร่งรัดการแก้ไขการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะที่มีการนำเข้าจากประเทศมาเลเซีย ดังนี้
(1) เร่งรัดให้สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และกรมศุลกากร เพิ่มการลาดตระเวนตรวจสอบ เรือขนส่งน้ำมันจากประเทศมาเลเซีย รวมทั้ง เรือประมงที่ดัดแปลงเป็นเรือขนน้ำมัน ซึ่งเดินทางเข้ามาประเทศไทยทั้งด้านอ่าวไทยและทะเลอันดามัน รวมทั้ง การลักลอบขนน้ำมันเถื่อนทางบกในบริเวณแนวชายแดนไทย - มาเลเซีย
(2) เพิ่มการปฏิบัติการตรวจสอบปราบปรามทางทะเลในทุกท้องที่ให้มากขึ้น เพราะเรือน้ำมันเถื่อนในทะเลที่เคยซื้อน้ำมันจากสิงคโปร์อาจเปลี่ยนไปซื้อ จากมาเลเซีย ทำให้ไม่ต้องขึ้นราคาจำหน่ายหรือขึ้นราคาจำหน่ายน้อยกว่าน้ำมันที่ถูกต้อง ตามกฎหมาย ซึ่งจะเป็นแรงจูงใจให้มีผู้ลักลอบขนขึ้นฝั่งมากขึ้นเพราะได้กำไรสูงขึ้น และพื้นที่ลักลอบที่เพิ่มสูงอาจเกิดขึ้นได้ในทุกที่ตลอดแนวชายฝั่งทั้งด้าน อ่าวไทยและทะเลอันดามัน
7.6 หากจะต้องมีการลดภาษีสรรพสามิตตามปริมาณให้ปรับลดอัตราภาษีน้ำมันเบนซินลง โดยลดอัตราภาษีน้ำมันเบนซินออกเทนระหว่าง 95.0-96.0 ลง 20 สตางค์/ลิตร และเบนซินออกเทน 91 และ 87 ลง 50 สตางค์/ลิตร เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกับแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันที่สูงขึ้นตามข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ดังนี้
1.ให้เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งได้ดำเนินการอยู่ในขณะนี้ ให้มีผลเป็นรูปธรรมมากขึ้น ดังนี้
1.1 เร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม และส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ
1.2 ส่งเสริมให้มีการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารทั่วไปที่ไม่ได้เป็นโรงงาน ควบคุมและอาคารควบคุม ซึ่งเป็นโรงงานและอาคารขนาดกลางและขนาดเล็ก
1.3 ส่งเสริมให้มีการใช้วัสดุอุปกรณ์และเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพในการใช้ พลังงานสูง ตลอดจนส่งเสริมระบบตลาดให้สามารถเข้ามารองรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
1.4 เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานสำหรับเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุที่ใช้ไฟฟ้า และกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ รวมทั้ง การติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพพลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพพลังงานที่มีมาตรฐาน
1.5 ส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในการขนส่ง ได้แก่ การส่งเสริมการเดินทางโดยใช้พาหนะร่วม (Car Pool) เพื่อลดการใช้รถยนต์ ลดการเดินทางด้วยการสื่อสารลักษณะอื่นแทน เช่น โทรศัพท์ โทรสาร หรือการใช้บริการส่งเอกสารและวัสดุแทนการส่งด้วยตนเอง การรณรงค์ให้มีการบำรุงรักษาเครื่องยนต์และการใช้รถยนต์ให้ถูกวิธี ในระยะปานกลางและระยะยาวควรเร่งปรับปรุงคุณภาพการให้บริการรถเมล์ และเร่งก่อสร้างระบบขนส่งมวลชนให้เสร็จทันเวลา ปรับปรุงระบบการจัดเก็บภาษีให้ประชาชน หันมาใช้รถสาธารณะมากขึ้น ลดการใช้รถส่วนตัว รวมทั้ง ปรับปรุงระบบผังเมืองให้มีผลต่อการลดความต้องการในการเดินทาง เช่น บ้าน โรงเรียน และที่ทำงานอยู่ใกล้กัน เป็นต้น
1.6 ส่งเสริมและรณรงค์ให้เกิดการตื่นตัวต่อการประหยัดพลังงานในระดับชาติ โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นให้ประชาชนทุกระดับทั่วประเทศเกิด กระแสความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานและสร้างจิตสำนึกด้านการอนุรักษ์ พลังงานให้กับกลุ่มเป้าหมายทุกกลุ่มอย่างต่อเนื่อง
2.ให้มีการเลือกใช้พลังงาน ดังนี้
2.1 ส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภท โดยเพิ่มการใช้เบนซินธรรมดาทดแทนเบนซินพิเศษ
2.2 ลดการใช้น้ำมันเตาและดีเซลในการผลิตไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการดังนี้
(1) ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้นในโรงไฟฟ้าบางปะกง และพระนครใต้
(2) เร่งรัดการติดตั้งหน่วยกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ของโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 ให้แล้วเสร็จ และสามารถใช้งานได้ในเดือนมกราคม 2543
(3) ให้จัดหาถ่านลิกไนต์คุณภาพสูง (กำมะถันต่ำ) จากภาคเอกชนมาใช้ในโรงไฟฟ้า แม่เมาะอย่างเต็มที่ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาถูกกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า
(4) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว เพิ่มขึ้น ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำงึม และเซเสด
(5) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน หรือพลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
2.3 ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล และการแปรรูปจากมูลฝอยโดยเฉพาะเพื่อการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยใช้กองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนการดำเนินการดังกล่าว เพื่อช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง
2.4 ในระยะยาวให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิง เพื่อความมั่นคงในการจัดหาเชื้อเพลิงของประเทศ การพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่งมากเกินไปจะก่อให้เกิดความเสี่ยงในการ จัดหาเชื้อเพลิงให้แก่ประเทศ และเนื่องจากถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงที่มีแหล่งสำรองอยู่มาก และกระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆ ทั่วโลก รวมทั้ง ราคาค่อนข้างมีเสถียรภาพ ถ่านหินจึงน่าจะเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในอนาคต ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลงได้
3.กำหนดแนวทางในการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว เพื่อให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด โดย
3.1 ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยเพื่อตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3.2 ปรับหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้าลดลงจากระดับปัจจุบัน (ซึ่ง เท่ากับรา คาปิโตรมิน +0$) หากราคาก๊าซฯ ยังคงปรับตัวสูงขึ้นจากปัจจุบันอีกจนถึงระดับที่กองทุนฯ ไม่สามารถรับการชดเชยต่อไปได้
3.3 หลังจากดำเนินการตามข้อ 3.1-3.2 แล้ว หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่สามารถรับภาระ การชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ ให้ดำเนินการปรับเพิ่มราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว
4.เพื่อเป็นการลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า จึงให้ กฟผ. มีทางเลือกในการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ โดยให้ กฟผ. สามารถใช้น้ำมันเตากำมะถันไม่เกิน 1.0% และค่าแอสฟัลทีนระดับปกติมาใช้ในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือได้ ทั้งนี้โดยความเห็นชอบของกรมควบคุมมลพิษ
5.เร่งรัดการแก้ไขการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะที่มีการนำเข้าจากประเทศมาเลเซีย ดังนี้
5.1 เร่งรัดให้สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และกรมศุลกากร เพิ่มการลาดตระเวนตรวจสอบเรือ ขนส่งน้ำมันจากประเทศมาเลเซีย รวมทั้ง เรือประมงที่ดัดแปลงเป็นเรือขนน้ำมัน ซึ่งเดินทางเข้ามาประเทศไทย ทั้งด้านอ่าวไทยและทะเลอันดามัน รวมทั้ง การลักลอบขนน้ำมันเถื่อนทางบกในบริเวณแนวชายแดนไทย - มาเลเซีย
5.2 เพิ่มการปฏิบัติการตรวจสอบปราบปรามทางทะเลในทุกท้องที่ให้มากขึ้น เพราะเรือน้ำมันเถื่อนในทะเลที่เคยซื้อน้ำมันจากสิงคโปร์อาจเปลี่ยนไปซื้อ จากมาเลเซีย ทำให้ไม่ต้องขึ้นราคาจำหน่ายหรือขึ้นราคาจำหน่ายน้อยกว่าน้ำมันที่ถูกต้อง ตามกฎหมาย ซึ่งจะเป็นแรงจูงใจให้มีผู้ลักลอบขนขึ้นฝั่งมากขึ้นเพราะได้กำไรสูงขึ้น และพื้นที่ลักลอบที่เพิ่มสูงอาจเกิดขึ้นได้ในทุกที่ตลอดแนวชายฝั่งทั้งด้าน อ่าวไทยและทะเลอันดามัน
กพช. ครั้งที่ 67 - วันพุธที่ 10 กุมภาพันธ์ 2542
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 66 - วันศุกร์ที่ 24 ตุลาคม 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2540 (ครั้งที่ 66)
วันศุกร์ที่ 24 ตุลาคม พ.ศ. 2540 เวลา 16.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
3.การของดเงินเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังระยะเวลาที่กำหนด
4.มาตรการและแนวทางการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหามลพิษ
5.แนวทางการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
6.มาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
7.การลดผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)
8.การจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางานเหมืองของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
9.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน
10.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3
11.เรื่องแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ฉบับที่ 2) ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
13.การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด
14.การแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของการไฟฟ้านครหลวง
15.การขายหุ้นของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน)
รองนายกรัฐมนตรี นายกร ทัพพะรังสี รองประธานกรรมการ เป็นประธานการประชุม
เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ กรรมการและเลขานุการ เป็นเลขานุการที่ประชุม
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ต้นเดือนกันยายน ถึง กลางเดือนตุลาคม 2540 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. ราคาน้ำมันดิบเดือนกันยายนอยู่ในสภาวะทรงตัว โดยราคาเฉลี่ยอยู่ในระดับ 18.0 - 19.8 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล แม้ว่าจะมีน้ำมันดิบจากอิรัคเข้าสู่ตลาด ก็ไม่ได้ทำให้ราคาน้ำมันดิบอ่อนตัวลง เนื่องจากประเทศนอกกลุ่มโอเปคมีปริมาณการผลิตลดลง ในขณะที่ความต้องการน้ำมันดิบของโรงกลั่นน้ำมันเพิ่มสูงขึ้น ในช่วงครึ่งแรกของเดือนตุลาคม ราคาน้ำมันดิบแข็งตัวขึ้นมาอยู่ในระดับ 19.2 - 21.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นผลจาก ความต้องการน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นในทุกภูมิภาคและจากกระแสข่าวเหตุการณ์ตึง เครียดในตะวันออกกลาง และเมื่อเหตุการณ์ต่างๆ ได้เริ่มคลี่คลายในช่วงกลางเดือนตุลาคม ทำให้ราคาอ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 18.8 - 21.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินและก๊าดอยู่ในระดับทรงตัว ในขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาได้แข็งตัวขึ้นมาประมาณ 0.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากการเริ่มสำรองน้ำมันเพื่อเตรียมไว้สำหรับฤดูหนาว ส่วนในครึ่งแรกของเดือนตุลาคม การจัดหาน้ำมันในภูมิภาคเอเซีย ได้รับผลกระทบจากการปิดซ่อมแซมของโรงกลั่นในอินโดนีเซีย และการเลื่อนการเปิดดำเนินการของโรงกลั่นใหม่ในฟิลิปปินส์ ในขณะที่ความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันอยู่ในระดับสูง ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินพิเศษ เบนซินธรรมดา ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา เพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 25.7, 24.1, 25.5, 23.8 และ 18.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยตั้งแต่ต้นเดือนกรกฎาคมเป็นต้นมา ได้มีการปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินและดีเซลรวม 14 ครั้ง เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนตัวลง การปรับภาษีมูลค่าเพิ่มและราคาน้ำมันในตลาดโลกที่สูงขึ้น รวมทั้งสิ้น 2.49 และ 2.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยครั้งที่ 12 และ 13 เป็นการปรับราคาขายปลีก เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและดีเซลขึ้น 1 บาท/ลิตร เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2540 และรัฐบาลได้ตัดสินใจลดภาษีสรรพสามิตลงมาสู่ระดับเดิม เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2540 ทำให้ราคาขายปลีกลดลงมาสู่ระดับเดิม และครั้งที่ 14 เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2540 ได้มีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 0.25 บาท/ลิตร ตามราคาน้ำมันในตลาดโลกที่สูงขึ้น ประกอบกับค่าเงินบาท ได้อ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 39 บาท/เหรียญสหรัฐฯ โดยราคาน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่ว เบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่ว และดีเซลหมุนเร็วอยู่ในระดับ 11.92, 11.53 และ 10.71 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ในช่วงเดือนกันยายน ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับ 0.94 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าปกติ เนื่องจากราคาขายปลีกเพิ่มสูงขึ้นช้ากว่าค่าเงินบาทที่ลดลง และกลับเพิ่มสูงขึ้นเป็น 1.03 บาท/ลิตร ในเดือนตุลาคม ส่วนค่าการกลั่นในเดือนกันยายนได้เพิ่มสูงขึ้นเป็น 1.09 บาท/ลิตร และในครึ่งแรกของเดือนตุลาคม ลงมาอยู่ในระดับ 0.94 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การควบคุมผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลาย คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตปรับปรุงการกำหนดคุณสมบัติของสารละลายประเภทไฮโดร คาร์บอนที่ต้องเสียภาษีใหม่ให้ครอบคลุมถึงสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอนทุก ชนิดที่มีคุณสมบัตินำไปใช้ปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิงและมีราคาไม่สูงนัก โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2540 ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ดำเนินการปรับปรุงแก้ไขประกาศกรมสรรพสามิต เรื่องกำหนดคุณสมบัติสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน และระเบียบกรมสรรพสามิตว่าด้วยการอนุญาตให้ใช้สารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน ที่ได้รับการยกเว้นภาษีสรรพสามิตในอุตสาหกรรมต่างๆ ซึ่งคาดว่าจะสามารถประกาศใช้ได้ภายในเดือนตุลาคม 2540
2. การติดตั้งมาตรวัดน้ำมันแบบอัตโนมัติ กรมสรรพสามิตกำลังดำเนินการจัดทำรายละเอียดคุณลักษณะเฉพาะ (Specification) ของระบบวัดน้ำมันอัตโนมัติสำหรับคลังน้ำมันแต่ละแห่ง และระบบเชื่อมโยงเครือข่ายข้อมูลจากจังหวัดต่างๆ มายังห้องปฏิบัติการฯ โดยคาดว่าจะสามารถดำเนินการประกวดราคาได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2540 และเริ่มติดตั้งประมาณเดือนเมษายน 2541 โดยติดตั้งที่คลังเป้าหมาย จำนวน 4 คลังก่อน สำหรับคลัง น้ำมันส่วนที่เหลือทั้งหมดกรมสรรพสามิตคาดว่าจะสามารถดำเนินการได้แล้วเสร็จ ทันตามระยะเวลาที่กำหนด คือประมาณเดือนกรกฎาคม 2542
3. การเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร กรมสรรพสามิตกำลังดำเนินการตรวจสอบคุณสมบัติสาร Marker ของบริษัทต่างๆ ที่เสนอมาเพิ่มเติมจำนวน 4 บริษัท คือ บริษัท John Hogg , Biocode, Eastman และ บริษัท Bahf เพื่อให้เกิดความชัดเจนว่า เมื่อนำมาใช้เติมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ ส่งออกแล้วจะไม่ส่งผลกระทบต่อผู้ค้าน้ำมันภายในประเทศที่สุจริต โดยทำการตรวจสอบตัวอย่างน้ำมันนำเข้าจากประเทศต่างๆ ว่าได้มีการเติมสาร Marker ชนิดใดชนิดหนึ่งไปแล้วหรือไม่ เพื่อจะนำมาใช้ในการเติมใน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออกต่อไป
4. การแก้ไขกฎเกณฑ์การควบคุมคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 ให้กรมทะเบียนการค้าแก้ไขกฎเกณฑ์การควบคุมคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง มิให้นำประกาศกำหนด คุณภาพสำหรับน้ำมันที่จำหน่ายในประเทศ มาใช้บังคับกับน้ำมันที่นำมาเก็บในคลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็บน้ำมัน (คสน.) และน้ำมันที่ส่งออกไปจำหน่ายในต่างประเทศ โดยกรมทะเบียนการค้าได้รายงานว่าข้อกำหนดเรื่องคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตาม ประกาศกระทรวงพาณิชย์ ใช้บังคับเฉพาะน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อจำหน่ายภายในประเทศเท่านั้น ส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเก็บใน คสน. เพื่อรอการส่งออกไปจำหน่ายในต่างประเทศนั้น ไม่ต้องอยู่ในบังคับเรื่องข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตามประกาศกระทรวง พาณิชย์แต่อย่างใด ซึ่งกรมทะเบียนการค้าได้แจ้งให้กรมศุลกากรทราบแล้ว
5. ผลการจับกุมน้ำมันดีเซลในช่วงระหว่างเดือนมกราคม - กันยายน 2540 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบ หนีภาษีได้จำนวน 2,286,166 ลิตร ลดลงจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณ 4.5 ล้านลิตร
6. ปริมาณจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในเดือนสิงหาคม 2540 มีปริมาณ 1,377.7 ล้านลิตร ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 150 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราลดลงร้อยละ 9.8 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะมีปริมาณ 1,341.6 ล้านลิตร ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 62 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราลดลงร้อยละ 4.4
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับแผนการดำเนินการติดตั้งระบบควบคุม การรับ-จ่ายน้ำมัน ณ คลังชายฝั่ง 47 แห่ง (จำนวน 58 คลัง) รวมทั้งการเชื่อมโยงเครือข่ายระบบข้อมูลจากจังหวัดต่างๆ มายังห้องปฏิบัติการใหม่ของกรมสรรพสามิตให้แล้วเสร็จเร็วขึ้น และให้นำเสนอในที่ประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 3 การของดเงินเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังระยะเวลาที่กำหนด
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมสรรพสามิต ได้ขอให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน พิจารณาเรื่องการของดจ่ายเงินส่วนเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังระยะเวลาที่กำหนดของผู้ค้า น้ำมัน ซึ่งเกิดจากความเข้าใจผิดในการคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อมีการออกประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2539 ซึ่งมีการเปลี่ยนแปลงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันเบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้น โดยคำนวณอัตราใหม่เฉพาะปริมาณสารเติมแต่งที่เพิ่มขึ้นเท่านั้น ไม่ได้คำนวณจากปริมาณน้ำมันทั้งหมด
2. การพิจารณาเรื่องดังกล่าวข้างต้นเป็นอำนาจของคณะกรรมการพิจารณานโยบาย พลังงานตาม คำสั่งนายกรัฐมนตรี ซึ่งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้พิจารณาแล้วและมีมติเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2540 เห็นชอบให้งดเงินเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังระยะเวลาที่กำหนดตามคำร้องขอของผู้ค้าน้ำมัน 3 ราย คือ บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด, บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด, และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) เป็นจำนวนเงิน 5,381,750.81 บาท; 3,134,524.74 บาท; และ 788,635.68 บาท ตามลำดับ รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 9,304,911.23 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 มาตรการและแนวทางการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหามลพิษ
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมควบคุมมลพิษได้ขอความร่วมมือให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จัดทำแนวทางในการลดมลภาวะของโรงไฟฟ้าเก่าทุกขนาด เพื่อให้สอดคล้องกับข้อเสนอค่ามาตรฐานการระบายมลพิษของก๊าซซัลเฟอร์ ไดออกไซด์ (SO2) ก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจนในรูปของไนโตรเจนไดออกไซด์ (NOx as NO2) และฝุ่นละออง (TSP) ซึ่งกรมควบคุมมลพิษได้จัดทำขึ้น
2. สพช. ได้จัดให้มีการประชุมโดยเชิญผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมาร่วมพิจารณา ซึ่งได้ข้อสรุป ดังนี้
2.1 มาตรการและแนวทางการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหามลพิษ แบ่งออกเป็น 2 ระยะ คือ
ระยะที่ 1 ในช่วงปี 2540-2542 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต้องใช้ น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าต่างๆ ในระดับหนึ่ง เพราะปริมาณก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ที่จำหน่ายให้ไม่เพียงพอและยังไม่มีการวางท่อส่งก๊าซเส้นใหม่ไปยังโรงไฟฟ้า
ระยะที่ 2 ตั้งแต่ปี 2543 เป็นต้นไป เมื่อ ปตท. วางท่อส่งก๊าซแล้วเสร็จก็จะสามารถส่ง ก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ กฟผ. มีทางเลือกในการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันเตา ดังนี้
(1) โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ การใช้น้ำมันเตาในช่วงปี 2543-2551 อยู่ในระดับ 190-317 ล้านลิตรต่อปี และจะเลิกผลิตไฟฟ้า (Retire) ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป ซึ่งในระหว่างที่ยังดำเนินการอยู่ต้องใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณ Asphaltene ต่ำ และปริมาณกำมะถันไม่เกิน 1% โดยให้ปตท. จัดหาให้แก่โรงไฟฟ้า พระนครเหนือ ตั้งแต่มกราคม 2541 เป็นต้นไป
(2) โรงไฟฟ้าพระนครใต้ มีการใช้น้ำมันเตาปีละ 2,000 ล้านลิตร โดยจะลดการใช้น้ำมันเตา ให้เหลือ 767 ล้านลิตรในปี 2543 และลดลงเหลือ 260 ล้านลิตร ตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป โดยใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทน ในช่วงที่ยังไม่สามารถเพิ่มการใช้ก๊าซธรรมชาติได้ ให้ ปตท. จัดส่งน้ำมันเตาประเภท 2 ที่มีปริมาณ Asphaltene ไม่เกิน 3% และปริมาณกำมะถันไม่เกิน 2% และน้ำมันเตา High Pour Point ซึ่งมีปริมาณกำมะถันไม่เกิน 0.5% ประมาณเดือนละ 40 ล้านลิตร ให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้
(3) โรงไฟฟ้าบางปะกง จะลดการใช้น้ำมันเตาลงจากปีละ 3,800 ล้านลิตร เหลือ 724 ล้านลิตรต่อปี ตั้งแต่ปี 2544 เป็นต้นไป โดยจะมีการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ตั้งแต่เดือนเมษายน 2543 เนื่องจาก ปตท. จะวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จ
(4) โรงไฟฟ้ากระบี่ใหม่ จะใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถัน 2% อย่างเดียว เนื่องจากได้มีการติดตั้งระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แล้ว
(5) โรงไฟฟ้าสระบุรี หน่วยผลิตไฟฟ้าที่เป็น Gas Turbine จะใช้ก๊าซธรรมชาติ ส่วนที่เป็น Thermal Unit จะใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถัน 2% ซึ่งได้มีการติดตั้งระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แล้ว ทั้งนี้จะต้องใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาตามสัญญาให้หมดก่อน
(6) โรงไฟฟ้าหนองจอกและไทรน้อย มีการเดินเครื่องโดยใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ววันละ 10-14 ชั่วโมง ทำให้ค่าก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจนเกินมาตรฐาน และคาดว่า ปตท. จะสามารถส่งก๊าซธรรมชาติ ให้โรงไฟฟ้าหนองจอกในราวเดือนมกราคม 2542 เป็นต้นไป ซึ่งจะช่วยแก้ปัญหาดังกล่าวได้
เพื่อให้การใช้น้ำมันเตาและการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. สอดคล้องกับมาตรการและแผนการดำเนินการของโรงไฟฟ้าต่างๆ ที่ประชุมได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการจัดหา น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถันต่ำให้แก่โรงไฟฟ้า รวมทั้งให้เร่งดำเนินการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แก่ กฟผ. และให้มีการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ กฟผ. เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าดัง กล่าว
2.2 มาตรฐานการระบายมลพิษจากโรงไฟฟ้าเก่า กรมควบคุมมลพิษรับจะไปดำเนินการออกประกาศมาตรฐานการระบายก๊าซซัลเฟอร์ ไดออกไซด์ ก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน และฝุ่นละอองที่เกิดจากการเผาไหม้ของเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเก่าทุกขนาดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540 เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ฉบับ 97-01 (PDP 97-01) เพื่อใช้เป็นแผนลงทุนในการดำเนินงานของ กฟผ. โดยแผนดังกล่าวได้จัดทำเป็น 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 แผนหลักจัดทำภายใต้ค่าพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีฐาน โดยมีข้อสมมติฐานว่า เศรษฐกิจไทยในช่วงแผนฯ 8 จะขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 7.5 ต่อปี และแนวทางที่ 2 กรณีศึกษาจัดทำภายใต้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำ โดยมีข้อสมมติฐานว่าเศรษฐกิจไทยในช่วงแผนฯ 8 จะขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 6.5 ต่อปี
2. ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2540 การใช้ไฟฟ้าเป็นไปตามค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำแต่หลังจากรัฐบาล ได้กำหนดให้อัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2540 เป็นต้นมา การใช้ไฟฟ้าได้เริ่มชะลอตัวลง และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้กำหนดเป้าหมายเศรษฐกิจ มหภาคชุดใหม่ตามข้อตกลงระหว่างรัฐบาลไทยกับกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำไปปรับแผนการดำเนินงานให้สอดคล้องกับเป้าหมาย ดังกล่าว
3. คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้ดำเนินการปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเป็นชุดกรณีต่ำมาก เพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมายเศรษฐกิจดังกล่าว ปรากฏว่าความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำมาก จะทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ฉบับ 97-01 มีมากเกินความจำเป็น ดังนั้น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย จึงได้ประชุมหารือเพื่อหาแนวทางการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. โดยเห็นควรให้มีการดำเนินการ ดังนี้
3.1 ควรชะลอโครงการต่างๆ ของ กฟผ. ยกเว้นโครงการที่ได้ดำเนินการไปแล้ว และปรับแผนงาน ของโครงการในอนาคตให้เหมาะสม โดยการเลื่อนเวลาการดำเนินงานของโครงการต่างๆ ตามที่กำหนดไว้ในแผนหลัก PDP 97-01 ดังนี้
- โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี เครื่องที่ 3 จากปี 2544 เป็นปี 2547 และเครื่องที่ 4 จากปี 2545 เป็นปี 2548
- โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 2 จากปี 2544 เป็นปี 2546
- สำหรับโครงการอื่นให้เลื่อนออกไปตามการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำมาก
3.2 จากภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลง ทำให้ลูกค้าตรงของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) บางรายยกเลิกโครงการหรือลดการใช้ไฟฟ้าลง ซึ่งมีผลทำให้โครงการ SPP บางโครงการไม่สามารถดำเนินการต่อไปได้ โดยประเมินว่าการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP จะลดลงประมาณ 500 เมกะวัตต์
3.3 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับคัดเลือกแล้ว 7 ราย ส่วนใหญ่จะเป็นไปตามแผนการรับซื้อเดิม ซึ่งมีเพียงบางโครงการอาจเลื่อนเวลาออกไป 1-6 เดือน ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในรอบใหม่จะเลื่อนเวลาออกไปอีก 1 ปี
3.4 โครงการลิกไนต์หงสา และโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ยังอยู่ระหว่างการเจรจาสัญญารับซื้อไฟฟ้า จึงยังมีความไม่แน่นอนและอาจล่าช้าออกไป ซึ่งได้มีการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าเป็นทางเลือกไว้แล้วและหากโครงการ ดังกล่าวเป็นไปตามข้อตกลง คือ โครงการลิกไนต์หงสาดำเนินการในปี 2545 และโครงการ น้ำงึม 2, 3 ดำเนินการในปี 2546 จะทำให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงสุดในระดับร้อยละ 36.5 ในปี 2547 ซึ่งยังอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้ และจะเกิดขึ้นเพียงปีเดียว ส่วนกรณีที่มีการชะลอออกไปกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ก็อยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับ 97-01
4. สพช. เห็นว่าการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าข้างต้นมีความเหมาะสม และเห็นควรให้ กฟผ. นำไปจัดทำรายละเอียดของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ชุดใหม่ แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 มาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2540 ที่ประชุมได้พิจารณาเรื่องปัญหาเกี่ยวกับนโยบายการส่งเสริมเอกชนในการผลิต ไฟฟ้าในรูปของผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) และได้มีมติให้คงนโยบายการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้งในส่วนที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการขายให้ผู้ใช้โดยตรงโดยไม่ใช้สายไฟฟ้าของการไฟฟ้า และได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โดยมีรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นประธานอนุกรรมการ และอนุกรรมการ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การดำเนินงานตามนโยบายการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กบรรลุผลตาม เป้าหมายและเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
2. คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ได้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมติดังกล่าวข้างต้น โดยได้มีการพิจารณาความเหมาะสมในการให้ SPP บางประเภทต้องปฏิบัติตามบางส่วนของ Grid Code การเปิดให้เอกชนใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้า การแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ SPP เพื่อบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัว และได้เสนอมาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 การแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. กับ SPP ในขณะนี้สามารถหาข้อยุติได้เกือบ ทุกประเด็นแล้ว โดยประเด็นหลักที่ยังไม่มีข้อยุติเป็นประเด็นเกี่ยวกับการรับก๊าซธรรมชาติ จากการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (ปตท.) จึงเสนอให้ กฟผ. SPP และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) หาข้อยุติโดยเร็ว หากหาข้อยุติได้ เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขสัญญาไปได้เลย ในกรณีที่ไม่มีข้อยุติ ให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเป็นผู้ชี้ขาด
2.2 การแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. กับ SPP และการดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP ยังคงมีประเด็นปัญหาที่เกี่ยวเนื่องกับ ปตท. คือประเด็นปัญหากรณีที่ ปตท. ไม่สามารถจัดหาก๊าซให้ SPP ได้ ซึ่งทำให้ SPP ไม่ได้รับค่าไฟฟ้าและยังต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. จึงเสนอให้มอบหมายให้ กฟผ. SPP ปตท. และ สพช. เร่งดำเนินการหาข้อยุติให้ได้โดยเร็ว ทั้งนี้ หากหาข้อยุติได้ เห็นควรให้ ปตท. และ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ SPP หรือแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP ไปได้เลย ในกรณีที่ไม่มีข้อยุติให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบาย ส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเป็นผู้ชี้ขาด
2.3 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว ได้มีข้อสรุปในการปรับอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
(1) ราคารับซื้อไฟฟ้า กำหนดให้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Payment) บางส่วน ให้สามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามอัตราแลกเปลี่ยน สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้าที่ SPP ได้รับในแต่ละเดือน จะเป็นไปตามสูตรในปัจจุบัน
(2) ให้ SPP สามารถเจรจาขอปรับโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า สูตรการปรับค่าพลังไฟฟ้า และการปรับค่าพลังงานไฟฟ้าจากโครงสร้างราคามาตรฐานได้ ทั้งนี้ มูลค่าปัจจุบันของค่าไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจะได้รับจะต้องไม่เกินกว่า มูลค่าปัจจุบันของค่าไฟฟ้าตามประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กในงวด นั้นๆ และเพื่อให้การเจรจาโครงสร้างราคามีความรวดเร็ว เห็นควรให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันเจรจาโครงสร้างราคากับ SPP ในกรณีที่มีข้อยุติให้ กฟผ. และ SPP ดำเนินการแก้ไขสัญญาได้เลย ในกรณีที่ไม่มีข้อยุติให้นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เพื่อหาข้อยุติ
(3) การกำหนดค่า Kp และ Kpp ในการคำนวณปริมาณพลังไฟฟ้าจริง เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป เป็นดังนี้ Kp เท่ากับ 3.0/13.5 และ Kpp เท่ากับ 10.5/13.5
2.4 การแก้ไขเงื่อนไขการขอใช้ไฟฟ้าสำรองเนื่องจากปริมาณการขอใช้ไฟฟ้าสำรองของ SPP ยังไม่มีความชัดเจน เห็นควรให้แก้ไขข้อความ เพื่อให้ปริมาณไฟฟ้าสำรองที่ผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตรายเล็กอื่นที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนิน การโดยเอกชนและไม่ได้จำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้า (IPS) สามารถซื้อจากการไฟฟ้าได้ไม่เกินขนาดกำลังการผลิตของ IPS หรือกำลังการผลิตของ SPP ลบด้วยปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP ขายให้ กฟผ. และเห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกข้อกำหนดขั้นตอนการขอใช้ไฟฟ้าสำรองที่ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิต ไฟฟ้าร่วมกับพลังงานความร้อน (Cogeneration) จะต้องแสดงสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ (Thermal Processes) ต่อการผลิตพลังงานทั้งหมดเป็นรายเดือน นับตั้งแต่เดือนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าทำหนังสือแจ้งการไฟฟ้าย้อนหลังไปจนครบ 12 เดือน เพื่อให้ SPP สามารถขอซื้อไฟฟ้าสำรองตั้งแต่วันเริ่มต้นผลิตไฟฟ้าได้
2.5 ขั้นตอนการขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าล่าช้า เห็นควรให้กระทรวงมหาดไทยเร่งรัดการพิจารณาคำขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และรับไปพิจารณาลดขั้นตอนการขอสัมปทานกิจการไฟฟ้า สำหรับการแก้ไขในระยะยาวเห็นควรให้มีการแก้ไขกฎหมายเพื่อให้การขอใบอนุญาต เกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้ารวมอยู่ในหน่วยงานเดียวกัน
2.6 ปัญหาการขอใบอนุญาตการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ใช้เวลานาน เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมเร่งพิจารณาหาข้อยุติโดยเร็ว
2.7 ปัญหาระบบเชื่อมโยงกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ล่าช้า ให้ SPP ที่ประสบปัญหาการ เชื่อมโยง เข้าพบหารือกับผู้ว่าการ กฟภ. โดยตรง
2.8 การพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายกระแสไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อ กฟผ. ประกาศโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่แล้ว ให้ กฟผ. แจ้งให้ SPP ยืนยันความประสงค์จะดำเนินโครงการ หาก SPP รายใดไม่ประสงค์จะดำเนินโครงการต่อไป ให้แจ้ง กฟผ. ภายใน 1 เดือน โดยให้ กฟผ. คืนเงินค้ำประกันให้แก่ SPP ดังกล่าว และหาก SPP รายใดมีความประสงค์จะขอเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าให้ติดต่อกับ กฟผ. โดย กฟผ. และ สพช. จะพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายกระแสไฟฟ้าเข้าระบบเป็นรายๆ ไป ตามความเหมาะสม
2.9 การปฏิบัติตามบางส่วนของ grid code กฟผ. ได้จัดทำ SPP Grid Code และได้หารือร่วมกับ สพช. และ SPP โดยได้ข้อสรุปเบื้องต้นแล้ว ทั้งนี้หากหาข้อยุติได้ก็ให้ กฟผ. ประกาศใช้ได้เลย หากไม่มีข้อยุติให้ นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เพื่อหาข้อยุติ
2.10 การใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้า เห็นชอบข้อเสนออัตราและเงื่อนไขการใช้บริการสายป้อน โดยอัตราค่าใช้บริการสายป้อนซึ่งไม่รวมค่าไฟฟ้าสำรอง และไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ระดับแรงดัน 69 KV ขึ้นไปเท่ากับ 57 บาท/กิโลวัตต์/เดือน และที่ระดับแรงดัน 22-23 KV เท่ากับ 81 บาท/กิโลวัตต์/เดือน และมอบหมายให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ยกร่างข้อตกลงการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และข้อตกลงการใช้บริการสายป้อนแล้วนำเสนอ สพช. ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้
2.11 การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เห็นชอบให้ SPP ที่มีความประสงค์จะขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาสามารถยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. โดย กฟผ. และ สพช. จะพิจารณาผ่อนผันให้ตามความเหมาะสมเป็นรายๆ ไป และในกรณีที่ระบบเชื่อมโยงและระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าสามารถรับไฟฟ้า ในส่วนที่เกินดังกล่าวได้ ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP ได้ โดยปริมาณพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่เกินนั้น กฟผ. จะจ่ายเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า ในอัตราเท่ากับค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญาประเภท Firm
2.12 การผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP เห็นชอบให้มีการผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP ตามที่ระบุไว้ในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก โดยให้ SPP ที่ประสงค์จะขอผ่อนผัน ติดต่อกับ กฟผ. เป็นรายๆ ไป โดยคุณสมบัติของ SPP ที่จะได้รับการผ่อนผัน ได้แก่ คุณสมบัติการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของผลบวกของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ และครึ่งหนึ่งของพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อพลังงานจาก น้ำมันและ/หรือก๊าซธรรมชาติ เป็นเวลา 3 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่ายไฟตามสัญญา
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอของคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ดังรายละเอียด ตามข้อ 2.1-2.12
เรื่องที่ 7 การลดผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้มีนโยบายในการส่งเสริมและสนับสนุนบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วน ร่วมใน กิจการไฟฟ้าอันจะนำไปสู่การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินการและการให้บริการ รวมทั้งยังเป็นการลดภาระด้านการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP) รอบแรก จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 และต่อมาได้ประกาศซื้อเพิ่มอีกประมาณ 10 % รวมกำลังผลิตที่ต้องการซื้อทั้งสิ้นประมาณ 4,200 เมกะวัตต์ และเมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอมีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ ซึ่งประกอบด้วยข้อเสนอทั้งสิ้น 88 ทางเลือก รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 39,067 เมกะวัตต์ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 37 ราย ถ่านหิน 12 ราย และออริมัลชั่น 1 ราย
2. การประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก IPP ดังกล่าวข้างต้น ดำเนินการภายใต้การกำกับดูแลของคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยได้พิจารณาจากปัจจัยด้านราคา (Price Factor) 60% และจากปัจจัยด้านอื่น ๆ นอกเหนือจากราคา (Non-Price Factors) 40%
3. ต่อมา คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 อนุมัติในหลักการให้มีการเพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในช่วงปี 2543 - 2546 จำนวน 1,600 เมกะวัตต์ โดยคัดเลือกจากโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอ ต่อ กฟผ. และตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในรอบแรก โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและ คัดเลือกข้อเสนอจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรับไปดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ได้ให้อำนาจ กฟผ. ที่จะพิจารณา เพิ่มลดปริมาณการซื้อขายกระแสไฟฟ้ากับเอกชนได้ในอัตราร้อยละ 20 เพื่อให้สามารถแก้ไขปัญหาการขาดแคลนกระแสไฟฟ้า ได้รวดเร็วยิ่งขึ้น โดยผลการพิจารณาคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เป็นดังนี้
3.1 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 1 (พ.ศ. 2539-2543) จำนวน 3 ราย รวม 1,721 เมกะวัตต์ ได้แก่ บริษัท Independent Power (Thailand) Co., Ltd. (IPT) จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิง, บริษัท Tri Energy Co., Ltd. (TECO) จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง, และบริษัท Eastern Power and Electric Co., Ltd. (EPEC) ขนาดกำลังผลิต 321.25 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง โดยบริษัท IPT และ TECO ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
3.2 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 2 (พ.ศ 2544-2546) จำนวน 4 ราย รวม 4,114 เมกะวัตต์ ได้แก่ บริษัท Union Power Development Co., Ltd. จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง, บริษัท Bowin Power Co., Ltd. จำนวน 673 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง, บริษัท BLCP Power Limited จำนวน 1,341 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง, และบริษัท Gulf Power Generation Co., Ltd. จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง โดยบริษัท Union Power Development Co., Ltd. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
4. การดำเนินงานในการบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัวต่อโครงการ IPP มีดังนี้
4.1 โครงการ IPP 3 โครงการที่ได้ลงนามกับ กฟผ. ไปแล้ว คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน ได้รับการยืนยันจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาว่าการออกประกาศของกระทรวงการ คลังเรื่องการปรับปรุงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา ถือว่าเป็นการเปลี่ยนแปลงทางกฎหมาย (Change in Law) ซึ่งตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ผู้ลงทุนมีสิทธิขอให้ กฟผ. พิจารณาปรับราคา และหามาตรการช่วยเหลือ ส่วนโครงการ IPP อีก 4 โครงการที่ได้มีการเจรจาเสร็จแล้ว แต่ยังไม่ได้มีการลงนามในสัญญา PPA ตามประกาศเชิญชวน IPP กำหนดให้สามารถเจรจาเพื่อขอปรับสัญญาได้
4.2 คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการเจรจากับผู้พัฒนาโครงการทั้ง 7 ราย จนสามารถหาข้อยุติ ที่เป็นที่ยอมรับได้ของทั้ง 2 ฝ่าย และได้มีการลงนามในข้อตกลง (Memorandum of Understanding : MOU) ซึ่งสรุปสาระสำคัญของข้อตกลงได้ดังนี้
(1) การปรับราคาซื้อขายไฟฟ้า โดยปรับปรุงสูตรการกำหนดค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) บางส่วนให้สามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามอัตราแลกเปลี่ยน ทั้งนี้ ค่า AP จะสูงขึ้นหากอัตราแลกเปลี่ยนลดต่ำกว่า 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ
(2) การเพิ่มกำลังการผลิต ตกลงให้ IPP บางรายสามารถเพิ่มกำลังการผลิตเพื่อช่วยให้ IPP สามารถจัดหาเงินกู้มาดำเนินโครงการได้ ดังนี้ BLCP เพิ่มกำลังการผลิตเป็น 1,346.5 เมกะวัตต์ Bowin เพิ่มกำลังการผลิตเป็น 713 เมกะวัตต์ และ EPEC เพิ่มกำลังการผลิตเป็น 350 เมกะวัตต์
(3) การเลื่อนวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เนื่องจากการจัดหาเงินกู้ประสบความล่าช้า จึงตกลงให้ IPT Union Power และ Gulf Power สามารถเลื่อนวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าออกไปได้ เป็นเวลาประมาณ 3-6 เดือน
(4) การจำกัดวงเงินค่าปรับสำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ ทั้ง 4 โครงการ ให้จำกัด วงเงินค่าปรับ (Penalties) ของรายรับส่วน AP ไว้ที่ 1% ของค่า APR1n (บาท/กิโลวัตต์) เป็นเวลา 12 เดือน นับจากวันจ่ายไฟเข้าระบบของ กฟผ.
(5) การเปลี่ยนแปลงทางเทคนิค ให้ Union Power เปลี่ยนค่าอุณหภูมิอ้างอิงของ cooling water จาก 32.2 °C เหลือ 28 °C
(6) การเปลี่ยนแปลงโครงสร้างสัดส่วนผู้ถือหุ้น ให้ TECO เปลี่ยนแปลงโครงสร้างสัดส่วนผู้ถือหุ้น เป็นดังนี้ Banpu Gas Power Ltd. 55.6%, Texaco 54.4%
5. คณะกรรมการ กฟผ. ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขผลกระทบที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้รับจากการเปลี่ยน แปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา และได้มีมติเห็นชอบในบางประเด็น ดังนี้
5.1 เห็นชอบหลักการการปรับสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่ โดยสัดส่วนเงินลงทุนที่เป็นเงินตรา ต่างประเทศที่ใช้ในการคำนวณสูตรการปรับราคารับซื้อไฟฟ้าให้แก่ IPP ให้จ่ายตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง แต่ ไม่เกิน 90% สำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมกังหันก๊าซ และไม่เกิน 72% สำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนถ่านหิน
5.2 เห็นชอบการขอปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมในส่วนของ non-price ที่ IPP ทั้ง 6 ราย ขอมา ยกเว้นการขอเพิ่มขนาดกำลังการผลิตของ Bowin, BLCP, และ EPEC
5.3 ไม่เห็นชอบการจำกัดค่าปรับในช่วง 12 เดือนแรกไว้ไม่เกิน 1% ของรายได้จาก APR1 ของโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
6. IPP ทั้ง 7 ราย ได้พิจารณาข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. ในข้อ 5 แล้ว ไม่สามารถรับข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. ได้ เนื่องจากจะทำให้โครงการไม่มีความคุ้มทุน และไม่สามารถหาเงินกู้ได้ ดังนั้น เพื่อให้ การดำเนินการแก้ไขปัญหาผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว สำหรับโครงการ IPP มีข้อยุติโดยเร็ว สพช. มีความเห็น ดังนี้
6.1 การดำเนินการแก้ไขผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวต่อโครงการ IPP โดยเร็วเป็นเรื่องที่มีความสำคัญ มิฉะนั้นจะมีผลกระทบอย่างรุนแรงต่อความมั่นใจของผู้ลงทุนและสถาบันการเงินใน เศรษฐกิจไทย และระบบการบริหารงานทางด้านพลังงานของรัฐบาลไทย ประกอบกับ กฟผ. ได้นำโครงการ IPP ทั้ง 7 โครงการ บรรจุไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. แล้ว หากโครงการดังกล่าวจะต้องยกเลิกหรือเลื่อนออกไปอีก ก็จะมีผลต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ
6.2 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน เป็นผู้เจรจากับผู้พัฒนาโครงการ IPP ซึ่งการเจรจาดังกล่าวได้ ข้อตกลงทั้งส่วนของการปรับราคาซื้อขายไฟฟ้า และการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้านอกเหนือจากสูตรราคา (Non Price) โดยข้อตกลงทั้ง 2 ส่วน จะแยกจากกันไม่ได้ เนื่องจากคณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดให้อัตราแลกเปลี่ยนฐานอยู่ ณ ระดับ 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ดังนั้น IPP จึงขอแก้ไขสัญญาในส่วนที่ไม่เกี่ยวกับราคาไฟฟ้าด้วย เช่น การเปลี่ยนแปลงขนาดกำลังการผลิต
6.3 การขอเปลี่ยนแปลงขนาดกำลังการผลิตของ IPP นั้นจะมีผลทำให้กำลังการผลิตรวมของทั้ง 7 โครงการเปลี่ยนแปลงจาก 5,835 เมกะวัตต์ เป็น 5,909 เมกะวัตต์ ซึ่งยังอยู่ในอำนาจที่ กฟผ. จะดำเนินการได้ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ที่ได้ให้อำนาจ กฟผ. ที่จะพิจารณาเพิ่มลดปริมาณการ ซื้อขายกระแสไฟฟ้ากับเอกชนได้ในอัตราร้อยละ 20 ของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าที่ได้รับอนุมัติเพิ่มเติม 1,600 เมกะวัตต์
6.4 คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2540 และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2540 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอของอนุกรรมการฯ เพียงบางส่วน ซึ่งแตกต่างจากข้อตกลงที่ได้ลงนามไปแล้วในสาระสำคัญ และ กฟผ. ได้ดำเนินการแจ้ง IPP ทั้ง 7 โครงการแล้ว ปรากฏว่า IPP ไม่ยอมรับข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. หากจะให้ IPP รับข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. แล้ว อัตราแลกเปลี่ยนฐานจะต้องลดจาก 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ เป็น 25-26 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัวต่อโครงการผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ (IPP) ทั้งในส่วนของการปรับสูตรราคาซื้อขายไฟฟ้า และการปรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในส่วนที่ไม่เกี่ยวข้องกับสูตรราคาตามที่ได้มี การลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) ระหว่าง กฟผ. กับ IPP ทั้ง 7 โครงการแล้ว ดังรายละเอียดตามข้อ 4
2.ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ IPP ทั้ง 3 โครงการที่ได้มีการลงนามไปแล้ว สำหรับ IPP อีก 4 โครงการ ที่ยังไม่มีการลงนามในสัญญาให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขข้อความในสัญญา และให้มีการลงนามโดยด่วนต่อไป
เรื่องที่ 8 การจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางานเหมืองของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอเรื่องขอจัดตั้งบริษัทร่วมทุน ระหว่าง กฟผ. บริษัท Rheinbraun Engineering Und Wasser GmbH (RE) และบุคคลอื่น โดยใช้ชื่อบริษัทว่า "EGAT - RHEINBRAUN ENGINEERING COMPANY LIMITED" (EREC) ซึ่งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายรักเกียรติ สุขธนะ) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการ และได้ส่งเรื่องให้คณะอนุกรรมการประสาน การดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า เพื่อพิจารณาในรายละเอียด ซึ่งรวมถึงร่างสัญญาและข้อตกลงร่วมจัดตั้งบริษัท ประกอบด้วย สัญญาการผูกพัน (Association Contract) และสัญญาการร่วมมือ (Cooperation Contract) ก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
2. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าได้มีการพิจารณาในราย ละเอียด เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2540 และมีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางาน เหมือง และมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำรายละเอียดแผนงานการดำเนินการจัดตั้งบริษัทฯ เพิ่มเติม และเห็นว่าควรมีการศึกษาความเป็นไปได้ในการแข่งขันด้านการตลาดด้วย รวมทั้งตรวจสอบความถูกต้องของข้อความในสัญญาการผูกพัน (Association Contract) ฉบับภาษาอังกฤษ และฉบับภาษาไทยให้สอดคล้องกัน
3. กฟผ. ได้เสนอรายละเอียดแผนงานการดำเนินการจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ ปรึกษางานเหมือง เพื่อประกอบเรื่องขออนุมัติจัดตั้งบริษัทร่วมทุนฯ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายปรับโครงสร้างแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาไฟฟ้า จากนโยบายดังกล่าว กฟผ. จึงได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท Rheinbraun Engineering Und Wasser GmbH (RE) ที่เชิญชวน กฟผ. ร่วมทุนจัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจด้านวิศวกรที่ปรึกษางานเหมืองและงาน อื่นๆ ที่เกี่ยวข้องในประเทศไทย และประเทศในภูมิภาคเอเซียตะวันออก และเห็นว่าข้อเสนอของบริษัท RE จะเป็นประโยชน์ต่องานเหมืองในอนาคต
3.2 บริษัทที่จัดตั้งใหม่เป็นบริษัทร่วมทุนชื่อ "EGAT-RHEINBRAUN ENGINEERING COMPANY LIMITED : EREC" (บริษัทอีแกต-ไรน์บราวน์ เอ็นยิเนียริ่ง จำกัด) ประกอบด้วยผู้ร่วมทุน 3 กลุ่ม คือ กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 49, บริษัท RE ถือหุ้นร้อยละ 40, และบริษัท เอ็กโก้ธุรกิจเหมือง จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 11 โดยบริษัทฯ มีเงินทุนจดทะเบียนทั้งสิ้น 10 ล้านบาท แบ่งเป็นหุ้นสามัญ 10,000 หุ้นๆ ละ 1,000 บาท ระยะเวลาดำเนินงานในช่วงแรกประมาณ 2 ปี
3.3 บริษัท EREC มีวัตถุประสงค์ในการดำเนินธุรกิจ เพื่อให้บริการที่เกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมเหมืองแร่ให้แก่หน่วยงานภายนอก กฟผ. ทั้งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณเอเชียตะวันออก เพื่อสร้างชื่อเสียงของบริษัทฯ ให้เป็นที่ยอมรับในอุตสาหกรรมเหมืองแร่ในภูมิภาคเอเชียตะวันออก และเพื่อเสริมสร้างศักยภาพของ กฟผ. ให้เป็นที่ปรึกษาระดับนานาชาติ
3.4 โครงสร้างของบริษัท EREC ประกอบด้วย คณะกรรมการบริษัท มีจำนวนรวม 5 คน และพนักงานของบริษัท ประกอบด้วย กรรมการผู้จัดการ 1 คน ซึ่งแต่งตั้งโดยคณะกรรมการบริษัท และเลขานุการกรรมการผู้จัดการ 1 คน โดยระยะแรกพนักงานทั้ง 2 คน จะเป็นการขอยืมตัวจากพนักงาน กฟผ. มาปฏิบัติงานกับบริษัท EREC ชั่วคราวเป็นระยะเวลา 2 ปี
3.5 แผนธุรกิจ ประกอบด้วย แผนการตลาด โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อมุ่งเน้นการสร้างยอดขายจากการให้บริการด้านวิศวกรรม เหมืองแร่ และมุ่งสร้างภาพพจน์ด้านชื่อเสียงของบริษัท (Corporate Awareness) และคุณภาพการให้บริการให้เป็นที่รู้จักในกลุ่มเป้าหมาย ซึ่งจะเน้นที่อุตสาหกรรมถ่านหินเป็นอันดับแรก และ แผนการเงิน โดยรายได้หลักของบริษัทฯ มาจากค่านายหน้าในการติดต่องาน และรายได้จากส่วนของการบริหารโครงการต่างๆ
4. กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าโดย ได้แก้ไขข้อความในสัญญาการผูกพัน (Association Contract) ฉบับภาษาไทย และฉบับภาษาอังกฤษให้สอดคล้องกันแล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางานเหมืองของ กฟผ. รวมทั้ง สัญญาการผูกพัน (Association Contract) และสัญญาการร่วมมือ (Cooperation Contract) ทั้งนี้ โครงสร้างการถือหุ้นของบริษัทร่วมทุนจะต้องไม่ทำให้บริษัทร่วมทุนดังกล่าวมี สภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ หากมีสภาพดังกล่าวก็ให้ดำเนินการลด สัดส่วนการถือหุ้นของ กฟผ. ลง รวมทั้งโครงสร้างดังกล่าวจะต้องไม่ขัดกับข้อตกลงที่รัฐบาลมีกับกองทุนการ เงินระหว่างประเทศด้วย
เรื่องที่ 9 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นผู้แทนรัฐบาลไทยไปเจรจากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน เรื่องการขยายความร่วมมือด้านพลังงานของทั้งสองประเทศ และการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจิงหง ในมณฑลยูนนาน เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทย รวมทั้งเห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจาก สาธารณรัฐประชาชนจีน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการเจรจารับซื้อไฟฟ้ากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน ต่อไป
2. หลังจากที่กระทรวงการไฟฟ้าแห่งสาธารณรัฐประชาชนจีน ได้พิจารณาแก้ไขร่างบันทึกความเข้าใจฯ ฉบับที่ได้รับความเห็นชอบในหลักการจากคณะรัฐมนตรีแล้วเสร็จ และได้ส่งกลับมาเพื่อให้ฝ่ายไทยได้พิจารณาและดำเนินการต่อไป พร้อมกันนี้ได้เสนอว่า หากมีการลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ ในระดับกระทรวงต่อกระทรวง แทนที่จะเป็นระดับรัฐบาลต่อรัฐบาลของทั้งสองประเทศแล้ว ก็จะช่วยลดขั้นตอนและระยะเวลาในการลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ ดังกล่าวได้
3. การแก้ไขร่างบันทึกความเข้าใจฯ ของกระทรวงการไฟฟ้าแห่งสาธารณรัฐประชาชนจีนดังกล่าวข้างต้น ได้มีการเสนอขอแก้ไขในข้อ 7 จากที่ฝ่ายไทยเสนอ โดยขอให้แก้ไขเป็น "กระทรวงการไฟฟ้าแห่งสาธารณรัฐประชาชนจีน จะอำนวยความสะดวกและให้ความช่วยเหลือเท่าที่จำเป็นแก่นักลงทุนและสถาบันการ เงินของไทย ตามนโยบายส่งเสริมการลงทุนของจีนที่กำหนดไว้ในการดำเนินโครงการไฟฟ้าใน สาธารณรัฐประชาชนจีน"
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน
2.มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรี หรือ รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี ที่กำกับการบริหาร ราชการ หรือสั่งการและปฏิบัติราชการสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นผู้ลงนามในบันทึกความเข้าใจในข้อ 1 แต่ทั้งนี้หากทั้งสองฝ่ายเห็นควรให้มีการแก้ไขร่างบันทึกดังกล่าวในราย ละเอียดปลีกย่อย ซึ่งไม่ใช่การเปลี่ยนแปลงในสาระสำคัญก็ให้รองนายกรัฐมนตรี หรือ รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี ที่ได้รับมอบหมายสามารถลงนามในบันทึกดังกล่าวที่ได้แก้ไขแล้ว
เรื่องที่ 10 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 โดยทั้งสองฝ่ายได้ตกลง ร่วมกันที่จะส่งเสริมและพัฒนาไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ประเทศไทยในปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 และได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ล) และคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป.ลาว (Committee for Energy and Electric Power-CEEP) เพื่อทำหน้าที่ในการประสานความร่วมมือในการพัฒนาโครงการให้เป็นไปตามบันทึก ความเข้าใจดังกล่าว
2. ในการประชุมระหว่าง คปฟ-ล. กับ CEEP เมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540 ณ สปป.ลาว ทั้ง 2 ฝ่าย ได้เจรจาตกลงการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 จนสามารถได้ข้อยุติและได้นำไปสู่การเจรจาในรายละเอียดของบันทึกความเข้าใจ ทั้งสองโครงการ
3. หลังจากที่การเจรจาในรายละเอียดของบันทึกความเข้าใจทั้งสองโครงการ ได้ตกลงกันเป็นที่เรียบร้อย และ คปฟ-ล. ก็ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบในร่างบันทึกความเข้าใจของโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 แล้ว การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 จึงได้มีการร่วมลงชื่อย่อเพื่อการผูกพันเบื้องต้น (Initial) และพร้อมนี้ กฟผ. ก็ได้ส่งร่างบันทึกความเข้าใจของทั้งสอง โครงการดังกล่าวมายังสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. โครงการน้ำงึม 2 เป็นโครงการเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำ ตั้งอยู่บนลำน้ำงึมใน สปป.ลาว มีกำลังผลิต ติดตั้ง 615 เมกะวัตต์ คู่สัญญาประกอบด้วย กฟผ. และ Shlapak Group Co., Ltd มีอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 30 ปี นับจากวันเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าในเชิงพาณิชย์ ในวันที่ 1 มีนาคม 2546 โดยมีจุดส่งมอบไฟฟ้า ณ จังหวัดหนองคาย และจะมีการรับซื้อไฟฟ้า Primary Energy ในราคาเฉลี่ยตลอดอายุโครงการเท่ากับ 5.63 เซนต์สหรัฐฯ ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง
5. โครงการน้ำงึม 3 เป็นโครงการเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำ ตั้งอยู่บนน้ำงึมใน สปป.ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 460 เมกะวัตต์ คู่สัญญาประกอบด้วย กฟผ. และ Nam Ngum 3 Power Company Limited (การไฟฟ้าลาวและ MDX Lao Company Limited) มีอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าในเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 มีนาคม 2546 โดยมีจุดส่งมอบไฟฟ้า ณ จังหวัดหนองคาย และจะมีการรับซื้อไฟฟ้า Primary Energy ในราคาเฉลี่ยตลอดอายุโครงการเท่ากับ 5.78 เซนต์สหรัฐฯ ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง สาเหตุที่ราคา รับซื้อไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 สูงกว่าโครงการน้ำงึม 2 เนื่องจากรัฐบาลแห่ง สปป. ลาว เป็นผู้ถือหุ้นใน โครงการนี้ถึงร้อยละ 45 และค่าภาคหลวงของโครงการน้ำงึม 3 ก็สูงกว่าโครงการน้ำงึม 2 ด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ฉบับที่มีการ ลงชื่อย่อเพื่อการผูกพันเบื้องต้น (Initial) เพื่อให้ กฟผ. นำไปลงนามในบันทึกความเข้าใจกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการ น้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ต่อไป
2.อนุมัติในหลักการว่า หากคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป. ลาว (Committee for Energy and Electric power: CEEP) เสนอให้มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ซึ่งไม่มีผลต่อการเปลี่ยนแปลงค่าไฟฟ้าเฉลี่ย หรือมีการเปลี่ยนแปลงแนวสายส่งใน สปป. ลาว สำหรับโครงการทั้งสอง โดยไม่มีผลกระทบต่อระบบส่งฝั่งไทยที่สร้างเพื่อเชื่อมโยงกัน ณ ชายแดนไทย-ลาว ก็ให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขรายละเอียดของร่างบันทึกความเข้าใจ เรื่องการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และ น้ำงึม 3 ในส่วนที่เกี่ยวข้องดังกล่าวได้
เรื่องที่ 11 เรื่องแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ฉบับที่ 2) ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 1 ปี ค.ศ. 1997-2005 ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2540 เห็นชอบในหลักการของกรอบและทิศทางการปรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8 โดยให้สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ปรับปรุงกรอบการลงทุนรวมของประเทศทั้งภาครัฐและเอกชน นอกจากนี้จากภาวะการชะลอตัวทางเศรษฐกิจของประเทศได้ส่งผลกระทบต่อปริมาณการ ใช้พลังงานโดยรวมของประเทศ ปตท. จึงได้ปรับแผน การลงทุนและแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฉบับที่ 1 ซึ่งกระทรวงอุตสาหกรรมได้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อขออนุมัติแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 2 ปี ค.ศ. 1998-2006
2.สาระสำคัญของแผนแม่บทระบบท่อก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 2 ปี ค.ศ. 1998-2006 สรุปได้ดังนี้
2.1 การปรับปรุงแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ
(1) ดำเนินการโครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ในทะเล (Midline Compressor) ควบคู่ไปกับการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกจากจังหวัดระยองไปโรงไฟฟ้าบางปะกงเส้นที่ 3 และการวางท่อส่งก๊าซฯ จาก JDA ไปยังแท่นชุมทางเอราวัณ 2 (JDA-ERP2) ทดแทนการวางท่อส่งก๊าซฯ เส้นที่ 3 ในทะเลจาก JDA ไปราชบุรี ซึ่งการดำเนินการนี้จะต้องตัดเชื่อมท่อส่งก๊าซฯ สายประธานระยะที่ 1 และท่อคู่ขนานในทะเลด้วย เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จ จะทำให้ระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลตามแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 2 มีขีดความสามารถจัดส่งก๊าซฯ ได้เพิ่มขึ้นประมาณ 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เมื่อรวมกับระบบท่อเดิมแล้วจะทำให้ความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเพิ่มขึ้นเป็น 2650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งเพียงพอในการบริการจัดส่งก๊าซฯ ในช่วงระยะเวลา 10 ปีข้างหน้า
(2) ลดขนาดท่อราชบุรี-วังน้อย จากเดิมเส้นผ่าศูนย์กลาง 36 นิ้ว และเครื่องเพิ่มความดัน ต้นทางและปลายทาง เป็นขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 30 นิ้ว โดยชะลอการลงทุนติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ออกไปจนกว่าจะเห็นว่ามีความจำเป็น
2.2 โครงการในแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 2 ประกอบด้วย โครงการจำนวน 12 โครงการ ดังนี้
(อัตราแลกเปลี่ยน 1US$ = 36 บาท)
โครงการหลัก | กำหนดแล้วเสร็จ | เงินลงทุน (ล้านบาท) |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งไพลิน | ระยะที่ 1 1998 ระยะที่ 2 1999 |
2,231 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่ง JDA ไปเอราวัณ | ปลายปี 2000 | 20,040 |
โครงการ Midline Compressor พร้อม Platform และท่อต่อ | ปลายปี 2000 | 8,222 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ระยองไปบางปะกง | ปลายปี 2000 | 9,331 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย | กลางปี 1999 | 8,457 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย ไปโรงจักรพระนครใต้ | ไตรมาสที่ 1 ปี 2000 | 2,832 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งเบญจมาศเชื่อมท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งทานตะวัน | กลางปี 1999 | 487 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากท่อคู่ขนานไปโรงไฟฟ้าทับสะแก | ปลายปี 2006 | 9,172 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่ง JDA ไปสงขลา | ปลายปี 2000 | 5,729 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากสงขลาไปยะลา (ชายแดนไทย-มาเลเซีย) | ปลายปี 2000 | 2,830 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากโรงแยกก๊าซขนอมไปสุราษฎร์ธานี | ปลายปี 2002 | 2,508 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีไปโรงไฟฟ้ากระบี่ | ปลายปี 2004 | 6,239 |
รวมเงินลงทุนทั้งสิ้น | 78,078 |
2.3 โครงการเร่งด่วนที่มีความจำเป็นจะต้องเร่งรัดการดำเนินการมีจำนวน 6 โครงการ เพื่อ สร้างความมั่นคงให้กับระบบจัดจ่ายก๊าซฯ ของประเทศและสามารถจัดส่งก๊าซฯ จากสหภาพพม่าไปเสริมบริเวณโรงไฟฟ้าวังน้อยได้ตามความจำเป็น ดังนี้
ท่อไพลิน - ERP 2 กำหนดแล้วเสร็จปลายปี ค.ศ. 1998
ท่อราชบุรี - วังน้อย กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 1999
ท่อ JDA - เอราวัณ กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 2000
เครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ในทะเล กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 2000
ท่อระนอง - บางปะกง เส้นที่ 3 กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 2000
ท่อเบญจมาศ กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 1999
2.4 เงินลงทุนในการดำเนินงานตามแผนแม่บทดังกล่าว มีวงเงินรวมประมาณ 78,078 ล้านบาท (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 1 US$ = 36 บาท) ซึ่งจะมีการกระจายการลงทุนตามความจำเป็นในช่วงเวลาที่เหมาะสม และแผนการดำเนินงานจะมีวงเงินการลงทุนสูงสุดในปี ค.ศ. 2000 กล่าวคือ ประมาณ 27,423 ล้านบาท โดยใช้เงินลงทุนส่วนหนึ่งจากรายได้ของ ปตท.เอง และเงินกู้จากต่างประเทศ สัดส่วนประมาณ 25 : 75 ซึ่ง ปตท.จะดำเนินการศึกษาผลตอบแทนการลงทุนโครงการในแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 2 ในแต่ละโครงการต่อไป และเมื่อเปรียบเทียบเงินลงทุนของแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 1 และ ฉบับที่ 2 ทำให้เงินลงทุนทั้งหมดเปลี่ยนแปลงจาก 112,394 ล้านบาท มาเป็น 78,078 ล้านบาท (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 1 US$ = 36 บาท) ทำให้สามารถลดการลงทุนได้เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 34,316 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 2 ในช่วงปี พ.ศ. 2541-2549 ตามที่ ปตท. เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการก่อสร้างระบบท่อและอุปกรณ์ต่างๆ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติในช่วงปี พ.ศ. 2541-2549 จำนวน 12 โครงการ วงเงินลงทุนทั้งสิ้น 78,078 ล้านบาท
2.ให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี พ.ศ. 2541-2549 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่ได้รับอนุมัติให้ดำเนินการในช่วง พ.ศ. 2541-2549 จำนวน 12 โครงการ ดังรายละเอียดตามข้อ 2.2 ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำเสนอโครงการตามขั้นตอนที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะ-กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปจัดทำรายละเอียดเรื่องการขายหุ้น ปตท. ในบริษัท ปตท.สผ. จำกัด ซึ่งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) ได้เป็นประธานในการประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2540 และได้มีมติมอบหมายให้ ปตท. จัดทำแผนการขายหุ้นในบริษัท ปตท.สผ. ซึ่งอาจจะว่าจ้างที่ปรึกษาเพิ่มเติมทำการศึกษาเฉพาะเรื่อง เมื่อการจัดทำแผนการขายหุ้นแล้วเสร็จให้มีการจัดประชุมระหว่างหน่วยงานที่ เกี่ยวข้อง เพื่อเตรียมแผนการขายหุ้นในบริษัท ปตท.สผ. เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. ปตท. ได้มีการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษา 9 แห่ง ดำเนินการศึกษาแนวทางการแปรรูป ปตท. รวมทั้งการขายหุ้นของ ปตท. ในบริษัท ปตท.สผ. และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) นอกจากนี้ สพช. ได้มีการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาทำการศึกษาเรื่องดังกล่าวเช่นกัน และในการหารือร่วมกันระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง สพช. ปตท. และ ปตท.สผ. ได้พิจารณาแผนการจำหน่ายหุ้นของบริษัท ปตท.สผ. ตามผลการศึกษาของบริษัทที่ปรึกษาและเห็นควรให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ ทั้งนี้คณะกรรมการ ปตท. ได้ให้ความเห็นชอบแผนดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2540
3. ประเด็นพิจารณาประกอบการจัดทำแผนการขายหุ้นในบริษัท ปตท.สผ. ประกอบด้วย ภาวะตลาดหุ้น (Market Position) ทางเลือกในการเสนอขายหุ้น ปตท.สผ. โดยการเสนอขายให้กับพันธมิตรร่วมทุน (Strategic Investor) และการเสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไป กำหนดเวลาและโครงสร้างในการเสนอขายผลกระทบต่อการ แปรรูปของ ปตท. ผลกระทบต่อ ปตท.สผ. จำนวนหุ้นที่จะเสนอขาย และประเด็นที่เกี่ยวข้องกับขั้นตอนการเสนอขาย
4. ข้อเสนอแนวทางการจำหน่ายหุ้น ปตท.สผ. มีดังนี้
4.1 การลดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน ปตท.สผ. อาจทำโดยวิธีการเพิ่มทุนของ ปตท.สผ. และ/หรือ วิธีการจำหน่ายหุ้นในส่วนเดิมที่ ปตท. ถือครอง
4.2 แนวทางการจำหน่ายหุ้น ปตท.สผ. ควรเลือกวิธีการจำหน่ายหุ้นกับนักลงทุนทั่วไป โดยสัดส่วนนักลงทุนไทยและต่างชาติควรพิจารณาตามภาวะตลาดในช่วงที่เสนอขาย
4.3 ระยะเวลาที่เป็นไปได้ในการจำหน่ายหุ้นของ ปตท.สผ. โดยเร็วที่สุดควรจะเป็นช่วงครึ่งปีแรกของปี 2541 และการจำหน่ายหุ้นของ ปตท. อันเนื่องมาจากการแปรรูป ควรดำเนินการหลังจากการจำหน่ายหุ้นของ ปตท.สผ. แล้วประมาณ 6-12 เดือน ซึ่งจะเป็นช่วงประมาณปลายปี 2541 ถึงต้นปี 2542
4.4 การถือหุ้นของ ปตท. ใน ปตท. สผ. กำหนดให้มีสัดส่วนการถือหุ้นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 51 ทั้งนี้เพื่อสร้างความมั่นใจให้นักลงทุน แต่ภายใต้ภาวะตลาดในปัจจุบันปริมาณหุ้นที่จะจำหน่ายให้กับนักลงทุนในระยะแรก ควรจำหน่ายประมาณร้อยละ 5-10 ของปริมาณหุ้นทั้งหมดของบริษัท และคำนึงถึงการลดสัดส่วนการถือหุ้นโดยการเพิ่มทุนของ ปตท.สผ. เองด้วย
4.5 ให้ ปตท.และ/ หรือ ปตท.สผ. คัดเลือกและว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาทางการเงิน ดำเนินการจำหน่ายหุ้นด้วยวิธีการขายให้นักลงทุนทั่วไปในตลาดหลักทรัพย์ และดำเนินการจำหน่ายหุ้นเมื่อตลาดมีความพร้อม
4.6 การขอยกเว้นกฎระเบียบที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจเกี่ยวกับการจำหน่ายจ่ายโอน หุ้น หรือกิจการของรัฐวิสาหกิจนั้น เพื่อให้สามารถดำเนินการจำหน่ายหุ้นได้ในระยะเวลาที่กำหนด โดยการกำหนดราคาและวิธีการจำหน่ายหุ้น ปตท.สผ. จะเป็นไปตามกลไกตลาด และวิธีปฏิบัติที่เหมาะสมกับสภาวะตลาด ณ ช่วงเวลาที่ดำเนินการจำหน่ายหุ้น
4.7 ปตท.สผ. ควรต้องแก้ไขข้อบังคับของบริษัทในเรื่องข้อจำกัดในการถือหุ้นของผู้ถือหุ้น ต่างชาติ ซึ่งในปัจจุบันกำหนดให้ผู้ถือหุ้นต่างชาติถือได้ร้อยละ 20 ของจำนวนหุ้นทั้งหมด ซึ่งสัดส่วนการถือหุ้นโดยต่างชาติ อยู่ในระดับร้อยละ 20 แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแผนการจำหน่ายหุ้นของ บริษัท ปตท.สผ. จำกัด (มหาชน) และมอบหมายให้ ปตท. และบริษัท ปตท.สผ. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการให้เกิดผลเป็นรูปธรรม โดยให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ สพช. ทุกระยะ
เรื่องที่ 13 การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปจัดทำรายละเอียด เรื่อง การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัดโดยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) ได้เป็นประธานในการประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2540 และได้มอบหมายให้ สพช. และกระทรวงการคลังนัดหารือเพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางในการขายหุ้นของกระทรวง การคลัง โดย สพช. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อศึกษาเรื่องดังกล่าว และได้นำเสนอผลการศึกษาเพื่อหารือร่วมกันระหว่างกระทรวงการคลังและสพช. ซึ่งผลการหารือเห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ พิจารณา
2. แผนการขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ฯ มีดังนี้
2.1 ประเด็นประกอบการพิจารณา มีดังนี้
(1) วัตถุประสงค์ของการดำเนินการขายหุ้นดังกล่าว ประกอบด้วย
รัฐบาลมีอำนาจการต่อรองทำให้ได้รับผลประโยชน์สูงสุดจากการขายหุ้น
วิธีการเป็นที่ยอมรับและได้รับความร่วมมือจากบริษัท เอสโซ่ฯ
ขั้นตอนการดำเนินการโปร่งใสเป็นที่ยอมรับโดยทั่วไป
ระยะเวลาการดำเนินการสั้น
ช่วยระดมเงินทุนจากต่างประเทศ
ช่วยพัฒนาตลาดทุนไทยให้เป็นที่สนใจในระดับนานาชาติ
สอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาของบริษัท เอสโซ่ฯ กับกระทรวงอุตสาหกรรม
(2) ทางเลือกในการเสนอขายหุ้นมี 3 ทางเลือก คือ
ทางเลือกที่ 1 เสนอขายคืนให้กับกลุ่มเอสโซ่ โดยมีการประเมินราคาโดยผู้ประเมินอิสระจำนวนหนึ่ง
ทางเลือกที่ 2 เสนอขายให้แก่พันธมิตรธุรกิจ (Strategic Partner)
ทางเลือกที่ 3 เสนอขายให้กับนักลงทุนโดยทั่วไป และนำบริษัทเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
(3) ผลการวิเคราะห์ พบว่าทางเลือกที่ 1 และ 3 คือ การเสนอขายคืนให้แก่บริษัทเอสโซ่ฯ และการเสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป โดยนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย จัดว่า มีความเหมาะสมที่ใกล้เคียงกัน การเปิดทางให้สามารถเจรจาได้ทั้ง 2 วิธี จะเป็นวิธีที่ดีที่สุด
2.2 ข้อเสนอแนะในการเจรจาต่อรอง บริษัทที่ปรึกษาได้มีข้อเสนอแนะเพื่อใช้ประกอบการเจรจาต่อรองกับบริษัทเอส โซ่ฯ ในการซื้อหุ้นคืนโดยกำหนดประเด็นในการเจรจาต่อรองไว้อย่างละเอียด
2.3 ขั้นตอนการดำเนินการขายหุ้นคืน ใช้ระยะเวลาทั้งหมดประมาณ 4 เดือน ส่วนการดำเนินงาน ในการเสนอขายหุ้นให้นักลงทุนทั่วไป ใช้ระยะเวลาทั้งหมดประมาณ 6 เดือน
มติของที่ประชุม
1.ให้กระทรวงการคลังรับไปเจรจากับบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อขายหุ้นคืนทั้งหมดหรือเจรจาทางเลือกอื่นที่จะก่อให้เกิดประโยชน์แก่รัฐ มากที่สุด
2.ให้เพิ่มกระทรวงอุตสาหกรรม เข้าร่วมการพิจารณาจัดทำแผนการขายหุ้นของกระทรวงการคลังใน บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด ด้วย เนื่องจากกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ในฐานะคู่สัญญาของบริษัท เอสโซ่ฯ และเมื่อการจัดทำแผนแล้วเสร็จให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแหงชาติ พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 14 การแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของการไฟฟ้านครหลวง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รับไปจัดทำรายละเอียด เรื่อง การแปรรูป กิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของ กฟน. เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. กฟน. ได้ว่าจ้างบริษัทเงินทุนหลักทรัพย์ กรุงไทยธนกิจ จำกัด (มหาชน) ทำการศึกษาเรื่องดังกล่าว และได้มีการนำเสนอผลการศึกษาในการหารือระหว่าง กฟน. และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เพื่อพิจารณานำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
3. แผนการแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีต กฟน. มีขั้นตอนการดำเนินงาน ดังนี้
3.1 การจดทะเบียนจัดตั้งบริษัท จำกัด (ธันวาคม 2540) มีแนวทางดังนี้
(1) โครงสร้างผู้ถือหุ้นในระยะแรก กฟน. ถือหุ้นในบริษัทร้อยละ 100 ส่วนในระยะที่สอง ปี พ.ศ. 2542-2543 กฟน. ถือหุ้นใหญ่ในบริษัท และมีสัดส่วนการถือหุ้นไม่เกินร้อยละ 49 ส่วนที่เหลือร้อยละ 51 เปิดให้หน่วยงานรัฐวิสาหกิจอื่น และบริษัทเอกชนเข้ามาดำเนินการถือหุ้น
(2) คณะกรรมการบริษัท ประกอบด้วย ประธานกรรมการบริษัท และคณะกรรมการซึ่งมาจาก กฟน. หรือผู้มีความรู้ความสามารถในด้านธุรกิจที่บริษัทดำเนินการอยู่
(3) โครงสร้างองค์กร ประกอบด้วย ฝ่ายบริหาร ฝ่ายบัญชีและการเงิน ฝ่ายขายและ การตลาด ฝ่ายวิศวกรรม และฝ่ายผลิต
(4) การดำเนินธุรกิจ แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะแรก บริษัทจะผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์คอนกรีตประเภทเสาไฟฟ้า และคอนกรีตสำเร็จรูปประเภทต่างๆ ที่ดำเนินการในปัจจุบัน โดยกำหนดราคาเท่ากับราคาที่จำหน่ายให้ กฟน. แต่จะกำหนดให้ลดราคาลงทุกปี เพื่อสามารถแข่งขันได้ โดย กฟน. เป็นตลาดเป้าหมายในระยะแรก และบริษัทมีจำนวนพนักงานไม่เกิน 224 คน ส่วนในระยะสอง บริษัทขยายธุรกิจ หรือ เพิ่มผลิตภัณฑ์โดยเน้นธุรกิจที่อาศัยเทคโนโลยีสูง ซึ่งควรเปิดโอกาสให้บริษัทเอกชนเข้าร่วมทุนและบริหารงาน
3.2 การว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาในการวางรูปแบบระยะที่ 2 (มกราคม - ตุลาคม 2541)
3.3 การขออนุมัติยกเว้นคำสั่ง กฎระเบียบ ข้อบังคับ ตลอดจนมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปมาใช้บังคับกับบริษัทใน ระยะแรก ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินการคล่องตัว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการแปรรูปหน่วยงานสำนักงานออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์ เป็น บริษัทออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์ จำกัด ตามข้อเสนอของ กฟน. ทั้งนี้ ให้ กฟน. ปรับแผนการดำเนินการเพื่อให้พ้นการเป็น รัฐวิสาหกิจให้เร็วขึ้น และให้พิจารณาหาพันธมิตรร่วมทุน (Strategic Investor) แทนการเข้าถือหุ้นของรัฐวิสาหกิจอื่น
2.เห็นชอบให้ บริษัท ออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์ จำกัด ที่ กฟน. ถือหุ้นเกินกว่าร้อยละ 50 ซึ่ง ยังคงสภาพเป็นรัฐวิสาหกิจได้รับการยกเว้นคำสั่ง กฎระเบียบ ข้อบังคับ ตลอดจนมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปมาใช้บังคับ เพื่อให้บริษัทดังกล่าวสามารถดำเนินการได้คล่องตัวเช่นเดียวกับบริษัทเอกชน ทั่วไป
เรื่องที่ 15 การขายหุ้นของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้กระทรวงการคลัง กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (บผฟ.) รับไปจัดทำรายละเอียดเรื่องการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. โดยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) ได้เป็นประธานในการประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดแนวทางและเร่งรัด การดำเนินการตามแนวทางการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2540 และได้มอบหมายให้กระทรวงการคลัง กฟผ. สพช. และ บผฟ. หารือเพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางในการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ.
2. กฟผ. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อศึกษาแนวทางในเรื่องดังกล่าว และบริษัทฯ ได้นำเสนอผลการศึกษาให้หน่วยงานที่รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงการคลัง กฟผ. สพช. และ บผฟ. (กระทรวงการคลังไม่ได้เข้าประชุม) เพื่อพิจารณาผลการศึกษาดังกล่าว และเห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ต่อไป
3. แผนการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. สรุปประเด็นสำคัญของการเสนอขายหุ้น ได้ดังนี้
3.1 แนวทางการเสนอขายหุ้นที่เหมาะสมที่สุด คือ การลดสัดส่วนการถือหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. จากที่ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 39.96 ของจำนวนหุ้นที่ออกจำหน่ายแล้ว รวมทั้งหุ้นสำรอง (Warrants) ของ บผฟ. ลงเหลือร้อยละ 25.05 โดยจำหน่ายหุ้นให้กับพันธมิตรร่วมทุน (Strategic Investor) ภายใต้เงื่อนไขว่า ในอนาคต กฟผ. และ บผฟ. จะเปิดโอกาสให้พันธมิตรร่วมทุนสามารถเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้นใน บผฟ. ได้ใน 2 กรณี คือ กรณีที่พันธมิตรร่วมทุนซื้อหุ้นโดยตรงจาก กฟผ. หรือ กรณีที่พันธมิตรร่วมทุนซื้อหุ้นใหม่จากการเพิ่มทุนของ บผฟ. ซึ่งแนวทางนี้ กฟผ. อาจเสียโอกาสในการที่จะได้ราคาหุ้นสูงสุด เนื่องจากการเสนอขายเพียงร้อยละ 14.9 อาจจะไม่ดึงดูดให้เสนอราคาที่มี Premium มากเมื่อเทียบกับการเสนอขายในสัดส่วนที่มีมากกว่าร้อยละ 25
3.2 เกณฑ์ในการพิจารณาราคาขายของหุ้น บผฟ. มูลค่าราคาหุ้นที่จะได้รับจากการเสนอขาย จะขึ้นอยู่กับแนวทางเลือกโครงสร้างของการเสนอขายหุ้น ซึ่งกลุ่มที่ปรึกษามีความเห็นว่า มูลค่าหุ้นที่ควรจะได้รับในการเสนอขายครั้งนี้ ควรจะมีมูลค่าที่สูงกว่าราคาหุ้นเฉลี่ยของ บผฟ. ในช่วงระยะ 3 เดือนก่อนจะมีการเปิดให้ยื่นเสนอซื้อ
3.3 ขั้นตอนในการเสนอขายที่เหมาะสมคือ การพิจารณาคัดเลือกจากพันธมิตรร่วมทุนที่มีคุณสมบัติเหมาะสม 4-6 ราย แล้วตามด้วยขั้นตอนการพิจารณาคำเสนอซื้อ ซึ่งเสนอโดยพันธมิตรร่วมทุนดังกล่าว คาดว่าขั้นตอนในการเสนอขาย จะมีระยะเวลาประมาณ 6 เดือน
3.4 เกณฑ์ในการพิจารณาคุณสมบัติของพันธมิตรร่วมทุน กลุ่มที่ปรึกษาเสนอให้ กฟผ. และ บผฟ. พิจารณาคุณสมบัติในเบื้องต้น คือ มูลค่าตลาดของขนาดธุรกิจ ข้อมูลทางการเงิน อันดับความน่าเชื่อถือประสบการณ์การดำเนินธุรกิจในประเทศไทยและภูมิภาคเอ เซีย โครงสร้างที่เสนอเพื่อถือหุ้น แผนการดำเนินธุรกิจ ความเห็นของผู้เสนอซื้อและเงื่อนไขสัญญา
3.5 แผนการใช้เงินที่ได้รับจากการขายหุ้น กฟผ. จะใช้เป็นงบการลงทุนในปี 2541 แทนการใช้เงินกู้ภายในประเทศ และจัดตั้งกองทุนเงินสวัสดิการสำหรับพนักงานที่สมัครใจลาออกก่อนอายุเกษียณ โดยจะขออนุมัติใช้เงินจำนวนไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของจำนวนเงินทั้งหมดที่ได้รับจากการขายหุ้น บผฟ.
4. การเข้าทำสัญญาซื้อขายหุ้น (Share Purchase Agreement) และสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) กฟผ. ตกลงในเบื้องต้นที่จะเข้าทำสัญญาซื้อขายหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุน และ กฟผ. และ บผฟ. ตกลงในเบื้องต้นที่จะเข้าทำสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุน รวมทั้งสัญญาและ/หรือเอกสารหลักฐานอื่นที่เกี่ยวข้อง (ถ้ามี) กับพันธมิตรร่วมทุน
การพิจารณาของที่ประชุม
ประธานฯ ได้ตั้งข้อสังเกตใน 2 ประเด็น คือ ควรคำนึงถึงจังหวะระยะเวลาการขายหุ้นของ บผฟ. เพื่อที่จะให้ได้ราคาสูงสุด และควรมีการศึกษาเปรียบเทียบว่าจำนวนเงินที่ได้มาจากการขายหุ้นครั้งนี้ สามารถลดดอกเบี้ยเงินกู้ของ กฟผ. ได้เพียงใด
มติของที่ประชุม
1.ให้ กฟผ. ขายหุ้นและดำเนินการตามรายละเอียดในข้อ 3
2.ขอยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่าย กิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504
3.ให้แต่งตั้งคณะกรรมการคัดเลือกพันธมิตรร่วมทุน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการ-นโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนจากกระทรวงการคลัง ผู้แทนจากบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (บผฟ.) และผู้แทนจาก กฟผ. เป็นกรรมการ โดยมีหน้าที่คัดเลือกพันธมิตรร่วมทุน และกำหนดราคาหุ้นซึ่ง รวมหุ้นเดิมที่ กฟผ. ประสงค์จะขายและหรือหุ้นออกใหม่จากการเพิ่มทุน และหุ้นที่ กฟผ. จะต้องขายให้กับพันธมิตรร่วมทุนตามสิทธิพึงได้รับก่อน (Rights of First Refusal) ภายใต้สัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) แล้วนำเสนอคณะกรรมการ กฟผ. ต่อไป
4.ให้คณะกรรมการ กฟผ. อนุมัติเลือกพันธมิตรร่วมทุนและกำหนดราคาหุ้นที่จำหน่ายตามข้อ 3 ข้างต้น แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป
5.ให้ กฟผ. ทำสัญญาซื้อขายหุ้น (Share Purchase Agreement) กับพันธมิตรร่วมทุน และให้ กฟผ. และ บผฟ. เข้าทำสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น และสัญญาและเอกสารหลักฐานอื่นที่เกี่ยวข้อง (ถ้ามี) กับพันธมิตรร่วมทุน และขอทำสัญญาและเอกสารหลักฐานอื่นๆ (ถ้ามี) เป็นภาษาอังกฤษ
6.เงินที่ได้จากการจำหน่ายหุ้นให้ กฟผ. นำไปจัดสรรดังนี้
(1) จัดสรรร้อยละ 90 ของรายได้สุทธิจากการจำหน่ายหุ้น สำหรับการลงทุนของ กฟผ. ในอนาคตแทนการใช้เงินกู้
(2) จัดสรรร้อยละ 10 ของรายได้สุทธิจากการจำหน่ายหุ้น สำหรับจัดตั้งกองทุนบริหารทรัพยากรบุคคล แล้วนำไปใช้ในโครงการพนักงานลาออกจากงานด้วยความยินดีทั้ง 2 ฝ่าย (Mutual Separation Schemes : MSS) เพื่อชดเชยให้แก่บุคลากรที่ได้รับผลกระทบจากการที่รัฐบาลมีนโยบายในการเร่ง รัดการแปรรูป
7.ให้ กฟผ. จ้างกลุ่มที่ปรึกษาทางการเงิน ได้แก่ Kleinwort Benson Limited, Lehman Brothers Limited และ บริษัท หลักทรัพย์ไทยพาณิชย์ จำกัด เป็นที่ปรึกษาเพื่อทำการเสนอขายหุ้นให้กับพันธมิตรร่วมทุน โดยให้ดำเนินการจัดจ้างโดยวิธีพิเศษ เนื่องจากกลุ่มที่ปรึกษาดังกล่าวได้ทำการศึกษาเรื่องแนวทางการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. อยู่แล้ว เพื่อให้การดำเนินงานมีความต่อเนื่อง และแล้วเสร็จภายในระยะเวลาที่กำหนด
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี ให้ดูแลกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 เพื่อให้สามารถนำดอกผลอันเกิดจากเงินกองทุนจำนวน 350 ล้านบาท ที่ได้รับจากบริษัทเอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด ตามสัญญาโรงกลั่นน้ำมันมาใช้ประโยชน์ในการส่งเสริมและสนับสนุนงานด้าน พลังงานและปิโตรเลียม โดยมีระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เป็นกรอบในการบริหารงานกองทุน ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมทำ หน้าที่พิจารณา จัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ทำหน้าที่พิจารณาจัดระเบียบ วางแนวทาง และพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน
2. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม ในรอบปีงบประมาณ 2540 เพื่อรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการจัดสรรเงินในปีงบประมาณ 2541-2543 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ แล้ว โดยมีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในรอบปีงบประมาณ 2540 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2540 จำนวนเงินทั้งสิ้น 55.0 ล้านบาท ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาอนุมัติวงเงินทั้งสิ้น 55.9 ล้านบาท ดังนี้
หมวดรายจ่าย | วงเงินตามแผน | อนุมัติ |
(1) การค้นคว้า ศึกษา วิจัย | 17.00 | 12.20 |
(2) ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 12.00 | 13.40 |
(3) การประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ข้อมูล | 10.00 | 8.50 |
(4) การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 10.00 | 8.50 |
(5) การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.50 | 5.50 |
(6) ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.50 | 0.50 |
รวม | 55.00 | 55.90 |
2.2 รายงานสถานะการเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2540 กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม 428.8 ล้านบาท แบ่งเป็น เงินฝากกระแสรายวัน 0.02 ล้านบาท เงินฝากออมทรัพย์ 41.34 ล้านบาท เงินฝากประจำ 387.13 ล้านบาท และลูกหนี้เงินยืม 0.31 ล้านบาท ในส่วนของหนี้สินและทุนประกอบด้วย หนี้สิน 0.37 ล้านบาท ทุน 350 ล้านบาท และรายรับมากว่ารายจ่ายทั้งสิ้น 78.43 ล้านบาท
2.3 แผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2541-2543 ตามข้อกำหนดในระเบียบว่าด้วยการบริหารกองทุนฯ กำหนดให้มีการทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ อย่างน้อยทุกปีหรือตามความจำเป็น ดังนั้นจึงเห็นสมควรให้มีการปรับแผนการใช้จ่ายเงิน สำหรับปีงบประมาณ 2541-2543 โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
หมวดรายจ่าย | ปีงบประมาณ | รวม | ||
2541 | 2542 | 2543 | ||
(1) การค้นคว้า วิจัย ศึกษา | 16.50 | 16.50 | 16.50 | 49.50 |
(2) ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 9.40 | 9.40 | 9.40 | 28.20 |
(3) การประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ข้อมูล | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
(4) การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 8.00 | 8.00 | 8.00 | 24.00 |
(5) การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.50 | 5.50 | 5.50 | 16.50 |
(6) ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 1.80 |
รวม | 50.00 | 50.00 | 50.00 | 150.00 |
3. เพื่อให้เกิดความคล่องตัว และความยืดหยุ่นในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตลอดระยะเวลา 3 ปี คือ ปีงบประมาณ 2541-2543 จึงเห็นควรให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับแผนงานและ โครงการในปีงบประมาณ 2541-2543 ตามแผนการใช้จ่ายเงินข้างต้น วงเงินรวม 150 ล้านบาท และให้คณะ-กรรมการกองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่าง ๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ การจัดลำดับความสำคัญตลอดจนรายได้ของกองทุนฯด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2540
2.เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2541-2543 และมาตรการการบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เสนอ
กพช. ครั้งที่ 65 - วันพุธที่ 10 กันยายน 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2540 (ครั้งที่ 65)
วันพุธที่ 10 กันยายน พ.ศ. 2540 เวลา 15.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลความคืบหน้าในการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
3.รายงานผลการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่ 2
5.แนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน
7.นโยบายราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
8.แนวทางในการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
9.หนี้ค่าไฟฟ้าของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ
10.ราคาก๊าซธรรมชาติที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยจำหน่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
11.ข้อเสนอแก้ไขกฎเกณฑ์ของรัฐเพื่อส่งเสริมโครงการพัฒนาพื้นที่ชายฝั่งทะเลภาคใต้ (Southern Seaboard)
นายกร ทัพพะรังสี รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ เป็นประธานการประชุม
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ต้นเดือนกรกฎาคม ถึงต้นเดือนกันยายน 2540 สรุปได้ดังนี้
1. ราคาน้ำมันดิบโดยรวม ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงต้นเดือนกันยายนที่ผ่านมาอยู่ในสภาวะทรงตัว โดยมีราคาเฉลี่ยอยู่ในระดับ 17-20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล แม้ว่าจะมีเหตุการณ์ต่าง ๆ ที่มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันดิบเกิดขึ้น เช่น การส่งออกน้ำมันของอิรัก การขายน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ของเยอรมนี แต่ก็มีผลกระทบต่อระดับราคาน้อยมาก
2. ราคาน้ำมันเบนซินและน้ำมันก๊าด ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงต้นเดือนกันยายนค่อนข้างทรงตัว โดยราคา ณ ต้นเดือนกันยายนอยู่ในระดับ 25.1 และ 21.8 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วราคาลดลง 1.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรลในเดือนกรกฎาคม และปรับตัวสูงขึ้น 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลในเดือนสิงหาคม โดยราคา ณ ต้นเดือนกันยายนอยู่ในระดับ 22.0 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเตาราคาปรับตัวสูงขึ้นโดยตลอดในช่วงสองเดือนที่ผ่านมาประมาณ 1.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยราคา ณ ต้นเดือนกันยายนอยู่ในระดับ 16.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยตั้งแต่เดือนกรกฎาคมเป็นต้นมาได้มีการ ปรับตัวสูงขึ้นมาตลอด จากการที่รัฐบาลปล่อยให้ค่าเงินบาทลอยตัวทำให้ค่าเงินบาทลดลงจากอัตราแลก เปลี่ยนเดิมในระดับ 25.80 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ลงมาอยู่ในระดับ 36.70 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ในต้นเดือนกันยายน จึงทำให้มีการขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลรวม 9 ครั้ง โดยเป็นการทยอยปรับครั้งละ 15-20 สตางค์/ลิตร รวม 1.79 บาท โดยการปรับราคาเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2540 เป็นการปรับราคาจากการที่รัฐบาลเพิ่มอัตราภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 7 % เป็น 10 % มีผลให้ราคาน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่ว เบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่ว และดีเซลหมุนเร็วในปัจจุบันขึ้นมาอยู่ในระดับ 11.22 , 10.83 และ 10.06 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในช่วงต้นเดือนกรกฎาคมอยู่ในระดับ 0.99 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าปกติ เนื่องจากราคาขายปลีกเพิ่มสูงขึ้นช้ากว่าค่าเงินบาทที่ลดลง ส่วนในเดือนสิงหาคมหลังจากมีการทยอยปรับราคาหลายครั้งทำให้ค่าการตลาดเพิ่ม สูงขึ้นเป็น 1.03 บาท/ลิตร สำหรับค่าการกลั่นอยู่ในระดับค่อนข้างต่ำโดยมีระดับต่ำสุดในเดือนกรกฎาคมที่ 0.70 บาท/ลิตร และเพิ่มสูงขึ้นในเดือนสิงหาคมมาอยู่ในระดับ 0.90 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลความคืบหน้าในการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่..) พ.ศ. .... เพื่อให้สามารถริบเรือทุกขนาดที่ใช้ในการกระทำความผิดตามกฎหมายศุลกากรได้ และกำหนดมาตรการห้ามขนถ่ายสิ่งของในทะเลนอกเขตท่า ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 และขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาตรวจร่างของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
2. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีคำสั่งที่ 2/2540 ลงวันที่ 14 สิงหาคม 2540 แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขกฎเกณฑ์ของรัฐเพื่อป้องกันและ แก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้มีอำนาจหน้าที่ครอบคลุมการแก้ไขกฎเกณฑ์อื่นๆ ที่ยังเป็นอุปสรรคในการดำเนินงานปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งหมด
3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดการสัมมนา เรื่อง การเติมสาร Marker ในน้ำมันเชื้อเพลิงร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งผลจากการสัมมนาทำให้สามารถกำหนดขั้นตอนและรายละเอียดการปฏิบัติได้อย่าง สมบูรณ์ ตั้งแต่การเติมสาร Marker การตรวจสอบน้ำมันว่ามีสาร Marker หรือไม่ และการดำเนินคดีเมื่อพบการกระทำผิด ซึ่งขณะนี้กรมสรรพสามิต กรมตำรวจ และ สพช. กำลังจัดทำรายงานเพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความ เห็นชอบในการประชุมคราวต่อไป และคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเติมสาร Marker ได้ในช่วงต้นปี 2541 เป็นต้นไป
4. ผลการจับกุมของหน่วยงานปราบปรามในช่วงระหว่างเดือนมกราคม-สิงหาคม 2540 สามารถจับกุม น้ำมันลักลอบหนีภาษีได้จำนวน 2,092,667 ลิตร ลดลงจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณ 4.6 ล้านลิตร
5. การจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในเดือนกรกฎาคม 2540 มีปริมาณ 1,512.8 ล้านลิตร ลดลงจาก ช่วงเดียวกันของปีก่อน 57 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 3.8 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะมีปริมาณ 1,476.0 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 43 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 3
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. ฯพณฯ นายกรัฐมนตรีได้อนุมัติให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นหัวหน้าคณะผู้แทนไทยนำผู้แทนส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องเดิน ทางไปร่วมการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งที่สอง ณ เมืองเอดมันตัน มณฑลอัลเบอร์ต้า ประเทศแคนาดา ระหว่างวันที่ 26-27 สิงหาคม 2540
2. ผลการประชุมรัฐมนตรีพลังงาน ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบในแนวทางที่สำคัญดังนี้
2.1 เห็นชอบร่วมกันตามแนวทางที่ได้เห็นชอบไว้ในการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค ครั้งแรก คือ การพัฒนาสาขาพลังงานในภูมิภาคเอเซีย-แปซิฟิค จะต้องสอดคล้องกับวัตถุประสงค์ทางด้านสิ่งแวดล้อมและสังคมเพื่อการพัฒนาภูมิ ภาคเอเซีย-แปซิฟิคอย่างยั่งยืนต่อไป
2.2 รับทราบผลการประชุมกลุ่มธุรกิจด้านพลังงาน (Energy Business Forum) ซึ่งจัดขึ้นควบคู่ในโอกาสเดียวกัน และที่ประชุมได้สนับสนุนบทบาทของภาคเอกชนในการแปรรูปกิจการรัฐวิสาหกิจและ การเปิดการค้าเสรีสาขาพลังงาน ด้วยการสนับสนุนการลงทุนของภาคเอกชนในรูปผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producers - IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producers - SPP)
2.3 รับทราบผลการดำเนินการตามแนวหลักการนโยบายที่ไม่ผูกพัน 14 ประการ (14 Non-Binding Policy Principles) ซึ่งที่ประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปคครั้งแรกที่ซิดนีย์ได้เห็นชอบให้ทุก ประเทศถือเป็น แนวทางการดำเนินการด้านพลังงาน และที่ประชุมได้มีมติให้ทุกประเทศยังคงยึดถือแนวนโยบายนี้เป็นหลัก ในการพัฒนาสาขาพลังงานของตนต่อไป
2.4 เห็นชอบหลักการการปฏิบัติที่ดีที่สุดในการสนับสนุนการลงทุนของภาคเอกชนในการ ผลิตไฟฟ้า (Best Practice Principles for Independent Power Producers)
2.5 เห็นชอบแนวทางการพัฒนาบริการพื้นฐานซึ่งเหมาะสมสอดคล้องกับสิ่งแวดล้อม โดยมีมติให้ทุกประเทศยึดถือปฏิบัติตามหลักสิ่งแวดล้อมที่ดีในการพัฒนา โครงการด้านไฟฟ้า และให้ผนวกเข้าไว้เป็นแนวทางการปฏิบัติของแต่ละประเทศ
2.6 เห็นชอบข้อเสนอให้จัดทำความร่วมมือทางด้านมาตรฐานผลิตภัณฑ์พลังงาน และได้มีมติเห็นชอบให้มีความตกลงพหุภาคีเรื่องมาตรฐานผลิตภัณฑ์พลังงานต่างๆ โดยให้ยอมรับผลการทดสอบจากสถาบันทดสอบที่ได้ผ่านการรับรองแล้ว
3. คณะผู้แทนไทยได้เข้าร่วมการประชุมรัฐมนตรีพลังงานอาเซียนอย่างไม่เป็นทางการ ก่อนการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปค การประชุมทวิภาคีกับสาธารณรัฐประชาชนจีน และรัฐบาลมณฑลอัลเบอร์ต้า ประเทศแคนาดา ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 การประชุมรัฐมนตรีพลังงานอาเซียนอย่างไม่เป็นทางการก่อนการประชุมรัฐมนตรี พลังงาน เอเปคเพื่อกำหนดท่าทีของกลุ่มอาเซียนในการประชุมรัฐมนตรีพลังงานเอเปคให้ เป็นไปในแนวทางเดียวกัน โดยรัฐมนตรีพลังงานอินโดนีเซีย มาเลเซีย และฟิลิปปินส์ มีความวิตกกังวลเกี่ยวกับการเร่งเปิดเสรีการค้าด้านพลังงานของเอเปคให้เร็ว กว่ากำหนด โดยทั้ง 3 ประเทศประสงค์จะให้กลุ่มอาเซียนสนับสนุนการค้าเสรีของกลุ่มเอเปคตามกำหนด ระยะเวลาซึ่งกลุ่มเอเปคได้เห็นชอบกันแต่เดิม คือ สำหรับประเทศกำลังพัฒนากำหนดให้เปิดเสรีสาขาพลังงานในปี ค.ศ. 2020
3.2 การประชุมทวิภาคีกับสาธารณรัฐประชาชนจีน ฝ่ายไทยได้ขอบคุณสาธารณรัฐประชาชนจีนที่ได้ให้ความช่วยเหลือทางการเงิน โดยผ่านกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) และได้ขอร้องให้ทางฝ่ายจีนจัดทำ Statement of Confidence จากผู้นำจีน เพื่อแสดงให้ทั่วโลกเห็นว่าฝ่ายจีนยังมีความเชื่อมั่นต่อเศรษฐกิจของไทย รวมทั้งแสดงถึงความเป็นมิตรที่ดีต่อกัน ซึ่งในเรื่องนี้ฝ่ายจีนได้แจ้งว่ายินดีที่จะดำเนินการให้ต่อไป นอกจากนี้ ยังได้มีการหารือถึงความร่วมมือด้านการพัฒนาถ่านหินในสาธารณรัฐประชาชนจีน ร่วมกัน รวมทั้งการศึกษาโครงการผลิตไฟฟ้าในมณฑลยูนนานและขายไฟฟ้าให้แก่ไทย โดยฝ่ายไทยจะส่งผู้แทนไปพบกับฝ่ายจีน เพื่อดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
3.3 การประชุมทวิภาคีกับรัฐบาลมณฑลอัลเบอร์ต้า ฝ่ายไทยได้เข้าเยี่ยมคารวะนายกรัฐมนตรีมณฑลอัลเบอร์ต้า และได้มีการหารือด้านความร่วมมือทางด้านการพัฒนาหินน้ำมัน (Oil shale) ในประเทศไทย โดยฝ่ายรัฐบาลอัลเบอร์ต้ายินดีที่จะให้ความช่วยเหลือทางวิชาการและเทคโนโลยี การพัฒนาหินน้ำมันแก่ไทย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมระหว่าง กระทรวงอุตสาหกรรม กับ บริษัทสุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด ได้มีหนังสือถึงกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อขอยกเลิกหนังสือค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาจำนวน 1,400 ล้านบาท (หนึ่งพันสี่ร้อยล้านบาทถ้วน) ที่บริษัทฯ ได้วางไว้กับกระทรวงอุตสาหกรรม ตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญา เนื่องจาก บริษัทฯ เห็นว่าในระหว่างการก่อสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียม บริษัทฯ มีภาระทางด้านการเงินจำนวนมาก จึงขอให้รัฐบาลช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการเงินโดยอ้าง มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540
2. การยกเลิกหนังสือค้ำประกันตามคำร้องขอของบริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด ไม่สามารถดำเนินการได้ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540 เนื่องจากมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวเป็นเรื่อง ข้อเสนอปรับปรุงกฎเกณฑ์เพื่อส่งเสริมการแข่งขันของโรงกลั่นปิโตรเลียม ซึ่งเป็นการแก้ไขสัญญาของโรงกลั่นปิโตรเลียม 4 รายคือ บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน), บริษัท ไทยออยล์ จำกัด, บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด, และบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด เพื่อยกเลิกการเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษ รวมทั้ง ให้ดำเนินการเช่นเดียวกัน หากได้รับการร้องขอจากโรงกลั่นปิโตรเลียมอีก 3 ราย คือ บริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด, บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด, และบริษัท ไทยบิทูเมน จำกัด ดังนั้นหากจะดำเนินการตามคำร้องขอของบริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด จะต้องนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบก่อน
3. การกำหนดให้ต้องมีการค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาเกิดจากในอดีตรัฐควบคุมการ จัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียม จึงต้องใช้การค้ำประกันเป็นเครื่องมือบังคับให้ผู้รับอนุญาตจัดตั้งโรงกลั่น ต้องปฏิบัติให้เป็นไปตามสัญญาอย่างจริงจังและภายในระยะเวลาที่กำหนด แต่ในปัจจุบันรัฐเปิดโอกาสให้มีการจัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียมได้อย่างเสรี และยกเลิกการกำหนดให้ผู้ขออนุญาตจัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียมต้องทำสัญญากับ กระทรวงอุตสาหกรรม ทำให้ไม่ต้องมีการยื่นหนังสือค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญากับรัฐอีกต่อไป
4. บริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด เป็นผู้รับอนุญาตจัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียมรายสุดท้ายในช่วงของการควบคุมการ จัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียม และเป็นรายเดียวที่ยังมีหนังสือค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาต่อรัฐ เนื่องจากระยะเวลาในการก่อสร้างโรงกลั่นตามสัญญายังไม่สิ้นสุด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น ปิโตรเลียมเพื่อการส่งออก ระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรมกับ บริษัทสุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด เพื่อยกเลิกข้อ 4 ผลประโยชน์ตอบแทนแก่รัฐ ข้อ 5 เงินผลประโยชน์พิเศษ และข้อ 14 หนังสือค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น ปิโตรเลียมเพื่อการส่งออก ฉบับลงวันที่ 23 สิงหาคม 2539 และมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปดำเนินการลงนามในสัญญาดังกล่าวโดยเร็ว ต่อไป
เรื่องที่ 5 แนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐวิสาหกิจทางด้านพลังงานมีทั้งหมด 6 แห่งคือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (ปตท. สผ.) และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (บจป.) และมีกิจการด้านพลังงานที่รัฐหรือรัฐวิสาหกิจถือหุ้นอยู่ (ไม่รวมกิจการด้านปิโตรเคมี ซึ่ง ปตท. ถือหุ้น) อีก 9 แห่ง คือ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด, บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (EGCO), บริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด, บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด, บริษัท Thai LNG Power จำกัด, บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด, บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด, บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด, และบริษัท บริการเชื้อเพลิงการบิน กรุงเทพ จำกัด
2. การดำเนินการเพื่อเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงานในช่วงที่ผ่านมา ที่สำคัญ คือ การกระจายหุ้นให้ประชาชนในตลาดหลักทรัพย์ ได้แก่ การกระจายหุ้นของบริษัท ปตท. สผ. EGCO และ บจป. การดำเนินการส่งเสริมเอกชนลงทุนในโครงการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ โครงการ IPP และ SPP รวมทั้งการซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ ประเทศลาว พม่า และ จีน ซึ่งจะทำให้ลดภาระการลงทุนของ กฟผ. ในด้านการผลิตไฟฟ้าลงได้ สำหรับกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติเป็นกิจการผูกขาดโดยธรรมชาติ (Natural Monopoly) ดังนั้น การเพิ่มบทบาทเอกชนจะต้องดำเนินการควบคู่ไปกับการแปรรูปและปรับโครงสร้าง เพื่อเพิ่มการแข่งขันและหลีกเลี่ยงการโอนกิจการผูกขาดของรัฐไปเป็นการผูกขาด ของเอกชน
3. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเกี่ยวกับการแปรรูปกิจการด้านพลังงาน ได้แก่ กฟผ. กฟน. กฟภ. และ ปตท. ดังนี้
3.1 กำหนดให้แยกโรงไฟฟ้าพลังความร้อนของ กฟผ. จัดตั้งเป็นบริษัทจำกัด และขายหุ้นให้ประชาชน/เอกชน โดย กฟผ. จะเหลือธุรกิจสายส่งและการผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ ซึ่งจะยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจต่อไป โดยในช่วงแรก กฟผ. จะเป็นผู้ซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตต่างๆ (Central Supplier) แต่ในช่วงต่อไปจะเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิตและผู้ใช้ ไฟฟ้า โดยใช้บริการสายส่งและสายจำหน่ายของการไฟฟ้า ทั้งนี้รัฐจะเป็นผู้กำกับดูแลอัตราค่าใช้บริการ (Wheeling Charge) นอกจากนี้จะมีการจัดตั้ง Electricity Pool ในการซื้อขายไฟฟ้า โดยในขณะนี้ กฟผ. ได้ว่าจ้างที่ปรึกษาดำเนินการศึกษาซึ่งสรุปผลได้ว่า ควรมีการจัดตั้งบริษัทย่อย ของ กฟผ. รวม 10 บริษัท แบ่งเป็นบริษัทผลิตไฟฟ้า 3 บริษัท และบริษัทสนับสนุนอื่นๆ 7 บริษัท ส่วนในด้านการกำกับดูแลนั้น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อพิจารณารูปแบบการกำกับดูแลที่เหมาะสมซึ่งจะ สอดคล้องกับรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าดังกล่าวในอนาคต
3.2 กำหนดให้ กฟภ. ยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจ แต่ให้มีการจัดตั้งบริษัทในเครือ 4 แห่งเพื่อรับผิดชอบกิจการจำหน่ายไฟฟ้าในแต่ละภาค
3.3 กำหนดให้ กฟน. ยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจ แต่แยกกิจการบางประเภทออกเป็นบริษัทในเครือ ได้แก่ บริษัทบริการระบบไฟฟ้า บริษัทออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์คอนกรีต และบริษัทบริการการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (ESCO)
3.4 กำหนดให้มีการแปรรูป ปตท. และกระจายหุ้นให้ประชาชนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ซึ่งขณะนี้ ปตท. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษา เพื่อพิจารณาในรายละเอียดการแปรรูปและกระจายหุ้น ในขณะเดียวกัน สพช. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อศึกษาแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซ ธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมให้มี การแข่งขันมากยิ่งขึ้น โดยเฉพาะในการให้ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติขายก๊าซฯได้โดยตรงแก่ผู้ใช้ โดยใช้บริการท่อ (Third Party Access) และให้เอกชนลงทุนในบางส่วนของระบบท่อก๊าซฯ
4. แนวทางในการเร่งแปรรูปกิจการด้านพลังงานโดยการลดบทบาทของรัฐ ดำเนินการได้โดยแบ่งเป็น ระยะสั้น ระยะปานกลาง และระยะยาว ดังนี้
4.1 การขายหุ้นของรัฐที่ดำเนินการได้เร็ว มีดังนี้
(1) บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด(บจป .) มีกระทรวงการคลังถือหุ้น 48% ควรหาStrategic Investor เข้าถือหุ้นแทนในส่วนนี้ ซึ่งจะทำให้กระทรวงการคลังได้รับเงิน 3,758 ล้านบาท ในกรณีที่ขายหุ้นได้ 15 บาท/หุ้น ในส่วนของ ปตท. ที่ถือหุ้นอยู่ 24% ควรพิจารณาหา Strategic Partner เข้าถือหุ้นแทนเช่นกัน
(2) บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด ปัจจุบัน กระทรวงการคลังถือหุ้น 12.5% ซึ่งการถือหุ้นในบริษัทดังกล่าว ก็เพื่อความมั่นคงในการจัดหาน้ำมัน แต่ภายใต้สภาวะการณ์แข่งขันของตลาดน้ำมันในปัจจุบันไม่มีความจำเป็นแล้ว ประกอบกับการถือหุ้นในระดับ 12.5% ไม่มีอำนาจเพียงพอในการกำหนดนโยบายของบริษัทฯ หรือ ทิศทางการบริหารงานของบริษัทฯ จึงเห็นควรให้กระทรวงการคลังรับไปเจรจากับบริษัท เอสโซ่ฯ เพื่อขายหุ้นคืนทั้งหมด ซึ่งคาดว่าจะได้เงินอย่างน้อย 4,000 ล้านบาท
(3) ปตท.สผ. มี ปตท. ถือหุ้น 70.98% และประชาชน 29.02% เนื่องจากเงื่อนไขเงินกู้ของ ปตท.สผ. กำหนดให้ ปตท. ต้องถือหุ้นอย่างน้อย 51% จึงเสนอให้ลดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ลงเหลือ 49-51% โดยจำหน่ายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ ซึ่ง ปตท. จะมีรายได้ประมาณ 25,000 ล้านบาท และให้ ปตท. นำเงินดังกล่าวส่งคลังต่อไป
(4) บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (EGCO) ปัจจุบัน กฟผ. ถือหุ้นใน EGCO ถึง 40.7% จึงทำให้ EGCO ไม่สามารถเข้าร่วมในการประมูล IPP ได้ เพราะจะเกิดการแข่งขันที่ไม่เป็นธรรม ดังนั้น จึงควรให้ กฟผ. ลดสัดส่วนการถือหุ้นลงเหลือ 0% โดย EGCO ควรสรรหา Strategic Partner เข้าถือหุ้นแทน ซึ่งจะทำให้มีรายได้ประมาณ 13,765 ล้านบาท
4.2 การขายหุ้นของรัฐที่จะดำเนินการในขั้นต่อไป มีดังนี้
(1) การแปรรูป กฟผ. โดยลดสัดส่วนการถือหุ้นของ กฟผ. ในบริษัทผลิตไฟฟ้าที่จะจัดตั้งขึ้นแต่ละบริษัทเหลือ 49% โดยการขายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ และหากยังมีความจำเป็นในการลดบทบาทของ กฟผ. ก็ให้ลดสัดส่วนของ กฟผ. เหลือ 0% โดยหา Strategic Investor ที่เหมาะสม สำหรับระยะเวลาในการขายหุ้นบริษัทผลิตไฟฟ้าแต่ละบริษัทให้คำนึงถึงปัจจัย ต่างๆ ประกอบด้วย ซึ่งระยะเวลาที่เหมาะสมควรเป็นดังนี้ บริษัทผลิตไฟฟ้าที่ 1 (บางปะกง) มิถุนายน 2541, บริษัทผลิตไฟฟ้าที่ 3 (แม่เมาะ) มีนาคม 2542, และบริษัทผลิตไฟฟ้าที่ 2 (ราชบุรี) มีนาคม 2543 ตามลำดับ โดยรายได้สุทธิจากการขายหุ้นส่วนหนึ่ง อาจนำไปชำระหนี้สินของ กฟผ. และกระทรวงการคลังอาจกำหนดให้นำเงินส่งคลังอีกจำนวนหนึ่ง
(2) การแปรรูป ปตท. ควรดำเนินการหลังจากการกำหนดนโยบายการแปรรูปกิจการ ก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จ ซึ่งคาดว่าจะได้ข้อยุติภายในเดือนตุลาคม 2540 นี้ สำหรับแนวทางการแปรรูป ปตท. ให้ดำเนินการแยกกิจการท่อก๊าซธรรมชาติ (Main System) ออกเป็นบริษัทจำกัด และกำหนดให้เป็น Common Carrier รวมทั้งให้ลดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท.ลงเหลือ 49% ส่วนกิจการอื่นของ ปตท. อาจแยกเป็นบริษัทลูกภายใต้ Holding Company ที่ตั้งขึ้นใหม่ โดยขั้นแรกปตท. อาจถือหุ้น 100% แล้วจึงนำ Holding เข้าตลาด หลักทรัพย์ฯ โดยลดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. เหลือ 49% และควรทยอยดำเนินการ โดยเริ่มจากการกระจายเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ ในระดับ 30% ก่อนแล้วจึงเพิ่มเป็น 51% ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการได้ในเดือนตุลาคม 2541 และจะทำให้รัฐมีรายได้ประมาณ 153,000 ล้านบาท นอกจากนี้ให้ ปตท. เจรจากับบริษัทเชลล์ฯ และบริษัทคาลเท็กซ์เพื่อขายหุ้นให้บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด และบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด ตามลำดับ และให้ ปตท. ซื้อหุ้นของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด จากบริษัทเชลล์ฯ และบริษัทคาลเท็กซ์ฯ
(3) การแปรรูป กฟน. และ กฟภ. เนื่องจากกิจการจำหน่ายไฟฟ้าเป็นกิจการผูกขาด ซึ่งการดำเนินการแปรรูปเป็นเอกชนจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายหลายฉบับทั้งพระราช บัญญัติการไฟฟ้านครหลวง และพระราชบัญญัติการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค รวมทั้งมีการออกกฎหมายใหม่ในการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ดังนั้น ในระยะสั้นสมควรมีการพิจารณาว่ามีธุรกิจใดของ กฟน. และ กฟภ. ที่ควรแปรรูปหรือยกเลิก ซึ่ง สพช. เห็นว่า ธุรกิจผลิตภัณฑ์คอนกรีต (ทำเสาไฟฟ้า) น่าจะเป็นธุรกิจที่มีความเหมาะสมที่จะขายให้เอกชนไปดำเนินการได้ในช่วง 2 ปีนี้
4.3 การขายหุ้นของรัฐในระยะยาว ได้แก่ การขายหุ้นใน บริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด, บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด, และบริษัท Thai LNG Power จำกัด
4.4 การเพิ่มบทบาทเอกชนในโครงการใหม่ มีดังนี้
(1) กฟผ. สามารถเปลี่ยนโครงการทับสะแกที่กำหนดให้ กฟผ. ดำเนินการเอง เป็นการเปิดประมูล IPP ในรอบต่อไปแทนได้หากยังมีความจำเป็น รวมทั้งสามารถขายโรงไฟฟ้าลำตะคองแบบสูบกลับ ให้เอกชนได้ เนื่องจากไม่เกี่ยวข้องกับการชลประทาน โดยอาจแยกเป็นบริษัทที่ 4 หรือผนวกไว้กับบริษัท ผลิตไฟฟ้าบริษัทใดบริษัทหนึ่งก็ได้
(2) การลงทุนในการขยายระบบท่อก๊าซฯ ของ ปตท. บางเส้นอาจให้เอกชนเป็นผู้ลงทุน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการขายหุ้นของรัฐที่ดำเนินการได้เร็วตามข้อ 4.1 โดยให้ ปตท. รับไปพิจารณาขายหุ้นของ ปตท.ในบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ให้แก่ Strategic Investor ที่เหมาะสมด้วย ทั้งนี้ ให้หน่วยงานดังต่อไปนี้รับไปจัดทำรายละเอียดแล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ (กพช.) ภายใน 1 เดือน ดังนี้
(1) บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) : กฟผ., บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด, กระทรวงการคลัง, และ สพช.
(2) บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) : ปตท., กระทรวงอุตสาหกรรม, กระทรวงการคลัง, และ สพช.
(3) บริษัท บางจาก ปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) : กระทรวงการคลัง, สพช., บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด และ ปตท.
(4) บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด : กระทรวงการคลัง และสพช.
2.รับทราบแนวทางในการแปรรูป กฟผ. และ ปตท. ตามข้อ 4.2 (1)-(2) 4.3 และ 4.4 โดยมอบหมายให้ กฟผ. ปตท. และ สพช. เร่งดำเนินการศึกษาแนวทางในการแปรรูปในข้อ 4.2 (1)-(2) ให้แล้วเสร็จโดยเร็วและศึกษาความเหมาะสมของแนวทางในการแปรรูปเพิ่มเติมตาม ข้อ 4.4 แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ภายในเดือนพฤศจิกายน 2540
3.ให้ กฟน. และ กฟภ. จัดทำรายละเอียดในการแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีต แล้วนำเสนอ กพช. ภายใน 1 เดือน
เรื่องที่ 6 การลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2535 รัฐบาลมีนโยบายยกเว้นภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันเตา ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม โดยให้เก็บเฉพาะภาษีมูลค่าเพิ่มเพียงประเภทเดียว แต่คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน มีความเห็นว่า น้ำมันเตาในช่วงนั้นยังมีคุณภาพไม่ดีเท่าที่ควร จึงได้เสนอให้ยังคงจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา โดยปัจจุบันมีการเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตากำหนดเป็นมูลค่าที่ 17.5% ของราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้า ภาษีเทศบาลเท่ากับ 10% ของภาษีสรรพสามิต กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง 0.06 บาท/ลิตร กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน 0.01 บาท/ลิตร และภาษีมูลค่าเพิ่ม 10%
2. ในปี 2537 ได้มีการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเตาให้ดีขึ้น โดยการลดปริมาณกำมะถันในน้ำมันเตาที่จำหน่ายในกรุงเทพมหานคร และสมุทรปราการ เป็นไม่เกิน 2% โดยน้ำหนัก ซึ่งมีผลบังคับตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2537 ส่วนในเขตจังหวัดอื่น ให้ลดลงเป็นไม่เกิน 2-3% โดยน้ำหนัก และจะเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2541 นอกจากนี้รัฐบาลยังได้กำหนดคุณภาพน้ำมันเตาที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้มงวดกว่าน้ำมันที่จำหน่ายทั่วไป โดยจะต้องใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถันโดยเฉลี่ยต่อเดือนไม่สูงกว่า 2% และ 1.7% โดยน้ำหนัก ตามลำดับ รวมทั้งได้มีการกำหนดมาตรฐานการระบายของทั้ง โรงไฟฟ้าและโรงงานอุตสาหกรรม
3. จากการเปลี่ยนแปลงระบบอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราเป็นแบบลอยตัว ทำให้ค่าเงินบาทลดลงและได้ส่งผลกระทบอย่างรุนแรงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่ง โดยเฉพาะ กฟผ. แม้ว่าจะสามารถเพิ่มค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติตาม ราคาเชื้อเพลิงที่สูงขึ้น แต่ก็ยังคาดว่า กฟผ. จะประสบการขาดทุนในปีงบประมาณ 2540 และคาดว่าในกรณีที่อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ในระดับ 35 บาท/เหรียญสหรัฐฯ จะต้องมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงปลายปี 2540 อันเป็นผลจากผลกระทบของค่าเงินบาทต่อภาระหนี้สินของการไฟฟ้า ในระดับ 15 สตางค์/กิโลวัตต์ชั่วโมง
4. การเก็บภาษีสรรพสามิตทำให้ราคาน้ำมันเตาสูงกว่าที่ควร ในขณะที่เชื้อเพลิงอื่นที่ใช้ทดแทน น้ำมันเตาไม่ถูกเก็บภาษีสรรพสามิต จึงเป็นผลให้น้ำมันเตาเสียเปรียบเชื้อเพลิงอื่นและเกิดการบิดเบือน การตัดสินใจเลือกใช้เชื้อเพลิงของโรงงานอุตสาหกรรมและโรงไฟฟ้า ประกอบกับรัฐบาลได้กำหนดนโยบาย ในการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเตาให้ดีขึ้นและมีการกำหนดมาตรฐานการระบายของโรง ไฟฟ้าและโรงงานอุตสาหกรรมที่ค่อนข้างเข้มงวด ฉะนั้นในหลักการจึงไม่ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาอีกต่อไป โดยเฉพาะตั้งแต่ปี 2543 เป็นต้นไป ซึ่งคาดว่าน้ำมันเตาจะมีเหลือต้องส่งออกประมาณ 3,000 ล้านลิตร ในขณะที่ประเทศไทยต้องนำเข้าถ่านหินและก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ ซึ่งเป็นการสูญเสียเงินตราต่างประเทศโดย ไม่จำเป็น
5. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงได้จัดทำข้อเสนอการลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา เป็น 2 ทางเลือก คือ ยกเลิกการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา หรือลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาลงเหลือร้อยละ 8 ของมูลค่า ซึ่งจะมีผลทำให้รัฐสูญเสียรายได้ภาษีปี 2541 ประมาณ 9,807 ล้านบาท สำหรับทางเลือกที่ 1 และ 5,324 ล้านบาท สำหรับทางเลือกที่ 2 แต่จะทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ขายให้ประชาชนลดลง 6 และ 3 สตางค์/กิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ ซึ่งจะเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนที่จะจ่ายเพิ่มขึ้นในช่วง ปลายปี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการว่าไม่ควรมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา แต่ในขณะนี้เห็นควรให้ยังคงจัดเก็บภาษีตามเดิมไปก่อน จนกว่าฐานะการเงินการคลังของประเทศจะอยู่ในภาวะที่เหมาะสมแล้ว จึงพิจารณาดำเนินการให้มีการยกเลิกการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาต่อไป
เรื่องที่ 7 นโยบายราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงชนิดเดียวที่มีการควบคุมราคา โดยราคาขายปลีกและราคาขายส่งที่กำหนดในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำกว่าที่ควรจะ เป็น เมื่อเทียบกับราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งกำหนดโดยอิงกับราคา LPG ในตลาดโลก ทำให้ต้องจ่ายเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยให้แก่ผู้ผลิตก๊าซ LPG ประกอบกับการกำหนดนโยบายราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซเท่ากันทั่วประเทศทำให้ต้องจ่ายชดเชยค่าขนส่งก๊าซให้แก่การ ปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) อีกส่วนหนึ่ง ในขณะที่อัตราภาษีสรรพสามิตของ LPG เท่ากับ 2.17 บาท/กิโลกรัม ราคาขายปลีกของก๊าซหุงต้มเท่ากับ 10.75 บาท/กิโลกรัม และค่าการตลาดเท่ากับ 2.3566 บาท/กิโลกรัม
2. จากการเปลี่ยนแปลงระบบอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราเป็นแบบลอยตัว และการปรับเพิ่มอัตราภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นร้อยละ 10 ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น ซึ่งคาดว่า กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถรับภาระจ่ายเงินชดเชยได้จนถึงเดือนกันยายน 2540 เท่านั้น จึงมีความจำเป็นต้องมีการปรับโครงสร้างราคาก๊าซ LPG โดยพิจารณาเพิ่มราคาขายปลีกและหรือลดอัตราภาษีสรรพสามิตของ ก๊าซ LPG และหรือเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันชนิดอื่น
3. ในหลักการไม่ควรมีการเก็บภาษีสรรพสามิตจากก๊าซ LPG ที่ใช้ในโรงงานอุตสาหกรรมและที่ใช้เป็นก๊าซหุงต้ม ควรเก็บเฉพาะที่ใช้กับยานพาหนะ และเนื่องจากก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงที่สะอาดและก่อให้เกิดมลพิษน้อยกว่าน้ำมันเตา ประกอบกับกำลังผลิตก๊าซ LPG ในปัจจุบันสูงกว่าความต้องการใช้ในประเทศ จึงควรส่งเสริมให้มีการใช้ก๊าซ LPG แทนการใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าหรือใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยลดอัตราภาษีสรรพสามิตก๊าซ LPG ให้ต่ำลง
4. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดทำข้อเสนอนโยบายราคาก๊าซ LPG เพื่อแก้ไขปัญหากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งไม่สามารถรับภาระจ่ายเงินค่าชดเชยก๊าซ LPG อีกต่อไป และเพื่อให้ราคาก๊าซ LPG สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง โดยกำหนดเป็น 3 แนวทาง ดังนี้
- แนวทางที่ 1 : ยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซ LPG และยกเลิกการกำหนดราคาขายส่ง LPG ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น
- แนวทางที่ 2 : ยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซ LPG แต่ยังคงชดเชยค่าขนส่ง LPG เพื่อให้ราคาขายส่ง LPG ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น
- แนวทางที่ 3 : ไม่เปลี่ยนแปลงราคาขายปลีก LPG และยังคงระบบการกำหนดราคา LPG เช่นเดิม โดยใช้มาตรการด้านภาษีและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อรักษาระดับราคา LPG ได้แก่
พลิงของน้ำมันชนิดอื่น พร้อมลดอัตราภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ราคาขายปลีกคงที่
ในการดำเนินการตามแนว
(1) ลดอัตราภาษีสรรพสามิต LPG
(2) เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันชนิดอื่น
(3) เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเ
ทางที่ 1 และ 2 จะต้องมีการดำเนินการเพื่อเพิ่มการแข่งขันในตลาด การค้าก๊าซ LPG ก่อน โดยการยกเลิกการควบคุมการนำเข้า และให้ ปตท. ให้บริการเป็นผู้รับจ้างขนส่งและเก็บรักษาก๊าซของผู้ค้าก๊าซทุกราย (Third Party Access) โดยผู้ค้าก๊าซทุกรายสามารถจะใช้บริการคลังก๊าซภูมิภาคของ ปตท.
5. การดำเนินการตามแนวทางต่าง ๆ จะมีผลกระทบดังต่อไปนี้
5.1 แนวทางที่ 1 และ 2 ราคาขายส่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มของก๊าซ LPG จะเพิ่มขึ้นเท่ากับอัตราเงิน ชดเชย และราคาขายปลีกในส่วนกลางจะสูงขึ้นเท่ากันทั้ง 2 แนวทาง ส่วนราคาขายปลีกในส่วนภูมิภาคตามแนวทางที่ 1 จะสูงขึ้นตามส่วนกลางบวกกับค่าขนส่งไปยังแต่ละพื้นที่ แต่แนวทางที่ 2 จะไม่เปลี่ยนแปลง โดยทั้ง 2 แนวทาง ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น ๆ จะลดลงตามอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดลง
5.2 แนวทางที่ 3 (1) เป็นการลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นศูนย์ และเพิ่มอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันชนิดอื่นให้เพียงพอกับการจ่ายชดเชยก๊าซ LPG ดังนั้น จะกระทบต่อราคาขายปลีกของน้ำมันชนิดอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซ LPG
5.3 แนวทางที่ 3 (2) การเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันเบนซิน ดีเซลหมุนเร็ว ดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตาจะทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดังกล่าวเพิ่มขึ้นเท่ากัน ในขณะที่ตาม แนวทางที่ 3 (3) การเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันชนิดดังกล่าวไม่มีผลต่อราคา ขายปลีก เนื่องจากได้ลดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดังกล่าวเท่ากัน
5.4 ทางเลือกที่ 1, 2, 3 (2) ประชาชนโดยรวมมิได้จ่ายเงินมากขึ้น เพราะถ้ามีการยกเลิกการ ควบคุมราคาก็จะมีการลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากน้ำมันต่างๆ เพื่อชดเชยราคา LPG ด้วย โดยราคาน้ำมันจะลดลง ในขณะที่ราคา LPG จะสูงขึ้นบ้าง ซึ่งจะเป็นธรรมสำหรับประชาชนในชนบทซึ่งใช้น้ำมัน แต่ต้องจ่ายเงินชดเชยให้ LPG ผ่านราคาน้ำมันมาโดยตลอด ทั้งๆ ที่ LPG มีการใช้ในเขตเมืองเป็นส่วนใหญ่ ส่วนทางเลือกที่ 3 (1) และ (2) แม้ว่าประชาชนไม่ต้องซื้อน้ำมันและก๊าซที่แพงขึ้น แต่รัฐก็จะขาดรายได้ภาษีกว่า 4,000 ล้านบาทต่อปี ซึ่งอาจต้องมีการตัดงบประมาณรายจ่ายเพิ่มเติมหรือเพิ่มภาษีประเภทอื่น
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ในหลักการควรดำเนินการตามข้อเสนอในแนวทางที่ 1 เพราะจะทำให้ราคาก๊าซ LPG สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงมากที่สุด แต่เนื่องจากจะก่อให้เกิดผลกระทบต่อประชาชนในชนบทมากเกินไป จึงควรบรรเทาผลกระทบ โดยในขั้นแรกให้ดำเนินการตามข้อเสนอในแนวทางที่ 2 ไปก่อน และเมื่อสภาวการณ์เหมาะสมจึงค่อยดำเนินการยกเลิกการชดเชยค่าขนส่งก๊าซฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอปรับปรุงนโยบายราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามแนวทางที่ 2 ทั้งนี้ ให้นำระบบลอยตัวเต็มที่ หรือ ระบบกึ่งลอยตัวมาใช้ และให้พิจารณาลดอัตราภาษีสรรพสามิตและปรับปรุงสูตรราคา ณ โรงกลั่น เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบที่จะมีต่อประชาชน โดย
1.มอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) รับไปพิจารณาร่วมกับกระทรวงการคลัง ในการลดอัตราภาษีสรรพสามิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว และมอบหมายให้ สพช. และ ปตท. รับไปพิจารณาปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่น
2.ให้นำผลการดำเนินการตามข้อ 1 เสนอต่อคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานเพื่อพิจารณากำหนดโครงสร้างราคาและ ขั้นตอนปฏิบัติที่ชัดเจน รวมทั้ง ดำเนินการออกประกาศและประสานงานกับกระทรวงพาณิชย์ในการกำหนดราคาต่อไป
เรื่องที่ 8 แนวทางในการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538 เห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในเรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ. 2538-2554) โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทำการศึกษาความเหมาะสมของสัดส่วนการพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน และนำเสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ เพื่อใช้เป็น แนวทางในการวางแผนพัฒนาพลังงานในอนาคตต่อไป
2. กฟผ. ได้ดำเนินการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษา Electronic Data Systems Corporation (EDS) ทำการศึกษาถึงความเหมาะสมในการซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน และได้จัดทำรายงานผลการศึกษาเสร็จเรียบร้อยแล้ว โดย กฟผ. ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคม แห่งชาติ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน และ สพช. ร่วมพิจารณาผลการศึกษาการซื้อไฟฟ้าจากภายนอกประเทศ เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2540 ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นว่าผลการศึกษาของ บริษัทที่ปรึกษา EDS ดังกล่าว อยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้ เนื่องจากได้คำนึงถึงประเด็นที่สำคัญต่างๆ ไว้อย่างเพียงพอ
3. ผลการศึกษาการซื้อไฟฟ้าจากภายนอกประเทศของบริษัทที่ปรึกษาดังกล่าว ได้ข้อสรุปที่สำคัญดังนี้
3.1 จำกัดการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเดียว ไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมด
3.2 จำกัดการรับซื้อไฟฟ้าจาก 2 ประเทศ ไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมด
3.3 จำกัดการรับซื้อไฟฟ้าจาก 3 ประเทศ ไม่เกินร้อยละ 33 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมด
3.4 จำกัดการรับซื้อไฟฟ้าจาก 4 ประเทศ ไม่เกินร้อยละ 38 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมด
ทั้งนี้ ในการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศ จะต้องจำกัดให้การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศใดประเทศหนึ่งไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งหมดด้วย
4. ในปัจจุบันการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านได้ขยายตัวออกไปอย่างมาก โดยรัฐบาลไทยได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐ ประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ในปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 และรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 ขณะเดียวกันก็ได้มีการหารือเพื่อแลกเปลี่ยนนโยบายการซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ายูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน ในโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจิงหง ปริมาณ 1,200 เมกะวัตต์ แต่ความร่วมมือในการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวยังไม่มีข้อตกลงอย่างเป็นทางการใน ระดับรัฐบาลของทั้งสองประเทศ
5. เพื่อให้การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจิงหงคืบหน้าต่อไป รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) จึงได้พิจารณาเห็นสมควรให้มีการเดินทางไปเยือนสาธารณรัฐประชาชนจีนอย่างเป็น ทางการ เพื่อเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน ในปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ซึ่งยังอยู่ในสัดส่วนที่เหมาะสมสำหรับการพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าจากภายนอกประเทศ โดย สพช. ได้จัดทำร่างบันทึกความเข้าใจเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน เพื่อใช้เป็นแนวทางในการเจรจากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน ซึ่งสาระสำคัญของบันทึกความเข้าใจฯ ได้กำหนดให้ กฟผ. หรือหน่วยงานอื่นที่ได้รับมอบหมาย รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาชนจีนให้ได้ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี ค.ศ. 2015 (พ.ศ. 2558) และได้กำหนดให้รัฐบาลสาธารณรัฐประชาชนจีนต้องยินยอมให้ผู้ลงทุนไทยมีส่วน ร่วมในการดำเนินโครงการ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกับข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากภายนอกประเทศตามที่ กฟผ. เสนอ ตามข้อ 3 ของระเบียบวาระที่ 4.5 เพื่อใช้เป็นกรอบในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ต่อไป
2.มอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นผู้แทนรัฐบาลไทย ไปเจรจากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน ในเรื่องการขยายความร่วมมือด้านพลังงานของทั้งสองประเทศ และการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจิงหง ในมณฑลยูนนาน เพื่อจำหน่ายไฟฟ้า ให้แก่ประเทศไทย
3.เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการเจรจารับซื้อไฟฟ้ากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน ต่อไป
เรื่องที่ 9 หนี้ค่าไฟฟ้าของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2534 เห็นชอบแนวทางและมาตรการในการแก้ไขปัญหาหนี้ค่าสาธารณูปโภคค้างชำระของส่วน ราชการและรัฐวิสาหกิจ โดยให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ชำระหนี้ค่าสาธารณูปโภคให้แล้วเสร็จภายในปีงบประมาณนั้นๆ โดยให้นำงบประมาณค่าสาธารณูปโภคที่ได้รับไปชำระค่าสาธารณูปโภค โดยมิให้นำไปใช้จ่ายเพื่อการอื่น หากงบประมาณที่ตั้งไว้ไม่พอชำระ ให้โอนเงินงบประมาณเหลือจ่ายจากหมวดอื่นไปจ่ายชำระค่าสาธารณูปโภคส่วนที่ เกินงบประมาณที่ตั้งไว้ โดยให้ถือเป็นความสำคัญลำดับแรกของการใช้เงินเหลือจ่าย และให้รีบดำเนินการชำระหนี้ค่าสาธารณูปโภคให้แก่รัฐวิสาหกิจผู้ขายให้แล้ว เสร็จ ภายใน 15 วัน นับแต่วันที่ได้รับใบแจ้งหนี้
2. ปัจจุบันส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจหลายแห่งยังไม่ได้ถือปฏิบัติเกี่ยวกับ มาตรการการชำระหนี้ค่าไฟฟ้าให้แล้วเสร็จภายใน 15 วัน ตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวอย่างเคร่งครัด ทำให้เกิดหนี้สะสมเป็นจำนวนมาก ถึง 2,379 ล้านบาท แบ่งเป็นในเขตการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 1,089 ล้านบาท และเขตการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) 1,290 ล้านบาท
3. ส่วนการชำระเงินค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ ไทย (กฟผ.) ให้แก่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จะเป็นไปตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติและน้ำมันเตา ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. สัญญาทั้ง 2 กำหนดเงื่อนไขการชำระเงินภายใน 30 วัน นับถัดจากวันที่ กฟผ. ได้รับใบแจ้งหนี้ มีการกำหนดเบี้ยปรับการชำระเงินล่าช้าระหว่าง กฟผ. และ ปตท. โดยคิดเบี้ยปรับเป็นรายวัน นับถัดจากวันครบกำหนดชำระในอัตราเท่ากับดอกเบี้ยขั้นต่ำของเงินกู้เบิกเกิน บัญชี (MOR) ซึ่งประกาศโดยธนาคารกรุงไทย จำกัด ณ เดือนที่ผิดนัดบวกด้วยสอง อย่างไรก็ตามหาก กฟน. หรือ กฟภ. ชำระค่าไฟแก่ กฟผ. ล่าช้า จะไม่มีเบี้ยปรับ
4. การค้างชำระค่าไฟฟ้าของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ส่งผลกระทบต่อการดำเนินงานของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมากรวมถึงการส่งเงินรายได้ เข้ารัฐ และการชำระค่าซื้อไฟฟ้าแก่ กฟผ. ดังนั้น การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จึงเสนอให้เรียกเก็บเงินค่าดอกเบี้ยสำหรับส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่ชำระ หนี้เกินกำหนด 15 วัน ในอัตราร้อยละ 15 ต่อปี เช่นเดียวกับที่ได้ดำเนินการกับผู้ใช้ไฟรายใหญ่
5. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีการพิจารณาเรื่องหนี้ค่าไฟฟ้าของส่วนราชการและ รัฐวิสาหกิจเมื่อวันที่ 21 สิงหาคม 2540 และได้มีมติ ดังนี้
5.1 ให้ส่วนราชการที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 250,000 หน่วยต่อเดือน ซึ่งจะต้องซื้อไฟฟ้าในอัตราเดียวกันกับธุรกิจเอกชนทั่วไป ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2540 เป็นต้นไปอยู่แล้ว และรัฐวิสาหกิจทุกแห่ง มีวิธีการชำระเงิน ค่าไฟฟ้าเช่นเดียวกับธุรกิจเอกชน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2540 เป็นต้นไป โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ดำเนินการแจ้งให้หน่วยราชการและรัฐวิสาหกิจดังกล่าว มาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าด้วย
5.2 ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายชำระเงินให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ภายใน 30 วัน นับถัดจากวันที่ได้รับใบแจ้งหนี้ เพื่อให้สอดคล้องกับระยะเวลาการชำระเงินค่าน้ำมันและก๊าซธรรมชาติของ กฟผ. ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2540 เป็นต้นไป หากชำระเงินเกิน 30 วัน ให้มีเบี้ยปรับโดยคิดเป็นรายวันในอัตราดอกเบี้ยขั้นต่ำของเงินกู้เบิกเกิน บัญชี (MOR) ประกาศโดยธนาคารกรุงไทย บวกด้วยสอง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ส่วนราชการที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 250,000 หน่วยต่อเดือนต่อมิเตอร์ ซึ่งจะต้องซื้อไฟฟ้าในอัตราเดียวกันกับธุรกิจเอกชนทั่วไป ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2540 เป็นต้นไปอยู่แล้ว และรัฐวิสาหกิจทุกแห่งมีวิธีการชำระเงินค่าไฟฟ้าเช่นเดียวกับธุรกิจเอกชน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2540 เป็นต้นไป โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ดำเนินการแจ้งให้ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจดังกล่าว มาทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าด้วย
2.ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายชำระเงินให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ภายใน 30 วัน นับถัดจากวันที่ได้รับใบแจ้งหนี้ เพื่อให้สอดคล้องกับระยะเวลาการชำระเงินค่าน้ำมันและก๊าซธรรมชาติของ กฟผ. ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2540 เป็นต้นไป หากชำระเงินเกิน 30 วัน ให้มีเบี้ยปรับโดยคิดเป็นรายวันในอัตราดอกเบี้ยขั้นต่ำของเงินกู้เบิกเกิน บัญชี (MOR) ประกาศโดยธนาคารกรุงไทย บวกด้วยสอง
3.ในกรณีที่การดำเนินการในข้อ 1 มีปัญหาในทางปฏิบัติเกี่ยวกับเบี้ยปรับที่เกิดจากการชำระค่าไฟฟ้าเกินกำหนด ให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปพิจารณาแก้ไขปัญหาร่วมกับกระทรวงการคลังและสำนักงบประมาณ แล้วนำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานให้ความเห็นชอบเพื่อให้ส่วนราชการ ถือปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 10 ราคาก๊าซธรรมชาติที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยจำหน่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 19 สิงหาคม 2540 อนุมัติตามมติคณะกรรมการกลั่นกรองฝ่ายเศรษฐกิจ เรื่อง รายงานการดำเนินการแก้ไขปัญหาการส่งออก โดยในเรื่อง ค่ากระแสไฟฟ้าและพลังงาน ได้ให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในโครงสร้างราคาเดียวกับที่จำหน่ายให้ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ซึ่งต่อมา ปตท. ได้ขอให้พิจารณาทบทวนมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว โดยให้คำนึงถึงปริมาณจำหน่ายก๊าซฯ ที่แตกต่างกัน ระหว่าง IPP กับSPP รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการปฏิบัติการส่งก๊าซฯ และความเสี่ยงในการจัดการบริหารสัญญาซึ้อขายก๊าซธรรมชาติ
2. นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ได้มีการกำหนดราคาและเงื่อนไขการซื้อขายก๊าซธรรมชาติ สำหรับสัญญาระยะยาวที่มีความแน่นอน (Firm) ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) หรือคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยมีการกำหนดหลักการของการกำหนดราคาไว้ ดังนี้
ราคาก๊าซธรรมชาติ = ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ + ค่าตอบแทนในการจัดหา และจำหน่าย + ค่าผ่านท่อ
โดยกำหนดค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายเท่ากับ 1.75% ของราคาเนื้อก๊าซฯ หลักการ ดังกล่าว ในขณะนี้มีการนำไปใช้กับราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. จำหน่ายให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ IPP แต่ยังไม่ได้มีการนำไปใช้สำหรับ SPP โดยสูตรราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. ขายให้ SPP ในปัจจุบัน เป็นดังนี้
ราคาก๊าซธรรมชาติของ SPP = ราคาก๊าซฯ ที่ กฟผ. ซื้อ + X · Wy/Wo
โดยที่ X = ค่าการตลาดที่มีค่าเบื้องต้นที่ 11 บาทต่อล้านบีทียู และจะมีค่าลดลงตามปริมาณการซื้อขายก๊าซฯ ที่เพิ่มขึ้น ซึ่งหากซื้อก๊าซฯ ในปริมาณสูงมากกว่า 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ค่า X จะเท่ากับ 0
Wy = ดัชนีราคาขายส่ง (Wholesale Price Index) ในช่วงเวลา y
5. สูตรราคาขายก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. ขายให้ SPP ดังกล่าว ทำให้ราคาขายก๊าซฯ สูงกว่าราคาขายให้ IPP ทั้งๆ ที่เป็นกิจกรรมการผลิตไฟฟ้าเหมือนกัน ดังนั้น SPP จึงขอให้มีการปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซฯ บางประการ โดยเฉพาะในเรื่องสูตรราคาขาย และการกำหนดปริมาณก๊าซฯ ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าของ SPP ลดลงประมาณ 9.5 สตางค์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง แต่ทั้งนี้ จะทำให้ ปตท. ขาดรายได้จากที่ควรจะได้รับไปประมาณ 2,000 ล้านบาทต่อปี
6. ปตท. ได้เสนอใช้สูตรราคาเหมือน IPP แต่กำหนดค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายในระดับ 9.33% ของราคาเนื้อก๊าซฯ แทนที่จะเป็น 1.75% เช่นในกรณีของ IPP ดังนี้
ราคาขายก๊าซฯ ของ SPP = ค่าเนื้อก๊าซ (Pool 3) + ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่าย (9.33% หรือ 6.4177 บาท/ล้านบีทียู) + ค่าผ่านท่อ
7. สพช. ปตท. และ SPP ได้ประชุมร่วมกันเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2540 และ 3 กันยายน 2540 เพื่อปรับปรุงเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ SPP เพื่อให้สัญญาดังกล่าวมีความสอดคล้องกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP จนได้ข้อยุติในประเด็นที่สำคัญๆ และ ปตท. ได้จัดทำร่างสัญญามาตรฐานแล้ว ซึ่งประกอบด้วยการแก้ไขในประเด็นสำคัญๆ เช่น ปริมาณก๊าซฯ ที่ซื้อขาย คุณภาพก๊าซฯ และระดับความดันก๊าซฯ Make Up Period ระยะเวลาทดสอบ ความรับผิดชอบของ ปตท. ในกรณีส่งก๊าซฯ ไม่ได้คุณภาพตามที่กำหนดในสัญญา และระยะเวลาการชำระเงิน
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ SPP เพื่อให้สอดคล้องกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP ตามแนวทางการแก้ไขในข้อ 5 ของระเบียบวาระที่ 4.7
2.เห็นชอบโครงสร้างราคาขายก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. ขายให้กับ SPP ตามที่ ปตท. เสนอในข้อ 4 ของระเบียบวาระที่ 4.7
3.มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ SPP เพื่อให้เป็นไปตามร่างสัญญามาตรฐานตามเอกสารแนบ 3 ของเอกสารประกอบวาระ 4.7 และเพื่อให้ราคาซื้อขายเป็นไปตามโครงสร้างราคาใหม่ ทั้งนี้ให้โครงสร้างราคาขายใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ วันที่ 1 ตุลาคม 2540
4.สำหรับ SPP ที่ยังไม่ได้ลงนามในสัญญาให้ ปตท. ยึดถือร่างสัญญามาตรฐานตามเอกสารแนบ 3 ของเอกสารประกอบวาระ 4.7 และโครงสร้างราคาใหม่เป็นหลักในการดำเนินการ
5.มอบหมายให้ สพช. และ ปตท. พิจารณาความเหมาะสมของโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและสัญญาซื้อขายก๊าซ ธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซประเภทอื่นๆ นอกจาก IPP และ SPP โดยกำหนดประเภทผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่เป็นลูกค้าของ ปตท. เป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและในกระบวนการผลิต และกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นวัตถุดิบในการผลิต ทั้งนี้ โครงสร้างราคาขายก๊าซธรรมชาติดังกล่าวอาจมีลักษณะเป็นขั้นบันได โดย มีหลักการให้ผู้ใช้ก๊าซฯ ในปริมาณมากได้รับราคาที่ถูกกว่า ผู้ใช้ก๊าซฯ ในปริมาณที่น้อยกว่า แล้วให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติในเดือนมีนาคม 2532 เห็นชอบยุทธศาสตร์การพัฒนาภาคใต้โดยสร้างสะพานเศรษฐกิจเชื่อมระหว่างทะเล อันดามันและอ่าวไทย ประกอบด้วย ท่าเรือน้ำลึกทั้งสองฝั่งทะเลเชื่อมโยงด้วยระบบถนน รถไฟ และท่อส่งน้ำมันมาตรฐานสูง โดยให้ ปตท. เป็นแกนนำในการพัฒนาโครงการในส่วนของกิจการที่เกี่ยวกับปิโตรเลียม และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2538 เห็นชอบให้ ปตท. ศึกษาในขั้นรายละเอียด (Feasibility Study) 3 โครงการ คือ โครงการระบบท่อส่งน้ำมันดิบกระบี่ - ขนอม โครงการโรงกลั่นน้ำมันในพื้นที่ชายฝั่งทะเลภาคใต้ และโครงการปิโตรเคมี ซึ่ง ปตท. ได้ว่าจ้าง Fluor Daniel Inc. ดำเนินการศึกษาแล้วเสร็จและในปัจจุบัน ปตท. กำลังดำเนินการศึกษาทบทวนในรายละเอียดของโครงการ เพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป และเชิญชวนบริษัทที่สนใจเข้าร่วมลงทุนกับ ปตท. ซึ่งมีบางรายได้แสดงความสนใจ เช่น ITOCHU เป็นต้น
2. ตามโครงการดังกล่าวในส่วนของคลังน้ำมันจะมีการดำเนินการจัดตั้งเป็นคลัง สินค้าทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็บน้ำมัน (คสน.) เพื่อรองรับการเป็นคลังน้ำมันปลอดภาษีสำหรับการซื้อขายระหว่างประเทศใน ภูมิภาคตะวันออกไกล แต่เนื่องจากกฎเกณฑ์ของรัฐในปัจจุบันยังไม่สอดคล้องกับการจัดตั้งคลังน้ำมัน เป็นสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็นน้ำมัน (คสน.) ดังนี้
2.1 มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ให้กรมศุลกากรระงับการอนุมัติให้จัดตั้งคลัง คสน. ไว้ก่อนจนกว่าปัญหาความเสี่ยงภัยในการเกิดการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง จะได้รับการแก้ไขให้เสร็จเรียบร้อย
2.2 ประกาศกรมศุลกากร ฉบับที่ 12/2539 เรื่องระเบียบเกี่ยวกับคลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็บน้ำมัน ข้อ 16 และระเบียบของกรมศุลกากรว่าด้วยการตรวจผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและของเหลวซึ่งนำ เข้าในลักษณะ BULK CARGO กำหนดให้การนำเข้าน้ำมันของคลัง คสน. ถือปฏิบัติเช่นเดียวกันกับการนำเข้าตามปกติเพื่อใช้ในประเทศคือน้ำมันที่นำ เข้าต้องมีคุณภาพ ตามที่กระทรวงพาณิชย์ประกาศกำหนด
3. เพื่อให้สามารถจัดตั้งคลัง คสน. ได้ตามโครงการพัฒนาพื้นที่ชายฝั่งทะเลภาคใต้ ซึ่งจะช่วยส่งเสริมให้ประเทศไทยสามารถเป็นศูนย์กลางการค้าปิโตรเลียมได้ใน อนาคตและจะช่วยให้มีน้ำมันสำรองในประเทศมากขึ้น จึงเห็นควรปรับปรุงกฎเกณฑ์ของรัฐ โดยขอแก้ไขมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ในเรื่องการระงับการอนุมัติให้จัดตั้งคลัง คสน. โดยมิให้ใช้บังคับกับการจัดตั้งคลัง คสน. ตามโครงการพัฒนาพื้นที่ชายฝั่งทะเลภาคใต้ และให้กรมทะเบียนการค้าแก้ไขกฎเกณฑ์การควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมิให้นำประกาศกำหนดคุณภาพสำหรับน้ำมันที่จำหน่ายในประเทศมาใช้บังคับ น้ำมันที่นำมาเก็บในคลัง คสน. และน้ำมันที่ส่งออกไปจำหน่ายในต่างประเทศ รวมทั้ง ให้มีการแก้ไขประกาศกรมศุลกากร ฉบับที่ 12/2539 ดังกล่าวข้างต้นด้วย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอปรับปรุงกฎเกณฑ์ของรัฐ เพื่อจัดตั้งคลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็บน้ำมัน (คสน.) บริเวณพื้นที่ชายฝั่งทะเลของประเทศ เพื่อส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการค้าปิโตรเลียมและมีน้ำมันสำรองใน ประเทศมากขึ้น โดยให้ดำเนินการปรับปรุงกฎเกณฑ์ของรัฐ ดังนี้
1.ขอแก้ไขมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ในเรื่องการระงับการอนุมัติให้จัดตั้งคลัง คสน. โดยมิให้ใช้บังคับการจัดตั้ง คสน. ตามหลักเกณฑ์ที่จะได้มีการกำหนดขึ้น โดยมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติรับไปศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์ใน การจัดตั้งคลัง คสน. ที่เหมาะสมต่อไป
2.ให้กรมทะเบียนการค้าแก้ไขกฎเกณฑ์การควบคุมคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง มิให้นำประกาศกำหนดคุณภาพสำหรับน้ำมันที่จำหน่ายในประเทศ มาใช้บังคับกับน้ำมันที่นำมาเก็บในคลัง คสน. และน้ำมันที่ส่งออกไปจำหน่ายในต่างประเทศ
3.ให้กรมศุลกากรแก้ไขประกาศกรมศุลกากร ฉบับที่ 12/2539 เรื่อง ระเบียบเกี่ยวกับคลังสินค้า ทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็บน้ำมัน มิให้นำหลักเกณฑ์วิธีการที่กรมศุลกากรถือปฏิบัติสำหรับการนำเข้าน้ำมันเชื้อ เพลิงเพื่อใช้ในประเทศ มาใช้บังคับกับการนำเข้าของคลัง คสน. เพื่อให้คลัง คสน. สามารถนำเข้า - ส่งออกและเก็บรักษาน้ำมันที่มีคุณภาพแตกต่างจากที่กระทรวงพาณิชย์ประกาศ กำหนดได้
กพช. ครั้งที่ 64 - วันพุธที่ 30 กรกฎาคม 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2540 (ครั้งที่ 64)
วันพุธที่ 30 กรกฎาคม พ.ศ. 2540 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลความคืบหน้าในการเจรจาการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3.บันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า
4.การแก้ไขปัญหาการร้องเรียนเกี่ยวกับค่าไฟฟ้า
5.การลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตตามมติคณะรัฐมนตรี
6.ร่างแผนปฏิบัติการด้านพลังงานในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8 (พ.ศ. 2540-2544)
7.ปัญหาเกี่ยวกับนโยบายการส่งเสริมเอกชนในการผลิตไฟฟ้าในรูปของผู้ผลิตรายเล็ก (SPP)
8.มาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกร ทัพพะรังสี รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ เป็นประธานการประชุม
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงเดือนมิถุนายนถึงเดือนกรกฎาคม 2540 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. ราคาน้ำมันดิบ ในเดือนมิถุนายนได้อ่อนตัวลงจากเดือนพฤษภาคม ในระดับ 1.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากความต้องการน้ำมันดิบเข้ากลั่นได้ลดลงและปริมาณสำรองทางการค้าของ ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มสูงขึ้น ส่วนในเดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันดิบโดยรวมอยู่ในสภาวะทรงตัว ในระดับ 17.2 - 19.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากปริมาณการผลิตและปริมาณสำรองทางการค้าของน้ำมันดิบได้ลดลง รวมทั้งอิรัคยังไม่สามารถส่งออกน้ำมันดิบได้ สำหรับราคาน้ำมันดิบในเดือนสิงหาคมมีแนวโน้มที่จะลดลงจากระดับปัจจุบัน
2. นับตั้งแต่ต้นเดือนมิถุนายนถึงกลางเดือนกรกฎาคม ราคาของน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลในตลาดจรสิงคโปร์ได้ลดลงในระดับ 1, 1.5 และ 4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากราคาน้ำมันดิบที่ อ่อนตัวลงและปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปออกสู่ตลาดมากขึ้น แต่ในช่วงครึ่งหลังของเดือนกรกฎาคม ราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลได้แข็งตัวขึ้น 0.3 และ 1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดได้ลดลงอันเป็นผลมาจากค่าการกลั่นที่ ลดต่ำลงจึงทำให้โรงกลั่นลดกำลังกลั่นลง ส่วนน้ำมันเตาในช่วงเดือนมิถุนายนถึงเดือนกรกฎาคม ราคาได้แข็งตัวขึ้นมาอยู่ในระดับ 16.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับราคาน้ำมันเบนซินพิเศษ เบนซินธรรมดา ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา ณ สิ้นเดือนกรกฎาคม อยู่ในระดับ 24.4 , 22.5 , 23.9 , 21.9 และ 16.2 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยในเดือนมิถุนายน ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินได้ปรับลง 12 สตางค์/ลิตร และน้ำมันดีเซลปรับลง 25 สตางค์/ลิตร และจากการเปลี่ยนระบบอัตราแลกเปลี่ยนเป็นระบบลอยตัวในเดือนกรกฎาคมได้ส่งผล ให้ค่าเงินบาทอ่อนตัวลงจากระดับ 25.8 บาท/เหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ในระดับ 31-32 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ในสัปดาห์สุดท้ายของเดือนกรกฎาคม ส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันสูงขึ้นประมาณ 80-90 สตางค์/ลิตร สำหรับราคาน้ำมันเบนซินในเดือนนี้สูงขึ้นประมาณ 0.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทำให้ต้นทุนราคาน้ำมันเบนซินสูงขึ้นประมาณ 85-95 สตางค์/ลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลราคาเฉลี่ยในเดือนกรกฎาคมได้อ่อนตัวลง 0.40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งช่วยชดเชยต้นทุนที่สูงขึ้นส่วนหนึ่ง ทำให้ต้นทุนของน้ำมันดีเซลสูงขึ้นประมาณ 65-75 สตางค์/ ลิตร จากผลกระทบดังกล่าว ทำให้ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลขึ้นสามครั้ง รวม 45-48 สตางค์/ลิตร มีผลให้ราคาน้ำมันเบนซินพิเศษ เบนซินธรรมดา และดีเซลหมุนเร็ว ขึ้นมาอยู่ในระดับ 9.99, 9.91 และ 8.78 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับแนวโน้มการปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย คาดว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินจะปรับสูงขึ้นอีกประมาณ 25-35 สตางค์/ลิตร ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลจะต้องปรับขึ้นอีกประมาณ 5-15 สตางค์/ลิตร
4. ในเดือนมิถุนายนราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันได้อ่อนตัวลงมากกว่าราคาน้ำมันดิบ ทำให้ค่าการกลั่นลดลงมาอยู่ในระดับต่ำที่ 0.85 บาท/ลิตร และลดลงอีกในเดือนกรกฎาคมมาอยู่ในระดับ 0.55 บาท/ลิตร ส่วนค่า การตลาดในเดือนมิถุนายนอยู่ในระดับ 1.29 บาท/ลิตร และเดือนกรกฎาคมได้ลดลงมาอยู่ในระดับ 1.06 บาท/ลิตร ซึ่งเป็นผลให้การปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นน้อยกว่าต้นทุนที่สูงขึ้นจากค่า เงินบาทที่อ่อนตัวลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลความคืบหน้าในการเจรจาการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจเพื่อร่วมมือกันที่จะพัฒนาไฟฟ้าเพื่อ จำหน่ายให้ประเทศไทยในปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 โดยมีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ล) และคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป.ลาว (Committee for Energy and Electric Power -CEEP) เพื่อดำเนินการประสานความร่วมมือให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว
2. โครงการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจดังกล่าว ประกอบด้วย โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมา 6 โครงการ มีกำลังการผลิต 2,444 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 2 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ โครงการที่ได้ตกลงราคาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการจัดทำสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้า1 โครงการคือ โครงการลิกไนต์หงสา โครงการที่ได้ตกลงอัตราค่าไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการจัดทำบันทึกความเข้าใจ เกี่ยวกับเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้า จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำงึม 2 และโครงการน้ำงึม 3 ส่วนโครงการที่ยังไม่ได้เจรจา ได้แก่ โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย โดยจะดำเนินการเจรจาหลังจากการเจรจาโครงการน้ำงึม 2 และโครงการน้ำงึม 3 แล้วเสร็จ
3. ในการประชุมระหว่าง คปฟ-ล. กับ CEEP เมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540 ณ สปป.ลาว ทั้ง 2 ฝ่ายได้เจรจาตกลงการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 จนสามารถได้ข้อยุติ ซึ่งจะนำไปสู่การจัดทำบันทึก ความเข้าใจเกี่ยวกับเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าทั้งสองโครงการมีราคาเฉลี่ย 5.70 เซนต์สหรัฐฯ ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ซึ่งเป็นราคาที่ คปฟ.-ล เห็นว่ามีความเหมาะสมและเป็นธรรมแล้ว และทั้ง 2 ฝ่าย ได้ตกลงให้มีการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement-PPA) ให้แล้วเสร็จและสามารถลงนามได้ไม่เกินเดือนเมษายน 2541 เพื่อให้โครงการสามารถเริ่มจ่ายไฟฟ้าได้ในเดือนธันวาคม 2545 โดยกำหนดจุดส่งมอบไฟฟ้าอยู่ที่จังหวัดหนองคาย
4. นอกจากนี้ CEEP ได้หยิบยกประเด็นที่เคยมีหนังสือถึง คปฟ-ล. ขึ้นมาหารืออีกครั้งเกี่ยวกับการขอเร่งระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเซ เปียน-เซน้ำน้อย ให้เร็วขึ้นกว่าที่กำหนดไว้เดิมคือ จากปี 2547 เป็นปี 2545 ซึ่ง คปฟ.-ล ได้ขอรับข้อเสนอให้มีการนำเรื่องนี้มาพิจารณาอีกครั้งในการประชุมระหว่าง CEEP และคปฟ.-ล. ครั้งต่อไป โดยกำหนดให้มีการจัดประชุมในเดือนสิงหาคม 2540 ที่กรุงเทพฯ และถ้าทุกอย่างพร้อมก็จะให้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) การรับซื้อไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ในการประชุมครั้งนี้ด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 บันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงระหว่างวันที่ 7-8 พฤษภาคม 2540 รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) พร้อมด้วยผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กรมวิเทศสหการ และกระทรวงการต่างประเทศ ได้เดินทางไปเยือนสหภาพพม่า เพื่อหารือในเรื่องพลังงานและการผันน้ำกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (U Khin Maung Thein) พร้อมด้วยเจ้าหน้าที่ระดับสูงแห่งสหภาพพม่า ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงานแห่งสหภาพพม่า และ สพช. ได้มีการเจรจาและพิจารณาในรายละเอียดของร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับ ซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าและได้ตกลงที่จะให้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจใน โอกาสที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานแห่งสหภาพพม่าจะมาเยือนประเทศไทยในวัน ที่ 4 กรกฎาคม 2540
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2540 เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสหภาพพม่า และมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นผู้ลงนามในบันทึกความเข้าใจดังกล่าวในฐานะผู้แทนรัฐบาลไทย แต่ทั้งนี้หากรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) และรัฐบาลสหภาพพม่าเห็นชอบให้มีการแก้ไขร่างบันทึก ดังกล่าวในรายละเอียดปลีกย่อย ซึ่งไม่ใช่การเปลี่ยนแปลงในสาระสำคัญ ให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) สามารถลงนามในบันทึกดังกล่าวที่ได้แก้ไขแล้ว
3. นอกจากนี้ กระทรวงการต่างประเทศได้พิจารณาเรื่องดังกล่าวด้วยแล้ว และไม่มีข้อขัดข้องทางกฎหมายเกี่ยวกับร่างบันทึกความเข้าใจดังกล่าว แต่มีข้อคิดเห็นเพิ่มเติมว่าการที่สหภาพพม่ากำลังจะเข้าอาเซียน น่าจะเป็นหลักประกันประการหนึ่งสำหรับความร่วมมือด้านพลังงานไทย-พม่า และการกระจายแหล่งรับซื้อไฟฟ้าไปยังประเทศเพื่อนบ้านมากกว่าหนึ่งประเทศก็จะ ทำให้เกิดการแข่งขัน แต่ทั้งนี้ควรมีการประชาสัมพันธ์ประเด็นการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าให้ สาธารณชนไทยทราบตั้งแต่แรก เพื่อป้องปรามการต่อต้านในประเทศ
4. สาระสำคัญของบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า ซึ่งได้มีการลงนามไปแล้วเมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2540 สรุปได้ดังนี้
4.1 ประเทศไทยจะให้ความร่วมมือกับสหภาพพม่า โดยสนับสนุนให้ กฟผ. หรือหน่วยงานอื่นที่ได้รับมอบหมายรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสหภาพพม่าให้ได้ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี ค.ศ. 2010 (พ.ศ. 2553)
4.2 รัฐบาลแห่งสหภาพพม่าจะเป็นผู้คัดเลือกผู้ลงทุนในแต่ละโครงการ โดยจะมีการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับแต่ละโครงการที่มีความเป็นไปได้
4.3 ทั้ง 2 ฝ่ายจะร่วมมือกันในการวางแผนและก่อสร้างระบบสายส่งระหว่างทั้ง 2 ประเทศ
4.4 รัฐบาลแห่งสหภาพพม่าจะยินยอมให้ผู้ลงทุนไทยมีส่วนร่วมในการดำเนินโครงการ
4.5 จะมีการเจรจาเพื่อจัดทำบันทึกความเข้าใจอีกฉบับในเรื่องการผันน้ำให้แก่ประเทศไทย
5. ผลของการลงนามในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ระหว่างรัฐบาลไทยและรัฐบาลแห่งสหภาพพม่าในครั้งนี้ สพช. คาดว่าจะเป็นจุดเริ่มต้นที่สำคัญของความร่วมมือในการพัฒนาด้านพลังงานใน ระหว่าง 2 ประเทศ และจะนำไปสู่การขยายความร่วมมือในด้านการรับซื้อไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติและการ ขยายความร่วมมือด้านพลังงานอื่นๆ ได้ต่อไปในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การแก้ไขปัญหาการร้องเรียนเกี่ยวกับค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 รับทราบผลการประชุมเชิงปฏิบัติการเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก ตามที่สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติเสนอ และในส่วนของแนวทางการลดต้นทุนการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ได้มอบหมายให้ผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชนหารือกับสำนักงานคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่องค่าไฟฟ้าและการยกเว้นระบบ TOD สำหรับ โรงงานที่ต้องการทำงาน 24 ชั่วโมง
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2539 เห็นชอบเรื่องการแก้ไขปัญหาของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ตามที่กระทรวงการคลังเสนอ โดยมอบหมายให้ สพช. รับไปพิจารณาในประเด็นการยกเลิกการเก็บ Demand Charge สำหรับอุตสาหกรรมทุกประเภทที่จำเป็นต้องทำการผลิตตลอด 24 ชั่วโมง และศึกษา ความเป็นไปได้ในการเพิ่มประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีประเภทอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ที่ใช้ไฟฟ้ามากกว่าที่กำหนดอยู่ในปัจจุบัน และกำหนดให้มีอัตราค่ากระแสไฟฟ้าลดลงอีก
3. คณะที่ปรึกษานายกรัฐมนตรีด้านเศรษฐกิจและการต่างประเทศ ได้มีการพิจารณาเรื่องแนวทาง การลดค่าไฟฟ้าเพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจและการส่งออก เมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2540 และได้มีมติมอบหมายให้ นายบัณฑิต เอื้ออาภรณ์ อาจารย์คณะวิศวกรรมศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย และคณะ ศึกษาเพิ่มเติมในรายละเอียดกลุ่มอุตสาหกรรมที่ผลิตสินค้าเพื่อส่งออกเกิน กว่าร้อยละ 50 และมีลักษณะการใช้ไฟฟ้าต่อเนื่อง 24 ชั่วโมง และศึกษาเพิ่มเติมการขายไฟฟ้าให้ลูกค้าโดยตรงของผู้ผลิตรายเล็กในบริเวณนิคม อุตสาหกรรม รวมทั้งศึกษาประเด็นผลกระทบการเก็บภาษีตอบโต้ (CVD) จากประเทศคู่ค้า หากมีการลดค่าไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟกลุ่มนี้เป็นการเฉพาะ นอกจากนี้คณะอนุกรรมการติดตามและเร่งรัดการส่งออกภายใต้คณะกรรมการพัฒนาการ ส่งออกได้มีมติเมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2540 มอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกับ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง พิจารณาจัดทำสูตรค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับโรงงานที่ต้องใช้ไฟฟ้าตลอด 24 ชั่วโมง
4. สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ร่วมหารือกับผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2539 โดยมีนายทวีบุตรสุนทร รองประธานสภาอุตสาหกรรมฯ เป็นประธาน เพื่อพิจารณาหาแนวทาง ในการลดภาระค่าไฟฟ้าสำหรับอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ โดยเฉพาะที่ใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน (Time of Day Rate : TOD) ซึ่งสามารถสรุปเป็นข้อยุติเพื่อกำหนดแนวทางในการปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
4.1 ควรมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า TOD Rate ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และควรพิจารณาขยายผลการใช้อัตรา TOD Rate ให้ครอบคลุมไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่น ที่ไม่ได้ใช้อัตรา TOD Rate ในปัจจุบัน
4.2 การลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ไฟฟ้ามาก สามารถดำเนินการได้โดยการขอเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าใน ระดับแรงดันสูง เช่น ในระดับแรงดัน 115 เควี เนื่องจากการไฟฟ้าสามารถประหยัดการลงทุนในระบบลงและสามารถลดการสูญเสียใน ระบบลงได้
4.3 สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic Adjustment Mechanism หรือ Ft) ควรปรับปรุงให้มีความชัดเจนและโปร่งใส และให้มีความผันผวนน้อยลง
5. ต่อมาคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้มีมติเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบ รายละเอียดการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามแนวทางดังกล่าวข้างต้นและให้ ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 เป็นต้นไป โดยได้มีการกำหนดให้อัตรา TOU เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟที่ใช้อัตรา TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป และอัตรา TOU ใหม่นี้จะเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควีขึ้นไป นอกจากนี้ ให้มีการแยกภาษีมูลค่าเพิ่มออกจากโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและ ค่า Ft ให้ชัดเจน โดยค่าไฟฟ้าที่ขายให้แก่ประชาชนจะอยู่ในระดับเดิม และให้มีการปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติให้มีการเปลี่ยน แปลงน้อยลง
6. เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2540 คณะอนุกรรมการพิจารณาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าได้พิจารณาเรื่องแนวทางการลดค่า ไฟฟ้าเพื่อกระตุ้นเศรษฐกิจและการส่งออก โดยได้มีการหารือร่วมกับผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม ผู้แทนกระทรวงพาณิชย์ และนายบัณฑิต เอื้ออาภรณ์ อาจารย์จากคณะวิศวกรรมศาสตร์ จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย และเมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2540 รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม (นายสมภพ อมาตยกุล) ได้หารือร่วมกับ สพช. กฟผ. และผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
6.1 ที่ประชุมไม่เห็นด้วย ในการลดค่าไฟฟ้าสำหรับกลุ่มอุตสาหกรรมที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อส่งออกเกินกว่าร้อย ละ 50 และมีลักษณะการใช้ไฟฟ้าต่อเนื่อง เนื่องจากอุตสาหกรรมที่ทำงานต่อเนื่อง 24 ชั่วโมง จะซื้อไฟฟ้าได้ในราคาต่ำอยู่แล้ว และอุตสาหกรรมเพื่อส่งออกไม่มีรูปแบบ (Pattern)การใช้ไฟฟ้าที่ชัดเจน นอกจากนี้ การให้การช่วยเหลือแก่อุตสาหกรรมใดเป็นการเฉพาะ จะขัดกับข้อตกลงองค์การการค้าโลก (WTO) และจะถูกประเทศคู่ค้าเรียกเก็บภาษีตอบโต้ (CVD) ได้
6.2 ที่ประชุมได้สรุปแนวทางการลดค่าไฟฟ้าว่าไม่ควรแทรกแซงโครงสร้างค่าไฟฟ้าใน ปัจจุบัน แต่ควรใช้แนวทางอื่น ซึ่งอาจดำเนินการได้ ดังนี้
(1) ควรเร่งดำเนินการหามาตรการในการปรับปรุงประสิทธิภาพของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง อย่างจริงจัง
(2) เร่งรัดการแปรรูปกิจการไฟฟ้า ส่งเสริมการแข่งขันในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า และในอนาคตให้ผู้ใช้ไฟสามารถซื้อไฟฟ้าได้โดยตรงจากผู้ผลิตไฟฟ้า โดยใช้บริการผ่านสายส่ง สายจำหน่ายของ การไฟฟ้า (Third party access) ซึ่งจะก่อให้เกิดการเพิ่มประสิทธิภาพในกิจการไฟฟ้า และส่งผลให้เกิดการลดค่าไฟฟ้าได้ในระยะยาว
(3) มาตรการในระยะสั้น ควรส่งเสริมการจำหน่ายไฟฟ้าตรงของผู้ผลิตรายเล็กไปยังผู้ใช้ไฟในบริเวณใกล้ เคียง เช่น บริเวณนิคมอุตสาหกรรม ซึ่งปัจจุบันได้มีการดำเนินการเจรจาซื้อขายโดยตรงทำให้ ผู้ใช้ไฟสามารถซื้อไฟฟ้าในราคาที่ต่ำกว่าการซื้อจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และสามารถลดปัญหาไฟฟ้าตกไฟฟ้าดับ ได้ด้วย
(4) การลดราคาก๊าซธรรมชาติที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จำหน่ายให้แก่ ผู้ผลิตรายเล็ก จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็กลดลง และส่งผลให้ค่าไฟฟ้าที่ผู้ใช้ไฟที่ซื้อไฟฟ้าตรงจากผู้ผลิตรายเล็กลดลงได้ เช่นกัน อย่างไรก็ตามการดำเนินการดังกล่าวจะทำให้ ปตท. ขาดรายได้จำนวนหนึ่ง
(5) ควรส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ เช่น ส่งเสริมการใช้เครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง ให้มีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรม (Energy Audit) และจัดทำมาตรการเพื่อการประหยัดพลังงาน การดำเนินการดังกล่าวจะสามารถขอรับการสนับสนุนทางด้านการเงินได้จากสำนักงาน การจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (สจฟ.) ของ กฟผ. เช่น โครงการมอเตอร์ประสิทธิภาพสูง จะให้ความช่วยเหลือในเงินลงทุนค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มในการซื้อมอเตอร์ ประสิทธิภาพสูง และให้ ผู้ใช้ไฟผ่อนชำระทางใบแจ้งค่าไฟฟ้า นอกจากนี้ การทำ Energy Audit เพื่อจัดทำมาตรการประหยัดพลังงาน ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมสามารถขอรับการสนับสนุนจากเงินกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานได้
(6) ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ สพช. เร่งดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมให้มี การใช้ไฟฟ้าในอัตรา TOU Rate
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากรายได้ของรัฐไม่เพียงพอกับงบประมาณที่ตั้งไว้ในปี 2540 และ 2541 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2540 เห็นชอบให้กระทรวงการคลังเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและดีเซลขึ้น 9 สตางค์/ลิตร และให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติดำเนินการออกประกาศลดอัตรา เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2540 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2541
2. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2540 ให้ปรับอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว ดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศเท่ากับ 3, 10, 2, 0 และ 6 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ และสำหรับน้ำมันเบนซินก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว ดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตาที่นำเข้าเท่ากับ 3, 10, 8, 6 และ 9 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2540 เป็นต้นไป
3. ปัจจุบันการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เป็นไปตามประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ฉบับที่ 1 พ.ศ. 2539 ลงวันที่ 8 พฤศจิกายน พ.ศ. 2539 โดยกำหนดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนฯของน้ำมันเบนซินและดีเซลที่ผลิตในประเทศและนำเข้าเป็น 3 สตางค์/ลิตร และอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯของน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศและนำ เข้าเป็น 7 สตางค์/ลิตร และเพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2540 ในการออกประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ดังนี้
3.1 ให้ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเป็นการชั่ว คราว โดยไม่มีการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมัน เบนซิน ก๊าด และดีเซลหมุนช้า และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมัน ดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันเตาเป็น 1 สตางค์/ลิตร ในช่วงวันที่ 1 สิงหาคม 2540 - 30 กันยายน 2541
3.2 ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตาเป็น 4 สตางค์/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2541 เป็นต้นไป ซึ่งจะทำให้รายได้ของเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเพิ่มขึ้น สู่ระดับเดิม
มติของที่ประชุม
1.ให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลหมุนช้าที่ผลิตในประเทศและนำเข้าเป็น 0 สตางค์/ลิตรและกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศและนำเข้าเป็น 1 สตางค์/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2540 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2541 และให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศและนำเข้าเป็น 4 สตางค์/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2541 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ฉบับที่ 1 พ.ศ. 2540 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักรและนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8 (พ.ศ. 2540-2544) ได้ประกาศใช้อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2539 เป็นต้นมา และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2539 เห็นชอบคู่มือการแปลงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ไปสู่การปฏิบัติ เพื่อให้กระทรวง ทบวง กรม ใช้เป็นแนวทางในการจัดทำแผนปฏิบัติการให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 อย่างเป็นรูปธรรมต่อไป
2. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในฐานะที่เป็นหน่วยงานที่ดำเนินงานใน รูปแบบกลไกของคณะกรรมการนโยบายระดับชาติ มีหน้าที่ตามคู่มือการแปลงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ไปสู่การปฏิบัติ โดยมีหน้าที่ในการประสานและจัดทำแผนปฏิบัติ เพื่อเป็นกรอบให้หน่วยงานที่รับผิดชอบใน แต่ละเรื่องนำไปกำหนดไว้เป็นส่วนหนึ่งของแผนปฏิบัติการกระทรวง เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติและให้มี ความสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ตามแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8
3. ร่างแผนปฏิบัติการด้านพลังงานในช่วงแผนพัฒนาฯฉบับที่ 8 (พ.ศ. 2540-2544) ซึ่ง สพช. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องด้านพลังงานได้จัดทำขึ้นเพื่อให้เป็นไปตามมติ คณะรัฐมนตรีดังกล่าวข้างต้น มีเนื้อหาแบ่งเป็น 3 ส่วน ดังนี้คือ
ส่วนที่ 1 แนวทางการพัฒนาพลังงานในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 เป็นการกำหนดเป้าหมาย แนวทางและมาตรการด้านพลังงานในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ให้ชัดเจนเพียงพอ เพื่อเป็นกรอบให้หน่วยงานที่รับผิดชอบ ในแต่ละเรื่องนำไปจัดทำแผนงาน/โครงการ ด้านพลังงานให้มีความสอดคล้องกัน ในขณะเดียวกัน สพช. ก็ใช้เป็นกรอบในการกำกับดูแลให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้บรรลุผล ตามเป้าหมายที่ได้กำหนดไว้ ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
(1) เป้าหมายการพัฒนาพลังงาน เป็นการกำหนดเป้าหมายการเพิ่มการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ต่อปี กำหนดเป้าหมายการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ของประเทศ การรักษาสัดส่วนการพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศ กำหนดการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าโดยโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ ไทย และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ Independent Power Producer (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer : SPP) ตลอดจน การกำหนดเป้าหมายการลดการใช้ไฟฟ้าจากมาตรการการจัดการ ด้านการใช้ไฟฟ้า และลดการใช้พลังงานจากการดำเนินงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน กำหนดมาตรฐาน ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และจำกัดระดับการปล่อยก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์จากการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ในยานพาหนะ ในการผลิตไฟฟ้า ในอุตสาหกรรมและอื่นๆ
(2) แนวทางการพัฒนาพลังงาน สรุปแนวทางหลักๆ ได้ 5 แนวทางดังนี้
(2.1) จัดหาพลังงานให้เพียงพอกับความต้องการ มีคุณภาพ มีความมั่นคง และในระดับราคาที่เหมาะสม โดยการเร่งสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียมและถ่านหินทั้งภายในประเทศและต่างประเทศ เร่งการเจรจาและพัฒนาพลังงานกับประเทศเพื่อนบ้าน การสนับสนุนธุรกิจด้านพลังงานของไทยไปร่วมลงทุนและพัฒนาพลังงานในต่างประเทศ การลงทุนเพื่อเพิ่มกำลังผลิตสำรองเพื่อเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและกำหนด มาตรฐานคุณภาพบริการของกิจการไฟฟ้า
(2.2) ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัดโดยใช้มาตรการทาง ด้านราคาและมาตรการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งได้แก่ การปรับปรุงโครงสร้างราคาพลังงานทั้งราคาน้ำมันและไฟฟ้าให้สะท้อนถึงต้นทุน ที่แท้จริง กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและค่าผ่านท่อให้มีความชัดเจนและ โปร่งใส เร่งรัดการดำเนินโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า และการอนุรักษ์พลังงานตามพระราชบัญญัติ การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 รวมทั้ง เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานการทดสอบและมาตรฐานระดับประสิทธิภาพการใช้ พลังงานขั้นต่ำของเครื่องมืออุปกรณ์และการติดฉลากแสดงประสิทธิภาพของเครื่อง มืออุปกรณ์ที่ช่วยให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน เป็นต้น
(2.3) ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงานและเพิ่มบทบาทของภาคเอกชน เพื่อลดภาระการลงทุนของรัฐ และให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการพัฒนาพลังงาน โดยการปรับโครงสร้างและแปรรูปกิจการปิโตรเลียมและกิจการไฟฟ้าให้มี ประสิทธิภาพและมีความคล่องตัวในการปฏิบัติงาน พัฒนาระบบการขนส่ง ก๊าซธรรมชาติทางท่อให้สามารถรองรับการขายก๊าซได้โดยตรงในระยะยาว ส่งเสริมตลาดการค้าน้ำมันสำเร็จรูปให้มีการแข่งขันอย่างเสรี และส่งเสริมธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้มีการแข่งขันกันมากยิ่งขึ้น ตลอดจน เร่งรัด การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ให้เป็นไปตามเป้าหมาย
(2.4) ป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน รวมทั้ง ปรับปรุงให้กิจการทางด้านพลังงานดำเนินการอย่างมีความปลอดภัยมากยิ่งขึ้น โดยให้มีการศึกษาความเหมาะสม ในการขยายพื้นที่บังคับใช้น้ำมันเตากำมะถันต่ำ การเร่งให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลกำมะถัน 0.05% โดย น้ำหนักให้เป็นไปตามกำหนดเวลา การควบคุมและกำกับดูแลการจัดเก็บและการกำจัดกากน้ำมันหล่อลื่นและน้ำมันหล่อ ลื่นใช้แล้ว การส่งเสริมให้มีการใช้เชื้อเพลิงสะอาดในโรงงานอุตสาหกรรม โรงไฟฟ้า และใน ยานพาหนะ รวมทั้ง ปรับปรุงมาตรฐานและกฎระเบียบที่เกี่ยวกับความปลอดภัยในธุรกิจก๊าซปิโตรเลียม เหลวและให้มีการบังคับใช้อย่างจริงจัง
(2.5) พัฒนากฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงานและกลไกการบริหารงานด้านพลังงาน โดยเร่งดำเนินการออกพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... เพื่อใช้แทนพระราชบัญญัติว่าด้วย การเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2474 ดำเนินการแก้ไขพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 ที่ ล้าสมัย และดำเนินการแก้ไขกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องกับก๊าซปิโตรเลียมเหลว รวมทั้งพิจารณา ความเหมาะสมในการกำหนดให้องค์กรกำกับดูแลกิจการด้านพลังงานให้มีความเป็น อิสระ เพื่อสร้างความมั่นใจให้แก่ผู้ลงทุนและให้ความเป็นธรรมแก่ผู้บริโภค
ส่วนที่ 2 แผนงานตามแนวทางการพัฒนาพลังงานปี 2540-2544 ได้จำแนกแผนงานหลักที่สอดคล้องตามแนวทางการพัฒนาพลังงานดังกล่าวข้างต้น ออกเป็น 6 แผนงาน คือ แผนงานจัดหาพลังงาน แผนงานส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัด แผนงานส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการพลังงาน แผนงานป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม แผนงานพัฒนากลไกการบริหารงานด้านพลังงาน และแผนงานพัฒนาความร่วมมือด้านพลังงานกับต่างประเทศ
ส่วนที่ 3 สรุปแผนงานตามแนวทางการพัฒนาพลังงานปี 2540-2544 เป็นการสรุปรวบรวมแผนงานที่เกี่ยวข้องด้านพลังงานในส่วนที่ 2 เพื่อให้สามารถเห็นภาพรวมของแผนปฏิบัติการด้านพลังงานได้อย่างชัดเจนและจะ เป็นประโยชน์ในการติดตามการปฏิบัติงานตามแผนต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการด้านพลังงานในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคม แห่งชาติฉบับที่ 8 (พ.ศ. 2540-2544) ตามที่สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการดำเนินงานของกระทรวง ทบวง กรม และรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องด้านพลังงานและเพื่อให้มีการจัดสรรงบประมาณ ประจำปีให้สอดคล้องกับแผนปฏิบัติการดังกล่าวต่อไป
2.มอบหมายให้หน่วยงานที่รับผิดชอบตามแผนปฏิบัติการรายงานผลการปฏิบัติงาน ตามแผนให้สพช. ทราบทุก90 วัน ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที 23 กรกฎาคม 2539 เพื่อที่ สพช. จะได้รวบรวมและรายงานผลการปฏิบัติงานตามแผนให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติและคณะรัฐมนตรีทราบต่อไป
3.มอบหมายให้ สพช. และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติรับไปศึกษาแนวทางใน การจัดตั้งกระทรวงพลังงาน และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 7 ปัญหาเกี่ยวกับนโยบายการส่งเสริมเอกชนในการผลิตไฟฟ้าในรูปของผู้ผลิตรายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายส่งเสริมให้เอกชนมีบทบาทในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น ประกอบกับการพัฒนาอุตสาหกรรมในประเทศทำให้โรงงานอุตสาหกรรมที่ตั้งขึ้นใหม่ มีความต้องการทั้งไอน้ำและไฟฟ้าเพื่อใช้ในกระบวนการผลิตของโรงงาน คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 29 มกราคม 2534 ให้เอกชนสามารถผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำได้โดยตรงโดยระบบ Cogeneration เพื่อใช้ในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม ต่อมาได้มีการแก้ไขมาตรา 37 ของ พระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อสร้างความมั่นใจต่อผู้ลงทุน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ร่วมกันออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ วันที่ 1 พฤษภาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก เป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันมีผู้ผลิตรายเล็กที่ได้รับการคัดเลือกจาก กฟผ. จำนวน 58 ราย กำลังการผลิตรวม 4,655 เมกะวัตต์ โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะขายให้ กฟผ. 2,452 เมกะวัตต์ และมีปริมาณพลังไฟฟ้าที่ใช้เองและขายให้แก่ ผู้ใช้ไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียงอีกจำนวน 2,203 เมกะวัตต์ โดยมีการลงนามในสัญญาแล้วจำนวน 44 ราย มี ผู้ผลิตรายเล็กจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 19 ราย และ อีก 14 ราย อยู่ระหว่างการทำสัญญากับ กฟผ. นอกจากนี้ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยได้ดำเนินการคัดเลือกโครงการจัดตั้งโรงงาน ผลิตไฟฟ้าในนิคมอุตสาหกรรมอีกจำนวน 11 โครงการ ขนาดกำลังการผลิตรวม 1,120 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในนิคมอุตสาหกรรมเป็นหลัก
3. นโยบายในการส่งเสริมให้เอกชนผลิตไฟฟ้าดังกล่าวข้างต้น ส่งผลกระทบต่อการดำเนินงานของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ดังนั้น กฟภ. จึงได้จัดทำข้อเสนอให้ระงับการพิจารณาอนุญาตให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กที่ ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์และมีวัตถุประสงค์เพื่อขายไฟให้ผู้ใช้โดยตรง จนกว่ารัฐบาลจะได้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแล (Regulator) ขึ้นแล้ว และหากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กประสงค์จะขายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเดิมของการ ไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยไม่ใช้สายป้อนของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในขณะที่ยังไม่ได้ จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแล ก็ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กชดเชยรายได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และให้การไฟฟ้าขอสงวนสิทธิ์ในการสำรองกำลังไฟฟ้าที่จะขายกรณีฉุกเฉินแก่ผู้ ผลิตไฟฟ้าของ SPP ส่วนผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กที่ได้รับอนุญาตไว้แล้วและมีความประสงค์จะขาย ไฟให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรงในพื้นที่ที่มีระบบสายป้อนของการไฟฟ้าอยู่แล้ว ให้ใช้ระบบสายป้อนของการไฟฟ้าโดยจ่ายค่าใช้สาย ซึ่งให้คำนวณจากต้นทุนรวม ของระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าทั้งหมดของการไฟฟ้า
4. อย่างไรก็ตาม ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ได้รับคัดเลือกจาก กฟผ. แล้วก็ประสบปัญหาในการดำเนินโครงการ ได้แก่ ความล่าช้าของระบบเชื่อมโยงกับ กฟภ. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำรองมีความไม่ชัดเจนข้อจำกัดในการออกสัมปทานของกรม โยธาธิการตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58 ความล่าช้าในการออกเป็นพระราชกฤษฎีกาเพื่อจ่ายไฟฟ้าสำรองให้แก่ SPP และการเปลี่ยนแปลงระบบการกำหนดอัตราแลกเปลี่ยนไปใช้ระบบอัตราแลกเปลี่ยนลอย ตัว เป็นต้น
5. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้พิจารณาข้อเสนอของ กฟภ. และปัญหาต่างๆ ของ SPP แล้วจึงได้เสนอแนวทางในการแก้ไขปัญหาเกี่ยวกับนโยบายการส่งเสริมเอกชนในการ ผลิตไฟฟ้าในรูปของผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ดังนี้
5.1 โครงการ SPP ที่ดำเนินการภายใต้ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ซึ่งการไฟฟ้าฯได้ดำเนินการคัดเลือกแล้ว และกำหนดว่าการไฟฟ้าฯจะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP รวมกันทั้งหมด 3,200 เมกะวัตต์ ให้ดำเนินการต่อไปให้แล้วเสร็จ โดยให้กรมโยธาธิการ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานอื่น ๆ ให้การส่งเสริมและสนับสนุน เพราะเป็นโครงการที่เป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยส่วนรวม
5.2 โครงการ SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการ SPP ที่ขายไฟฟ้าประเภท Non-Firm ให้แก่ กฟผ. ให้มีการรับซื้อต่อไปโดยไม่มีกำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้ตามที่ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้เคยมีมติไปแล้ว โดยให้กรมโยธาธิการ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้องให้การส่งเสริมและสนับสนุน เพราะเป็นโครงการที่เป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยส่วนรวม
5.3 เห็นควรให้เลื่อนประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตกระแสไฟฟ้า ด้วยระบบ Cogeneration ที่มีสัญญาประเภท Firm และใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง ออกไปจนกลางปี 2541 เนื่องจากในปัจจุบันความต้องการไฟฟ้าได้ชะลอลงมาก ทั้งนี้ ให้ใช้วิธีการเดียวกับโครงการ IPP คือ ให้มีการยื่น ข้อเสนอเมื่อมีการออกประกาศเชิญชวน และให้มีการแข่งขันในด้านราคาด้วย ทั้งนี้อาจดำเนินการพร้อมกับ การประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP
5.4 เห็นควรให้การประเมินและคัดเลือกโครงการ SPP และการเจรจาเพื่อทำสัญญาดำเนินการในรูปของคณะอนุกรรมการที่มีผู้ว่าการ กฟผ. เป็นประธาน และประกอบด้วยผู้แทนจาก กฟน. กฟภ. สพช. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และกระทรวงการคลัง โดยมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) รับไปดำเนินการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ ต่อไป
5.5 เห็นควรให้ กฟผ. รับไปพิจารณาความเหมาะสมในการให้ SPP บางประเภทต้องปฏิบัติตามบางส่วนของ Grid Code เนื่องจากกำลังผลิตของ SPP จะมีสัดส่วนที่สูงเทียบกับกำลังผลิตไฟฟ้าทั้งประเทศ โดยกำลังผลิตส่วนหนึ่งจะขายตรงให้ลูกค้าธุรกิจอุตสาหกรรม และการควบคุมระบบจ่ายไฟฟ้าจะทำได้ยากเพราะอยู่กระจัดกระจาย
5.6 ให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนิน การโดยเอกชน สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าแทนการก่อสร้างสายจำหน่ายหรือสายป้อนของ ตนเอง โดยให้เอกชนชำระค่าใช้บริการสายป้อนแก่การไฟฟ้า ซึ่งจะแก้ไขปัญหาการลงทุนซ้ำซ้อนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และ การไฟฟ้าก็จะได้ใช้ประโยชน์จากสายป้อนที่ตนเองได้สร้างไว้แล้ว ส่วนการซื้อขายไฟฟ้าภายในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนินการโดย เอกชน ให้เป็นการเจรจาตกลงระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าได้โดยตรงเช่นใน ปัจจุบันต่อไปซึ่งในการกำหนดเงื่อนไขการใช้บริการสายป้อนนั้น ให้ กฟน. และ กฟภ. รับไปดำเนินการ โดยยึดถือแนวทางตามที่ สพช. เสนอในเอกสาร "Distribution Wheeling For Small Power Producers"
5.7 ในการจ่ายไฟฟ้าสำรอง ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งปฏิบัติดังต่อไปนี้
(1) ในกรณีที่การไฟฟ้าสำรองไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ไฟฟ้าสำรองเป็นไฟฟ้าที่สำรองไว้ใช้ทดแทนในกรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของ SPP ขัดข้อง หรือหยุดซ่อมแซมและบำรุงรักษา สำหรับในส่วนที่ SPP ใช้เอง และในส่วนที่ SPP จำหน่ายให้ลูกค้าตรง กล่าวคือ ปริมาณไฟฟ้าสำรองที่ SPP จะขอซื้อจากการไฟฟ้าจะเท่ากับขนาดกำลังการผลิตของ SPP ลบด้วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP ขายให้ กฟผ.
(2) กำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ TOU Rate ซื้อไฟฟ้าตามอัตราค่าไฟฟ้าสำรอง เมื่อคิดเป็น บาท/kW/เดือน ซึ่งเหมือนกับผู้ใช้ไฟอื่น
5.8 เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดผู้ใช้พลังงานไฟฟ้า (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เพื่อให้ กฟผ. สามารถขายไฟฟ้าสำรองให้แก่ SPP และ IPP ที่เชื่อมโยงระบบของตน กับระบบของ กฟผ. และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปดำเนินการตรวจร่างโดยด่วน ต่อไป
5.9 ให้ กฟผ. รับไปดำเนินการร่างกฎหมาย เพื่อแก้ไขมาตรา 6 ของ พระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อให้ กฟผ. สามารถขายไฟฟ้าได้โดยตรงให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยไม่ต้องออกเป็น พระราชกฤษฎีกาแล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ต่อไป
5.10 ให้ สพช. และกรมโยธาธิการร่วมกันพิจารณาแก้ไขประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58 เพื่อให้มีการแข่งขันกันมากขึ้นในระบบไฟฟ้าของประเทศ แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
5.11 ให้ กฟผ. และ สพช. รับไปพิจารณาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP ให้มีความชัดเจนยิ่งขึ้น เพื่อลดความเสี่ยงอันเป็นการช่วยเหลือให้ SPP สามารถหาเงินกู้ในเงื่อนไขที่ดีขึ้น ซึ่งเป็นมาตรการหนึ่งในการบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัว
มติของที่ประชุม
1.ให้คงไว้นโยบายการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ทั้งในส่วนที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าให้การ กฟผ. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการขายให้ผู้ใช้โดยตรงโดยไม่ใช้สายไฟฟ้าของการไฟฟ้า ทั้งนี้ เนื่องจากนโยบายดังกล่าวได้มีการดำเนินการอย่างต่อเนื่องและเป็นระบบมาเป็น เวลานาน โดยได้มีการแก้ไขกฎหมายและกำหนดระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ เพื่อสนับสนุนการดำเนินการดังกล่าว อีกทั้งยังได้แสดงให้เห็นว่าเป็นนโยบายที่เป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยส่วนรวม
2.โครงการ SPP ที่ดำเนินการภายใต้ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการคัดเลือกแล้ว ซึ่งกำหนดว่า กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP รวมทั้งหมด 3,200 เมกะวัตต์ ให้ดำเนินการ ต่อไปให้แล้วเสร็จ โดยให้กรมโยธาธิการ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานอื่นๆ ให้การส่งเสริมและสนับสนุน เพราะเป็นโครงการที่เป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยส่วนรวม
3.โครงการ SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการ SPP ที่ขายไฟฟ้าประเภท Non-Firm ให้แก่ กฟผ. ให้มีการรับซื้อต่อไปโดยไม่มีกำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้ตามที่ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้เคยมีมติไปแล้ว โดยให้กรมโยธาธิการ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องให้การส่งเสริมและสนับสนุน เพราะเป็นโครงการที่เป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยส่วนรวม
4.ในการจ่ายไฟฟ้าสำรอง ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ปฏิบัติดังต่อไปนี้
4.1 ในกรณีที่การไฟฟ้าสำรองไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ไฟฟ้าสำรองเป็นไฟฟ้าที่สำรองไว้ใช้ทดแทนในกรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าของ SPP ขัดข้อง หรือหยุดซ่อมแซมและบำรุงรักษาสำหรับในส่วนที่ SPP ใช้เอง และในส่วนที่ SPP จำหน่ายให้ลูกค้าตรง กล่าวคือ ปริมาณไฟฟ้าสำรองที่ SPP จะขอซื้อจากการไฟฟ้าจะเท่ากับขนาดกำลังการผลิตของ SPP ลบด้วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP ขายให้ กฟผ.
4.2 กำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ใช้ TOU Rate ซื้อไฟฟ้าตามอัตราค่าไฟฟ้าสำรองเมื่อคิดเป็นบาท/kW/เดือน ซึ่งเหมือนกับผู้ใช้ไฟอื่น
5.เห็นชอบในหลักการร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดผู้ใช้พลังงานไฟฟ้า (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เพื่อให้ กฟผ. สามารถขายไฟฟ้าสำรองให้แก่ SPP และ IPP ที่เชื่อมโยงระบบของตนกับระบบของ กฟผ. และ มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปดำเนินการตรวจร่างโดยด่วนต่อไป
6.ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โดยมีรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นประธานคณะอนุกรรมการ และอนุกรรมการประกอบด้วยผู้แทนจากกระทรวงการคลัง สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ กรมโยธาธิการ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย โดยมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ เพื่อทำหน้าที่พิจารณาข้อเสนออื่นๆ ของ สพช. เกี่ยวกับแนวทางในการกำหนดนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กในอนาคต ผลกระทบต่อผู้ผลิตรายเล็กจากการเปลี่ยนแปลงระบบการกำหนดอัตรา แลกเปลี่ยน และการพิจารณาแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งผลกระทบต่อการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จากนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก เพื่อให้การดำเนินงานตามนโยบายในการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กบรรลุผลตาม เป้าหมายและเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
เรื่องที่ 8 มาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ความคืบหน้าในการดำเนินการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
1.1 ในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2540 (มกราคม-มิถุนายน) สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนีภาษีได้จำนวน 1,986,167 ลิตร ลดลงจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณ 2.5 ล้านลิตร
1.2 ในเดือนมิถุนายน 2540 การจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีปริมาณ 1,563.0 ล้านลิตร ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 8 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 0.51 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะมีปริมาณ 1,492.0 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 54.8 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 4
1.3 การจัดทำร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. .... เพื่อขยายการปฏิบัติการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตต่อ เนื่องระหว่าง 12-24 ไมล์ทะเล ขณะนี้ร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับ ได้ผ่านการพิจารณาของสภาผู้แทนราษฎรแล้วเมื่อวันพุธที่ 9 กรกฎาคม 2540 และได้นำเสนอเข้าสู่การพิจารณาของวุฒิสภา ซึ่งวุฒิสภาได้รับหลักการในวาระที่ 1 แล้ว และอยู่ระหว่างการเสนอกรรมาธิการบริหารและการยุติธรรม เพื่อพิจารณาศึกษาหรือแก้ไข ก่อนเข้าสู่การพิจารณาในวาระที่ 2 และ 3 ต่อไป
1.4 กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการศึกษาเปรียบเทียบคุณสมบัติสาร Marker ของบริษัทต่างๆ ที่เสนอมาในเบื้องต้นพบว่า สาร Marker ของบริษัท Biocode และบริษัท John Hogg มีคุณสมบัติเหมาะสมสำหรับนำไปใช้ผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และขณะนี้กรมสรรพสามิตอยู่ระหว่างการศึกษาเพิ่มเติมว่า สาร Marker ของทั้งสองบริษัทจะถูกสกัดหรือฟอกออกด้วยสารเคมีบางชนิดได้ง่ายหรือไม่ ก่อนที่จะดำเนินการคัดเลือกสาร Marker และกำหนดมาตรการการควบคุมการเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้เหมาะสมรัดกุมต่อไป ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2540
2. ข้อเสนอมาตรการเพิ่มเติมเพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีความรัดกุมยิ่งขึ้น มีดังนี้
2.1 การควบคุมผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลาย
(1) กรมสรรพสามิตได้กำหนดให้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน บางประเภทอยู่ในพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2539 แต่ไม่สามารถกำหนดให้ชำระภาษีก่อนและขอคืนภาษีในภายหลังได้ เนื่องจากพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 ไม่ได้ให้อำนาจไว้ จึงได้กำหนดให้ผู้ประกอบการเลือกชำระภาษีก่อน หรือ ขอยกเว้นภาษีได้แต่ต้องทำหนังสือยินยอมให้เจ้าหน้าที่ตรวจสอบได้ แต่เนื่องจากในปัจจุบันยังคงมีปัญหาการนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและสารละลายมา จำหน่ายโดยผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิงขายตามสถานีบริการต่างๆ ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ที่ไม่อยู่ในพิกัดภาษีของกรมสรรพสามิต เนื่องจากผู้ประกอบการได้พยายามปรับปรุงขบวนการผลิตเพื่อหลีกเลี่ยงการควบ คุม ดังนั้น กรมสรรพสามิตจึงเห็นควรขยายขอบเขตการควบคุมผลิตภัณฑ์ดังกล่าวโดยกำหนด คุณสมบัติของสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอนที่ต้องเสียภาษีให้ครอบคลุมถึงสาร ละลายประเภทไฮโดรคาร์บอนทุกชนิดที่มีคุณสมบัตินำไปใช้ปลอมปนในน้ำมันเชื้อ เพลิงได้และมีราคาไม่สูงนัก ซึ่งจะสามารถดำเนินการได้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2540 นี้
(2) สำหรับการเก็บภาษีก่อนและให้ขอคืนภาษีได้หากนำไปใช้เป็นวัตถุดิบ นั้น พระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 ไม่ได้ให้อำนาจไว้ และหากแก้ไขกฎหมายจะมีผลกระทบต่อผู้ประกอบการ ส่วนใหญ่ที่สุจริตและอาจมีผลกระทบต่อราคาสินค้าได้ กรมสรรพสามิตจึงขอดำเนินการในแนวทางเดิมต่อไปคือ การยกเว้นภาษี แต่ปรับปรุงแนวปฏิบัติในการควบคุมผลิตภัณฑ์ดังกล่าวให้เข้มงวดขึ้น โดยจะควบคุมปริมาณ ที่ขายจากผู้ประกอบการอุตสาหกรรมและตรวจสอบยืนยันการรับปลายทาง ซึ่งกรมสรรพสามิตมั่นใจว่าจะสามารถควบคุมได้อย่างมีประสิทธิภาพและมีผลกระทบ น้อยที่สุด โดยจะทดลองใช้มาตรการนี้ควบคุมอย่างเข้มงวดเป็นเวลา 6 เดือน
2.2 การติดตั้งมาตรวัดน้ำมันแบบอัตโนมัติ
(1) คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบให้กรมสรรพสามิตดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ในคลัง น้ำมันดีเซลและเบนซินชายฝั่งทุกแห่ง รวมทั้งคลังสินค้าทัณฑ์บนด้วย แต่จากการตรวจราชการการปฏิบัติงานปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง บริเวณชายฝั่งทะเลภาคใต้ ในจังหวัดสุราษฎร์ธานีและสงขลา เมื่อวันที่ 18-19 มิถุนายน 2540 ของรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) พบว่าในส่วนของมาตรวัดน้ำมันแบบอัตโนมัติที่ได้ติดตั้งไปแล้ว ในปัจจุบันมีคลังน้ำมันหลายคลังที่ไม่มีคู่สายโทรศัพท์เชื่อมต่อกับสำนักงาน สรรพสามิตจังหวัด ทำให้มิเตอร์ที่ติดตั้งไม่สามารถปฏิบัติงานได้ในบางขณะ เจ้าหน้าที่จึงต้องใช้ระบบสื่อสารสำรองซึ่งใช้กับโทรศัพท์มือถือซึ่งต้อง เสียค่าใช้จ่ายสูง กรมสรรพสามิต จึงขอให้พิจารณาจัดหาคู่สายโทรศัพท์ติดตั้งแก่อุปกรณ์ดังกล่าวด้วย
(2) สำหรับการติดตั้งมาตรวัดน้ำมันแบบอัตโนมัติเพิ่มเติมนั้น ขณะนี้กรมสรรพสามิตได้ทำการสำรวจข้อมูลจากคลังน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจำนวน 19 คลัง และคลังน้ำมันเบนซิน 39 คลัง เสร็จเรียบร้อยแล้วและจะทำการประกวดราคาในเดือนกรกฎาคม 2540 นี้ ซึ่งกำหนดติดตั้งแล้วเสร็จวันที่ 31 มกราคม 2542
2.3 การควบคุมน้ำมันผ่านแดนไปยัง สปป.ลาว
(1) เนื่องจากประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เป็นประเทศที่ไม่มีพรมแดนติดกับทะเล จึงได้รับสิทธิ์ตามอนุสัญญาบาเซโลน่า ค.ศ. 1921 ให้นำสินค้ารวมทั้งน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านประเทศที่สามได้ ซึ่งไทย-ลาว ได้ทำความตกลงว่าด้วยการส่งสินค้าผ่านแดนระหว่างกัน เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2521 เพื่อให้ลาวขนสินค้าผ่านแดนไทยได้ โดยในกรณีที่สินค้าผ่านแดนอยู่ภายในประเทศไทยเกินกำหนด 150 วัน นับแต่วันนำเข้า ฝ่ายไทยจะแจ้งให้ฝ่ายลาวทราบ เพื่อร่วมกันปรึกษาหารือแก้ไขปัญหาร่วมกันภายใน30 วัน แต่เนื่องจากของผ่านแดนได้ตกค้างในประเทศไทยและสร้างภาระแก่หน่วยงานไทยเป็น อย่างมาก ดังนั้น คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 สิงหาคม 2538 มอบหมายให้กระทรวงการต่างประเทศดำเนินการแก้ไขความตกลงว่าด้วยการส่งสินค้า ผ่านแดนระหว่างไทยกับลาว โดยให้สินค้าผ่านแดนของลาวตกค้างอยู่ ภายในประเทศไทยได้ 75 วัน นับแต่วันนำเข้า และหากเกินกว่านั้นให้ถือเป็นของตกค้าง เพื่อให้ฝ่ายไทยสามารถดำเนินการกับของตกค้างตามกฎหมายศุลกากรประเทศไทยได้ ซึ่งขณะนี้ได้มีการตกลงกันระหว่างประเทศไทยกับ สปป.ลาว ลดระยะเวลาเหลือ 90 วัน โดยกระทรวงการต่างประเทศได้จัดทำร่างความตกลงว่าด้วยการขนส่งทางถนนระหว่าง ไทยและลาวเป็นภาษาไทยเสร็จเรียบร้อยแล้วและอยู่ระหว่างการแปลเป็นภาษาอังกฤษ
(2) อย่างไรก็ตามการแก้ไขข้อตกลงดังกล่าวจะไม่ประสบผลได้ เนื่องจากในปัจจุบัน กรมศุลกากรได้กำหนดเป็นกรณีพิเศษให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ขอผ่านแดนไปยัง สปป. ลาว เป็นสินค้าเพียงชนิดเดียวที่ขอผ่อนผันขยายอายุทัณฑ์บนสินค้า > และสามารถเก็บรวมกับน้ำมันที่นำเข้ามาใช้ภายในประเทศได้ เพียงแต่แยกบัญชีควบคุมสินค้าเท่านั้น จึงทำให้มีช่องโหว่ให้ผู้ลักลอบนำเข้าใช้โอกาสนี้ขอขยายเวลาและนำน้ำมันผ่าน แดนที่จะส่งไปยังลาวออกมาจำหน่ายก่อน โดยไม่ต้องชำระภาษีและกองทุนต่างๆ ดังนั้น จึงควรกำหนดมาตรการให้กรมศุลกากรพิจารณายกเลิกการขอผ่อนผันขยายอายุทัณฑ์บน ใบขนสินค้าสำหรับน้ำมัน เชื้อเพลิงไปยัง สปป.ลาว เพื่อไม่ให้มีการตกค้างภายในประเทศไทย
2.4 การริบเรือขนาดเกินกว่า 250 ตันกรอส
เนื่องจากพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ.2469 ไม่มีบทบัญญัติเกี่ยวกับการริบเรือที่มีขนาดเกินกว่า 250 ตันกรอสไว้ ดังนั้น ในทางปฏิบัติเมื่อจับกุมเรือได้และส่งดำเนินคดีก็จะมีข้อสงสัยว่าจะใช้หลัก กฎหมายทั่วไปตามประมวลกฎหมายอาญามาตรา 33 ได้หรือไม่ และกรณีที่เจ้าของเรือไม่ใช่ผู้รู้เห็นเป็นใจก็จะใช้ประมวลกฎหมายวิธี พิจารณาความอาญามาตรา 36 พิจารณาไม่ริบเรือ ทำให้ผู้ลักลอบนำเข้าสามารถนำเรือดังกล่าวกลับมากระทำการได้อีก เพื่อแก้ไขในด้านข้อกฎหมายที่เป็นอุปสรรคในการปราบปรามการลักลอบ นำเข้า รวมทั้งพิจารณาเพิ่มอำนาจของเจ้าหน้าที่ของรัฐให้สามารถกระทำการในเขต เศรษฐกิจจำเพาะได้ คณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขกฎหมายการปฏิบัติงานของเจ้าหน้าที่ของรัฐ ในเขตเศรษฐกิจจำเพาะ จึงได้พิจารณาเห็นควรแก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469ให้สามารถริบเรือทุกขนาดที่ใช้ในการกระทำความผิดตามกฎหมายศุลกากรได้ และกำหนดมาตรการห้ามการขนถ่ายสิ่งของในทะเลนอกเขตท่าด้วย เพื่อป้องกัน การกระทำความผิดหลบหนีศุลกากร โดยได้จัดทำร่างพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. .... ขึ้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
1.การควบคุมผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลาย
1.1 ให้กรมสรรพสามิต ปรับปรุงการกำหนดคุณสมบัติของสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอนที่ต้องเสียภาษี ใหม่ให้ครอบคลุมถึงสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอนทุกชนิดที่มีคุณสมบัตินำไปใช้ ปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิงและมีราคาไม่สูงนัก เพื่ออุดช่องโหว่ในการนำผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปผสมกับน้ำมันเชื้อเพลิงจำหน่าย ตามสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงต่างๆต่อไป โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2540
1.2 ให้กรมสรรพสามิตดำเนินการควบคุมการจำหน่ายและการรับซื้อผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี และ สารละลายอย่างเข้มงวดตามแนวทางเดิมคือ การยกเว้นภาษีต่อไปเป็นเวลา 6 เดือน และหากผลปรากฏว่าไม่สามารถควบคุมได้ ให้พิจารณากำหนดให้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายต้องชำระภาษีเมื่อนำออกจาก โรงงานอุตสาหกรรมก่อน และขอคืนได้หากนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิต
2.การติดตั้งมาตรวัดน้ำมันแบบอัตโนมัติ
2.1 ให้กระทรวงคมนาคม พิจารณาจัดหาคู่สายโทรศัพท์เพื่อใช้กับมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงของคลัง น้ำมันที่กรมสรรพสามิตติดตั้งไปแล้วและกำลังจะติดตั้งต่อไปอย่างเพียงพอ โดยให้กรมสรรพสามิตแจ้งความประสงค์ให้แก่กระทรวงคมนาคมทราบ
2.2 ให้กรมสรรพสามิต พิจารณาเลือกมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงแบบอัตโนมัติที่จะติดตั้งต่อไป โดยต้องคงหลักการการทำงานโดยใช้เครื่องมืออัตโนมัติ เพื่อหลีกเลี่ยงการควบคุมด้วยบุคคลให้มากที่สุด
3.การควบคุมน้ำมันผ่านแดนไปยัง สปป. ลาว
- ให้กรมศุลกากร ยกเลิกการผ่อนผันขยายอายุทัณฑ์บนใบขนส่งสินค้าสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงไปยัง สปป. ลาว เพื่อไม่ให้มีการตกค้างภายในประเทศไทย
4.การริบเรือขนาดเกินกว่า 250 ตันกรอส
- เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เพื่อให้สามารถริบเรือทุกขนาดที่ใช้ในการกระทำความผิดตามกฎหมายศุลกากรได้ และกำหนดมาตรการห้ามขนถ่ายสิ่งของในทะเลนอกเขตท่า และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปดำเนินการตรวจร่างโดยด่วนต่อไป
กพช. ครั้งที่ 63 - วันจันทร์ที่ 2 มิถุนายน 2540
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2540 (ครั้งที่ 63)
วันจันทร์ที่ 2 มิถุนายน พ.ศ. 2540 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการดำเนินงานตามนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
3.รายงานการเยือนประเทศสหภาพพม่าของรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี
4.มาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
5.การเพิกถอนที่ดินสาธารณประโยชน์ในบริเวณโรงกลั่นปิโตรเลียมของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด
6.ข้อเสนอปรับปรุงกฎเกณฑ์เพื่อส่งเสริมการแข่งขันของโรงกลั่นปิโตรเลียม
7.แนวทางการปรับโครงสร้างองค์กรการไฟฟ้านครหลวง
8.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ.2540 - 2554)
9.สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ
10.การสนับสนุนเงินกองทุน (Endowment Fund) แก่ศูนย์พลังงานอาเซียน
11.การลดอัตราค่าไฟฟ้าให้อุตสาหกรรม
นายกร ทัพพะรังสี รองนายกรัฐมนตรี รองประธานกรรมการ เป็นประธานการประชุม
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. นับตั้งแต่เดือนมกราคมจนถึงเดือนเมษายน 2540 ราคาน้ำมันดิบได้อ่อนตัวลงโดยตลอด รวมทั้งสิ้น 3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากความต้องการใช้น้ำมันดิบไม่ได้เพิ่มขึ้นมากเช่นทุกปีที่ผ่านมา ในขณะที่ปริมาณน้ำมันดิบที่ออกสู่ตลาดน้ำมันกลับเพิ่มขึ้น ทั้งจากกลุ่มโอเปคและกลุ่มนอกโอเปค ต่อมาในเดือนพฤษภาคมราคาน้ำมันดิบได้สูงขึ้นจากเดือนเมษายน 1.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ขึ้นมาอยู่ในระดับ 19.1 - 21.6 เหรียญสหรัญฯต่อบาร์เรล ทั้งนี้เพราะ ปริมาณการผลิตเริ่มอยู่ในสภาวะทรงตัวซึ่งเป็นผลมาจากการลดปริมาณการผลิตของ ซาอุดิอารเบีย และการปิดซ่อมแซมของแหล่งผลิตน้ำมันดิบในทะเลเหนือ ในขณะที่ ความต้องการน้ำมันดิบเข้ากลั่นได้เพิ่มสูงขึ้น
2. สำหรับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์นั้น ได้ปรับตัวทั้งขึ้นและลงตามสถานการณ์ในแต่ละช่วง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงกุมภาพันธ์ น้ำมันก๊าดและดีเซลได้อ่อนตัวลงถึง 7 เหรียญ สหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากอากาศที่อุ่นขึ้น ส่วนราคาน้ำมันเบนซินได้เพิ่มขึ้น 1.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากมีความต้องการเพิ่มขึ้น ต่อมาในเดือนมีนาคมตลาดน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ในภาวะตึงตัว เนื่องจากการปิดซ่อมแซมของโรงกลั่น ส่งผลให้การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปถูกจำกัดลง น้ำมันเบนซินและดีเซลซึ่งมีความต้องการใช้สูง จึงได้รับผลกระทบจากเหตุการณ์ดังกล่าวทำให้ราคาสูงขึ้น ในขณะที่ความต้องการน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตา อยู่ในระดับต่ำ การจัดหาที่ถูกจำกัดจึงไม่มีผลต่อราคา ช่วงเดือนเมษายนถึงกลางเดือนพฤษภาคม ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปได้อ่อนตัวลงตามราคาน้ำมันดิบ แต่ในช่วงหลังของเดือนพฤษภาคม ผลจากราคาน้ำมันดิบที่เริ่มแข็งตัวขึ้นทำให้ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป แข็งตัวขึ้นเช่นกัน
3. การปรับเปลี่ยนราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทย ได้เปลี่ยนแปลงสอดคล้องกับราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันในตลาดโลก ซึ่งมีทั้งขึ้นและลง โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม ราคาขายปลีกได้ปรับตัวสูงขึ้นตามราคาผลิตภัณฑ์ในตลาดโลก และได้ปรับตัวลดลงในเดือนพฤษภาคม โดยราคาน้ำมันเบนซินลดลง 25 สตางค์/ลิตร และดีเซลหมุนเร็วลดลง 14 สตางค์/ลิตร
4. ในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2540 ราคาน้ำมันดิบได้อ่อนตัวลงมากกว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูป ทำให้ ค่าการกลั่นของโรงกลั่นน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับปกติ หลังจากที่ได้อยู่ในภาวะตกต่ำในช่วงครึ่งหลังของปีที่แล้ว โดยค่าการกลั่นในเดือนพฤษภาคมอยู่ในระดับ 0.98 บาท/ลิตร ส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในเดือนพฤษภาคมได้ขึ้นมาอยู่ในระดับปกติที่ 1.1993 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานตามนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบในหลักการของการกำหนดนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติ การกำหนดราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.), ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP), ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ ปตท. กับภาคอุตสาหกรรม และการกำหนดอัตราค่าผ่านท่อ รวมทั้งเห็นชอบแนวทางในการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่า ผ่านท่อโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) นอกจากนี้ คณะรัฐมนตรีได้มีมติมอบหมายให้ สพช. รับไปศึกษาความเหมาะสมของราคาก๊าซอีเทนและโพรเพน ซึ่งใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เพื่อให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีของไทยสามารถแข่งขันกับต่างประเทศได้
2. ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงให้แล้วเสร็จโดยเร็ว รวมทั้งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539 อนุมัติแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ในช่วงปี 2540-2548 และมอบหมายให้ ปตท. จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาวที่สอดคล้องกับเป้าหมายที่กำหนดในแผน แม่บทฯ ดังกล่าว นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาอนุมัติต่อไป
3. คณะอนุกรรมการพิจารณาราคาก๊าซธรรมชาติ ได้ดำเนินการให้เป็นไปตามมติดังกล่าวข้างต้นแล้วโดยได้ดำเนินการจัดทำสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. แล้วเสร็จ และได้มีการลงนาม ในสัญญาดังกล่าวแล้ว เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2539 โดยหลักการสำคัญๆ ของสัญญาฯ มีดังนี้คือ
3.1 เป็นสัญญาระยะยาว 20 ปี (ตั้งแต่ 1 พฤศจิกายน 2539 ถึง 30 กันยายน 2558)
3.2 กำหนดแผนการรับส่งตาม DCQ (ปริมาณก๊าซฯ เฉลี่ยต่อวันของปีสัญญา) กำหนดไว้เป็น รายปีในระดับ 540-960 พันล้านบีทียูต่อวัน
3.3 หากเกิดการลดปริมาณสำรองก๊าซฯ ของผู้ผลิตและ/หรือผู้ขายก๊าซฯ ปตท. จะพิจารณา ลดปริมาณก๊าซฯ ที่ส่งให้ลูกค้าตามลำดับก่อนหลัง ตามที่กำหนดไว้ในสัญญา
3.4 ใช้หลักเกณฑ์ Take or Pay Basis โดยจะมีบทปรับในกรณีขาดรับและขาดส่งยกเว้นกรณีเหตุสุดวิสัย
3.5 ราคาก๊าซฯ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซฯ และอัตราค่าผ่านท่อ ดังนี้
(1) ราคาเนื้อก๊าซฯ มี 2 ส่วนคือ ราคาก๊าซฯ จากปากหลุมผู้รับสัมปทานเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนัก ตามค่าความร้อนของเนื้อก๊าซฯ ในแต่ละเดือนที่ ปตท. รับจากผู้ผลิตจาก POOL 2 (ไม่รวม LNG) และค่าจัดหาและจำหน่ายกำหนดเป็นร้อยละ 1.75 ของราคาเนื้อก๊าซฯ
(2) อัตราค่าผ่านท่อประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) และต้นทุนผันแปร (Commodity Charge)
(3) การปรับอัตราค่าผ่านท่อจะมีการปรับเป็นระยะ (Periodic Adjustment) และการปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) โดยให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลดำเนินการของ สพช.
4. ปตท., กฟผ., สพช. กับกลุ่มบริษัทผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้ร่วมกันเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขาย ก๊าซฯ ระหว่าง ปตท. และ IPP จนแล้วเสร็จ และได้มีการลงนามในสัญญา เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2540 ระหว่าง ปตท., กฟผ. และบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ซึ่งเป็นกลุ่มบริษัทร่วมค้าระหว่าง บริษัท ไทยออยล์ จำกัด, บริษัท ยูโนแคล จำกัด และบริษัท เวสติ้งเฮ้าส์ จำกัด ซึ่งสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ดังกล่าวนี้จะถือเป็นสัญญามาตรฐานระหว่าง ปตท. กับ IPP รายอื่นๆ ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงต่อไปโดยมีสาระสำคัญของสัญญาฯ ดังนี้
4.1 สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และ IPP แต่ละราย (Gas Sale Agreement : GSA)
(1) เป็นสัญญาระยะยาว 20-25 ปี ขึ้นอยู่กับบริษัท IPP แต่ละราย
(2) ปริมาณซื้อขาย (DCQ) มีการกำหนดไว้สำหรับ IPP แต่ละราย โดยปริมาณรับซื้อในแต่ละปีจะขึ้นอยู่กับ กฟผ. โดย IPP ไม่มีข้อผูกพันในปริมาณรับซื้อ และ ปตท. ต้องพยายามจัดหาและส่งก๊าซฯ ให้ได้ในปริมาณที่ผู้ซื้อต้องการโดยไม่ต้องรับประกัน
(3) ปตท. จะเป็นผู้ลงทุนวางท่อและอุปกรณ์ เฉพาะส่วนของท่อส่งก๊าซฯ สายประธาน ส่วน IPP จะลงทุนวางท่อแยกจากระบบท่อสายประธาน แล้วโอนให้อยู่ในความดูแลของ ปตท. ต่อไป
(4) ราคาก๊าซฯ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก POOL 3 ที่รวมค่าตอบแทนในการจัดหา และจำหน่ายร้อยละ 1.75 บวกอัตราค่าผ่านท่อ
(5) เหตุสุดวิสัยเป็นไปตามมาตรฐานสัญญาทั่วไป โดยมีเหตุยกอ้างเพิ่มเติมเกี่ยวกับการวางท่อ ล่าช้าเนื่องจากติดปัญหาการขออนุมัติในเรื่องสิ่งแวดล้อมและเขตทางวางท่อส่ง ก๊าซฯ
(6) การโอนสิทธิให้กับสถาบันการเงินจำเป็นต้องได้รับความยินยอมจาก ปตท. เสียก่อน ส่วนเงื่อนไขข้อกฎหมายอื่นๆ เป็นไปตามสัญญาทั่วไป
4.2 สัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่าง ปตท. และ กฟผ. (Master Gas Sale Agreement : MGSA)
เป็นข้อผูกพันเกี่ยวกับ Take or Pay โดยได้มีการกำหนด Minimum Take Quantity ที่ กฟผ. จะต้องผูกพันซื้อก๊าซฯ ในแต่ละปีของปริมาณกำลังผลิตรวมของ IPP และการตกลงค่า DCQ ใหม่ เมื่อปริมาณ LNG เกินร้อยละยี่สิบ (20%) การกำหนดข้อตกลงเรื่องการ Redirect ก๊าซฯ ในกรณีที่ กฟผ. จะนำก๊าซฯ ไปใช้ หากโรงไฟฟ้า IPP ไม่สามารถรับซื้อก๊าซฯ ได้ รวมทั้งกรณีอื่นๆ เช่น ประเด็น Make up/Carry Forward ประเด็น Mininum Take Liability และเงื่อนไขอื่นๆ ที่สอดคล้องกับสัญญา GSA
5. ปัจจุบัน สพช. และ ปตท. อยู่ระหว่างการหารือเพื่อกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ใหม่สำหรับ SPP เพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. ขายให้กับกลุ่ม IPP
6. คณะอนุกรรมการพิจารณาราคาก๊าซธรรมชาติ ได้ดำเนินการจัดทำอัตราค่าผ่านท่อและกลไกในการปรับอัตราค่าผ่านท่อระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. แล้วเสร็จ และคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ให้มีการใช้อัตราค่าผ่านท่อดังกล่าว และตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นไป สพช. จะเป็นหน่วยงานที่ ทำหน้าที่กำกับดูแลการปรับอัตราค่าผ่านท่อ ซึ่งกำหนดให้มีการปรับเป็นระยะ (Periodic Adjustment) คือให้มีการทบทวนการคำนวณค่าผ่านท่อทุกระยะเวลา 5 ปี และ/หรือ ในกรณีที่มีการปรับเปลี่ยนการลงทุนใน Main System และการปรับเปลี่ยนตามดัชนี (Index Adjustment) ที่ให้ ปตท. ปรับอัตราค่าผ่านท่อในทุกๆ ปีสัญญาในส่วนที่เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและบำรุงรักษา
7. ปัจจุบัน ปตท. กำลังอยู่ระหว่างการจัดทำแผนการจัดหาก๊าซฯ ระยะยาวที่สอดคล้องกับเป้าหมายที่กำหนดไว้ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาอนุมัติต่อไป
8. สำหรับการศึกษาเรื่องการกำหนดราคาก๊าซอีเทนและโพรเพนซึ่งเป็นวัตถุดิบใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมีนั้น สพช. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องแล้ว ได้แก่ ปตท., บริษัท ปิโตรเคมีแห่งชาติ จำกัด (มหาชน) (NPC), และบริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด โดย ปตท. ได้ดำเนินการปรับสูตรราคาก๊าซอีเทน โพรเพน และ LPG ที่จำหน่ายให้แก่โรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี จากเดิมที่ใช้หลักการ Cost Plus หรือการกำหนดราคาตามต้นทุนการผลิตจริง เป็นใช้สูตรราคา Net back จากราคาผลิตภัณฑ์ของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ซึ่งมีผลทำให้ ราคาก๊าซฯ ที่เป็นวัตถุดิบดังกล่าวมีการเปลี่ยนแปลงอิงตามราคาผลิตภัณฑ์ในตลาดโลก โดยให้มีผลบังคับ ย้อนหลังตั้งแต่ต้นปี 2539 เป็นต้นมา ส่งผลให้ต้นทุนของราคาวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีในส่วนของก๊าซฯ ได้ลดลง โดยมีสูตรในการกำหนดราคาดังนี้
8.1 ราคาอีเทน โพรเพน และ LPG ใช้หลักการของ Netback Basis
ราคาวัตถุดิบ = Agreed Olefins Price - ต้นทุนการผลิตและผลตอบแทนของ NPC
8.2 ราคาขายโอเลฟิน (Agreed Olefin Price) จะกำหนดโดยอิงกับราคาโอเลฟินในตลาดโลก โดยใช้ราคาของสหรัฐอเมริกา (Net US Gulf Price) บวกด้วยส่วนเพิ่มพิเศษ (Premium) สาเหตุที่ต้องมีการกำหนดค่า premium เนื่องจากต้นทุนการผลิตของไทยสูงกว่าต่างประเทศ ในเรื่อง Utility Cost (ค่าน้ำ ค่าไฟฟ้า เชื้อเพลิง) และวัตถุดิบอื่นๆ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานการเยือนประเทศสหภาพพม่าของรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบถึงการเยือนประเทศสหภาพพม่าของรัฐมนตรี ประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) พร้อมด้วยผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กรมวิเทศสหการ และกระทรวงการ ต่างประเทศ ในระหว่างวันที่ 7-8 พฤษภาคม 2540 โดยได้เข้าพบรองนายกรัฐมนตรีที่ดูแลการส่งเสริมการลงทุน (Vice Admiral Maung Maung Khin) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (U Ohn Gyaw) และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (U Khin Maung Thein) ของสหภาพพม่า พร้อมทั้งได้หารือเรื่องพลังงานและการผันน้ำกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวง พลังงานและเจ้าหน้าที่ระดับสูงของกระทรวง ซึ่งสรุปผลการหารือได้ดังนี้
1. ประเทศสหภาพพม่ามีความประสงค์จะขายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทย ทั้งจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะในเรื่องของเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำซึ่งสหภาพพม่ามีศักยภาพสูงมาก โดยกระทรวงพลังงานได้ประเมินศักยภาพทางเทคนิคของการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำว่าอยู่ ในระดับสูงถึง 100,000 เมกะวัตต์ และได้ทำการศึกษาเบื้องต้นโครงการต่าง ๆ จำนวน 196 โครงการ รวมกำลัง การผลิต 38,000 เมกะวัตต์
2. โครงการเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำที่จะขายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทยมีหลายโครงการ โครงการที่มี การดำเนินการไปบ้างแล้วมี 2 โครงการ คือ เขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำกก ขนาดประมาณ 150 เมกะวัตต์ ในขณะนี้อยู่ระหว่างการทำ Feasibility Study โดยกลุ่มผู้ลงทุนอันประกอบด้วย MDX, Ital Thai และ Marubeni และ เขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำฮัทยี ขนาดประมาณ 400 เมกะวัตต์ ตั้งอยู่บนลำน้ำสาละวินตอนล่าง ขณะนี้ยังไม่ได้ให้สัมปทานแก่ผู้ลงทุน โดยบริษัท Jasmine อยู่ในข่ายที่จะได้รับการคัดเลือก
3. สำหรับการพัฒนาก๊าซธรรมชาติในอ่าวเมาะตะมะนั้น มีความก้าวหน้าไปมาก และคาดว่าจะมีก๊าซฯ เหลือเพิ่มเติมจากก๊าซฯ ที่ได้มีข้อผูกพันที่จะขายให้ไทยตามสัญญาซื้อขายก๊าซจากแหล่ง Yadana และ Yetagun แล้ว โดยในแปลงสัมปทานของ ARCO ก็เพิ่งมีการสำรวจพบก๊าซธรรมชาติ ดังนั้นก๊าซธรรมชาติในส่วนที่เหลือก็สามารถนำมาผลิตไฟฟ้าขายให้แก่ประเทศไทย ได้ด้วย
4. ประเทศไทยและสหภาพพม่าได้ตกลงว่า ประเทศไทยจะซื้อไฟฟ้าจากโครงการในประเทศสหภาพพม่ารวมทั้งหมด 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี ค.ศ. 2010 (พ.ศ. 2553) โดยรัฐบาลพม่าจะเป็นผู้คัดเลือกกลุ่มผู้ลงทุน แล้วมอบหมายให้มาเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับไทย โดยมีเงื่อนไขว่าจะต้องมีผู้ลงทุนไทยร่วมทุน อยู่ด้วยในระดับที่เหมาะสมในทุกโครงการ แต่เนื่องจากในช่วงปัจจุบันจนถึง ค.ศ. 2004 (พ.ศ. 2547) กฟผ. ได้เตรียมการผลิตไฟฟ้าจากแหล่งต่าง ๆ ไว้เรียบร้อยแล้ว (จาก IPP, SPP โครงการในลาวและโครงการของ กฟผ. เอง) ดังนั้น จึงไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการขนาดใหญ่ในสหภาพพม่าได้ แต่หากเป็นโครงการขนาดเล็กก็น่าจะรับซื้อได้ ทั้งนี้โครงการขนาดใหญ่จะต้องรอจนปี ค.ศ. 2005 (พ.ศ. 2548) เป็นต้นไป
5. การวางสายส่งจากสหภาพพม่ามายังประเทศไทยยังประสบปัญหาพอสมควรเพราะจะต้อง ผ่านพื้นที่ 1A หรือพื้นที่ป่าสงวน/อนุรักษ์อื่นๆ ดังนั้นทั้ง 2 ฝ่ายจะต้องร่วมกันวางแผนการวางระบบสายส่ง อย่างรอบคอบ โดยพยายามให้โครงการต่าง ๆ ในสหภาพพม่ามีการใช้สายส่งร่วมกันมากที่สุดเท่าที่จะทำได้
6. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพม่าได้แจ้งว่า ในขณะนี้ทางฝ่ายพม่าพร้อมที่จะพิจารณาและหารือกับรัฐบาลไทยในเรื่องของการ ผันน้ำให้แก่ประเทศไทยแล้ว
7. ทั้งสองฝ่ายได้ตกลงกันว่าจะมีการเจรจาในรายละเอียดเพิ่มเติมระหว่างกระทรวง พลังงานพม่ากับ สพช. เพื่อจัดทำข้อตกลงการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่าในรูปของ Memorandum of Understanding (MOU) ซึ่งจะมีการลงนามโดยรัฐบาลของทั้งสองประเทศประมาณเดือนกรกฎาคม 2540 ส่วนในเรื่องของ การผันน้ำจะจัดทำเป็น MOU อีกฉบับ สำหรับร่าง MOU ฉบับแรกนั้น ฝ่ายไทยจะเป็นผู้ร่างและจัดส่งให้กระทรวงพลังงานภายใน 2 สัปดาห์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 มาตรการเพิ่มเติมในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงเดือนมกราคม-เมษายน 2540 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบหนี ภาษีได้จำนวน 842,567 ลิตร ลดลงจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณ 3 ล้านลิตร โดยกรมศุลกากรสามารถจับกุมเรือประมงชื่อ พรอุดมชัยนาวี 2 มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 10,627 ลิตร เรือประมงดัดแปลง 1 ลำ มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 2,000 ลิตร และแท็งค์ลอยน้ำริมฝั่งจังหวัดสุราษฎร์ธานีมีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 13,500 ลิตร และกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางสามารถจับกุมเรือบรรทุกน้ำมันชื่อ ฟูจิมารู มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 500,000 ลิตร เรือไม่ทราบชื่อ 1 ลำ มีปริมาณน้ำมันดีเซลจำนวน 100,000 ลิตร และจับกุมสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงและร้านจำหน่ายรวม 36 ราย
2. ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2540 (มกราคม - มีนาคม ) มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 4,648.7 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 381.5 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 8.9 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะมีปริมาณ 4,419.7 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 335.3 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 8.2
3. การแก้ไขปัญหาการนำผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ได้รับยกเว้นภาษีไปขาย เป็นน้ำมันเบนซินและผสมจำหน่ายตามสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 มอบหมายให้กรมสรรพสามิตพิจารณากำหนดให้ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ใช้ เป็นวัตถุดิบใน โรงอุตสาหกรรมเป็นผลิตภัณฑ์ที่อยู่ในพิกัดของภาษีสรรพสามิตและให้มีการชำระ ภาษีเมื่อออกจาก โรงอุตสาหกรรมก่อนและขอคืนภาษีได้ภายหลัง หากนำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตสินค้านั้น หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีการดำเนินการดังนี้
3.1 กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการออกประกาศกระทรวงการคลังและประกาศกรมสรรพสามิตให้ สารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตของ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและสารละลายเป็นผลิตภัณฑ์ตามพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต โดยกำหนดเป็นทางเลือกให้ผู้ประกอบอุตสาหกรรมชำระภาษีสรรพสามิต เมื่อนำออกจากโรงอุตสาหกรรมก่อนในอัตราร้อยละ 30 ของมูลค่าหรือคิดเป็นจำนวนเงินลิตรละ 2.50 บาท หรือยื่นขอยกเว้นภาษีสรรพสามิตได้ แต่ต้องแจ้งรายชื่อและ ที่อยู่ของลูกค้าที่จะนำผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิต รวมทั้งคำยินยอมของลูกค้าที่ยอมให้ เจ้าหน้าที่เข้าตรวจสอบได้ จึงทำให้ผู้ประกอบอุตสาหกรรมส่วนใหญ่เลือกขอยกเว้นภาษีสรรพสามิต
3.2 เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2540 สำนักงานรองอธิบดีกรมตำรวจ (ฝ่ายป้องกันและปราบปรามอาชญากรรม 2) ได้ทำการจับกุมสถานีบริการน้ำมันทองหล่อบริการ เลขที่ 31/1 หมู่ 7 ต. โคกตูม อ. เมือง จ.ลพบุรี ซึ่งได้นำผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายที่ได้รับการยกเว้นภาษีสรรพสามิตมา ปลอมปนลงในน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อจำหน่ายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง จำนวนประมาณ 30,000 ลิตร โดยอาศัยช่องว่างของทางเลือกดังกล่าว ดังนั้น เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) จึงได้มีหนังสือด่วนมาก ที่ นร 0902/945 ลงวันที่ 28 เมษายน 2540 เสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลังพิจารณายกเลิกทางเลือกแก่ผู้ประกอบ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและสารละลายในการยกเว้นภาษีสรรพสามิต โดยให้มีการชำระภาษีสรรพสามิตก่อนและขอรับคืนได้ภายหลังหากนำไปใช้เป็นวัตถุ ดิบในการผลิตสินค้าของอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและสารละลาย
4. เนื่องจากในปัจจุบัน เจ้าหน้าที่ตำรวจยังไม่สามารถจับกุมสถานีบริการหรือคลังน้ำมันในข้อหาลักลอบ นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ เพราะไม่สามารถหาวิธีการพิสูจน์ความแตกต่างที่ชัดเจนว่าน้ำมันนั้นได้ชำระ ภาษีแล้วหรือไม่ ทำให้ต้องจับกุมในข้อหาอื่น ๆ เช่น ไม่มีใบอนุญาตประกอบกิจการเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ทวิ หรือจำหน่ายน้ำมันคุณภาพต่ำ ซึ่งช่วยแก้ไขปัญหาได้ชั่วคราว เมื่อสถานีบริการเหล่านี้ได้ขอใบอนุญาตอย่างถูกต้องและรับน้ำมันที่มีคุณภาพ ถูกต้องก็จะสามารถค้าน้ำมันที่ลักลอบหนีภาษีได้อีก ดังนั้นคณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตเร่งพิจารณาเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ชำระภาษีแล้ว ทั้งน้ำมันที่ผลิตในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศ และพิจารณาจัดหาอุปกรณ์ การตรวจสอบสาร Marker ให้แก่หน่วยงานปราบปรามให้เพียงพอ ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ดำเนินการศึกษาเปรียบเทียบสาร Marker ของบริษัทต่าง ๆ ซึ่งได้เสนอเข้ามาทั้งหมดแล้ว ผลปรากฏว่าสาร Marker ของบริษัท Biocode มีความเหมาะสมที่สุด แต่ขั้นตอนในการทดสอบมีมากจึงยุ่งยากในการทดสอบภาคสนาม บริษัทฯ จึงรับไปพิจารณาวิธีการทดสอบใหม่เพื่อให้ง่ายขึ้น โดยลดขั้นตอนเหลือเพียง 3 ขั้นตอน ขณะนี้กำลังรอผล การปรับลดขั้นตอนอยู่
อย่างไรก็ตาม กรมสรรพสามิตร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการใช้สาร Marker กับน้ำมันที่ผลิตและนำเข้าจะต้องเติมในน้ำมันปริมาณสูงมากทำให้ยุ่งยาก ดังนั้นเพื่อให้ปฏิบัติได้ง่ายอาจเปลี่ยนเป็นการเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออก รวมทั้งการส่งออกที่คลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปด้วย และให้กระทรวงพาณิชย์ให้การสนับสนุน โดยอาศัยอำนาจของกระทรวงพาณิชย์ตามพระราชบัญญัติการส่งออกไปนอกและการนำเข้า มาในราชอาณาจักรซึ่งสินค้า พ.ศ. 2522 กำหนดเป็นเงื่อนไขในการอนุญาตให้ส่งออกทั้งนี้เพื่อเร่งให้นำมาใช้ปฏิบัติ ได้เร็วขึ้น ภายในกลางปี 2540
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้กรมสรรพสามิตเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออก รวมทั้งการส่งออกที่คลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไป โดยมอบหมายให้ สพช. และกรมสรรพสามิตจัดหาสาร Marker ที่เหมาะสมเพื่อเร่งรัดให้การเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วดำเนินการได้โดยเร็วที่สุด
2.ให้กระทรวงพาณิชย์ให้การสนับสนุนโดยกำหนดให้การเติมสาร Marker เป็นเงื่อนไขในการอนุญาตให้ส่งออก
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด ได้มีหนังสือลงวันที่ 14 มีนาคม 2539 ถึงรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายปิยะณัฐ วัชราภรณ์) และอธิบดีกรมที่ดิน ขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 23 มกราคม 2539 ซึ่งอนุมัติให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ขอถอนสภาพที่ดินอันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินสำหรับประชาชนใช้ร่วมกันในเขต ของโรงกลั่นปิโตรเลียมของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด โดยเห็นว่าเป็นการดำเนินการเพื่อประโยชน์ของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด ที่จะสร้างโรงกลั่นน้ำมันขึ้นทับเส้นทางสาธารณประโยชน์ที่ประชาชนได้ใช้ ประโยชน์มาก่อน ดังนั้นควรให้สำนักงานเทศบาลฯ เป็นผู้เข้ามาจัดหาผลประโยชน์แทนการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เพื่อนำรายได้ไปสร้างสรรค์ประโยชน์แก่ท้องถิ่นโดยรวมต่อไป หรือให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ จัดหาที่ดินมาแลกเปลี่ยนกับทางสาธารณะ เพื่อเป็นแนวป้องกันผลกระทบระหว่างโรงงานและชุมชนต่อไป
2. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้เชิญผู้แทนหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ จังหวัดระยอง สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด กระทรวงอุตสาหกรรม การนิคมอุตสาหกรรม แห่งประเทศไทย กรมที่ดิน กรมโยธาธิการ และบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ มาประชุมหารือเพื่อหาข้อยุติ โดยมีความคืบหน้าเป็นลำดับมาดังนี้
2.1 สำนักงานเทศบาลฯ กับบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ ได้มีการเจรจาตกลงที่จะจัดหาที่ดินมา แลกเปลี่ยนกับทางสาธารณะและใช้เป็นเขตกันกระทบระหว่างโรงงานกับชุมชน ซึ่งที่ดินที่สำนักงานเทศบาลฯ เสนอให้จัดซื้อคือที่ดินที่อยู่ระหว่างโรงกลั่นน้ำมันของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ กับโรงเรียนมาบตาพุดพันพิทยาคาร แต่ปรากฏว่าไม่สามารถเจรจาตกลงกันได้ในเรื่องของราคาที่ดิน
2.2 หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาหาข้อยุติแนวทางอื่นๆ และเห็นว่าแนวทางที่ดีที่สุดคือ การขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีให้สำนักงานเทศบาลฯ เข้ามาเป็นผู้ขอถอนสภาพที่ดินสาธารณประโยชน์ และดำเนินการจัดหาผลประโยชน์แทนการนิคมอุตสาหกรรมฯ และเมื่อกรมที่ดินขายที่ดินที่ออกพระราชกฤษฎีกาถอนสภาพแล้วนั้นให้แก่สำนัก งานเทศบาลฯ ก็ให้สำนักงานเทศบาลฯ ดำเนินการให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ เช่าหรือเช่าซื้อที่ดินดังกล่าวเพื่อที่การนิคมอุตสาหกรรมฯ จะได้ให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ เช่าช่วงหรือรับโอนสิทธิการเช่าซื้อต่อไป ทั้งนี้ การเช่าหรือเช่าซื้อระหว่างสำนักงานเทศบาลฯ กับการนิคมอุตสาหกรรมฯ ควรเป็นสัญญาระยะยาวและมีเงื่อนไขให้สามารถนำไปให้เช่าช่วง หรือโอนสิทธิการเช่าซื้อได้ โดยขอให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ รับไปกำหนดในรายละเอียด
3. การนิคมอุตสาหกรรมฯ ได้มีหนังสือที่ อก 0803/3112 ลงวันที่ 27 พฤษภาคม 2540 ถึง สพช. แจ้งว่าเห็นด้วยกับแนวทางการหาข้อยุติดังกล่าว และเห็นควรกำหนดเงื่อนไขและรายละเอียดที่จำเป็น ดังนี้
3.1 ให้เทศบาลตำบลมาบตาพุดเป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ โดยให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ เป็น ผู้เช่าซื้อ ซึ่งมีระยะเวลาการเช่าซื้อ 3 ปี โดยชำระค่าเช่าซื้อเป็นรายปี และสามารถโอนสิทธิการเช่าซื้อให้แก่บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ ได้
3.2 การกำหนดราคาค่าเช่าซื้อควรใช้ราคาประเมินทุนทรัพย์ในการจดทะเบียนสิทธิและนิติกรรมในปัจจุบันของกรมที่ดิน
3.3 การคิดอัตราดอกเบี้ยค่าเช่าซื้อให้ใช้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้สำหรับลูกค้าชั้น ดี (Prime Rate) ของธนาคารพาณิชย์ของไทย บวกร้อยละ 1 ต่อปี
4. เมื่อ สพช. ได้จัดส่งระเบียบวาระการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2540 (ครั้งที่ 63) ไปยังกรรมการและผู้ที่เกี่ยวข้องก็ได้รับข้อเสนอเพื่อพิจารณาเพิ่มเติมจาก ผู้ว่าราชการจังหวัดระยอง และผู้แทนกรมที่ดิน ดังนี้
4.1 ผู้ว่าราชการจังหวัดระยอง มีข้อเสนอดังนี้
(1) การนิคมอุตสาหกรรมฯ ควรให้เช่าที่ดินแก่ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ เท่านั้น ไม่ควรให้เช่าซื้อ เพราะการเช่าซื้อจะทำให้กรรมสิทธิในที่ดินตกเป็นของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ ซึ่งจะมีลักษณะเหมือนเป็นการนำที่ดินสาธารณะไปจำหน่ายแก่บริษัทเอกชน และจะมีบริษัทอื่นๆ อีกหลายรายที่มีปัญหาที่ดินสาธารณะร้องขอเช่นนี้บ้าง
(2) การนิคมอุตสาหกรรมฯ ควรเป็นผู้เช่าที่ดินจากสำนักงานเทศบาลฯ เท่านั้น ไม่ควรเช่าซื้อ ทั้งนี้เพื่อให้กรรมสิทธิในที่ดินตกเป็นของสำนักงานเทศบาลฯ ตลอดไป แต่อย่างไรก็ดี หากคณะกรรมการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า ควรให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ เช่าซื้อจากทางสำนักงานเทศบาลฯ ได้ด้วย ทางจังหวัดระยองก็ไม่ขัดข้อง
4.2 ผู้แทนกรมที่ดิน มีข้อเสนอดังนี้
(1) ควรแก้ไขถ้อยคำในระเบียบวาระการประชุมที่ 4.2 ข้อ 5 ให้มีความชัดเจนว่าเป็นการขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เพื่อให้สำนักงานเทศบาลฯ เข้ามาเป็นผู้จัดการผลประโยชน์แทนการนิคมอุตสาหกรรมฯ โดยให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยมอบหมายให้สำนักงานเทศบาลฯ เป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ ตามมาตรา 11 แห่งประมวลกฎหมายที่ดิน ซึ่งแตกต่างจากมติคณะรัฐมนตรีเดิม ซึ่งให้การนิคมอุตสาหกรรมฯ ขอเป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ต่ออธิบดีกรมที่ดิน ตามมาตรา 10 แห่งประมวลกฎหมายที่ดิน
(2) ควรระบุไว้ในมติคณะรัฐมนตรีให้ชัดเจนว่า การถอนสภาพเพื่อจัดหาผลประโยชน์ไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้กับหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีขอทบทวนมติคณะรัฐมนตรีให้เพิกถอนสภาพที่ดิน อันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดิน สำหรับประชาชนใช้ร่วมกันในบริเวณโรงกลั่นปิโตรเลียมของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด และให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยอาศัยอำนาจตามมาตรา 11 แห่งประมวลกฎหมายที่ดินมอบหมายให้สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด เป็นผู้จัดหาผลประโยชน์ในที่ดินซึ่งถูกเพิกถอนสภาพดังกล่าว โดยให้สำนักงานเทศบาลตำบลมาบตาพุด ดำเนินการให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เช่าหรือเช่าซื้อที่ดินดังกล่าวเพื่อที่การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย จะได้ดำเนินการให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด เช่าต่อไป ทั้งนี้ หากการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเลือกที่จะทำการเช่าซื้อจากสำนักงาน เทศบาลตำบลมาบตาพุด ให้การเช่าซื้อมีเงื่อนไขและรายละเอียด ดังนี้
(1) ให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเช่าซื้อ โดยมีระยะเวลาการเช่าซื้อ 3 ปี ชำระค่าเช่าซื้อเป็นรายปี และสามารถนำไปให้ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด เช่าได้
(2) การกำหนดราคาค่าเช่าซื้อควรใช้ราคาประเมินทุนทรัพย์ในการจดทะเบียนสิทธิและนิติกรรมในปัจจุบันของกรมที่ดิน
(3) การคิดอัตราดอกเบี้ยค่าเช่าซื้อให้ใช้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้สำหรับลูกค้าชั้น ดี (Prime Rate) ของธนาคารพาณิชย์ของไทย บวกร้อยละ 1 ต่อปี
2.ให้การถอนสภาพเพื่อจัดหาผลประโยชน์ในข้อ 1 ไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้กับหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ
3.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาและกรมที่ดินรับไปดำเนินการกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการพิจารณาและขั้นตอนดำเนินการสำหรับการร้องขอเพิกถอนที่ดินสาธารณ ประโยชน์ในลักษณะเช่นนี้ รายต่อๆ ไป โดยเฉพาะในเรื่องการนำที่ดินไปจัดหาผลประโยชน์จะทำได้อย่างไรบ้าง เพื่อเป็นบรรทัดฐานให้มีการดำเนินงานได้โดยไม่ต้องให้มีการพิจารณาคำร้องขอ เป็นรายๆ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 6 ข้อเสนอปรับปรุงกฎเกณฑ์เพื่อส่งเสริมการแข่งขันของโรงกลั่นปิโตรเลียม
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วยโรงกลั่นปิโตรเลียม 4 ราย คือ บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน), บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด, บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด, และ บริษัท ไทยออยล์ จำกัด ได้มีหนังสือถึงกระทรวงอุตสาหกรรมแจ้งว่า ปัจจุบันได้มีโรงกลั่นน้ำมันบางรายและกิจการที่มีผลพลอยได้เป็นน้ำมัน เชื้อเพลิงบางรายไม่ต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษและยังได้รับสิทธิประโยชน์ จากการส่งเสริมการลงทุนด้วย ทำให้ 4 โรงกลั่นดังกล่าวอยู่ในฐานะที่เสียเปรียบ เพราะต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่รัฐ ดังนั้น จึงได้อาศัยสิทธิตามสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม และสิทธิตามสนธิสัญญาทางไมตรีและความสัมพันธ์ทางเศรษฐกิจระหว่างราชอาณาจักร ไทยกับสหรัฐอเมริกา เพื่อขอแก้ไขสัญญาจัดสร้างหรือขยายและประกอบกิจการฯ โดยขอยกเลิกการจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้แก่รัฐ
2. บริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด (มหาชน) ได้จัดตั้งหน่วยกลั่นคอนเดนเสท (Condensate Splitter) เพื่อผลิตผลิตภัณฑ์สำหรับโรงงานอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเป็นหลัก แต่มีผลิตภัณฑ์ผลพลอยได้ส่วนหนึ่งที่บริษัทฯ นำออกจำหน่ายเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยบริษัทฯ ไม่ต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้กับรัฐ และได้รับสิทธิประโยชน์จากการส่งเสริมการลงทุน เนื่องจากบริษัทฯ ได้จัดตั้งหน่วยกลั่นคอนเดนเสท ในบริเวณพื้นที่ "เขตประกอบการอุตสาหกรรม" ตามมาตรา 30 แห่งพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งเป็นพื้นที่ยกเว้นไม่ต้องยื่นขออนุญาตประกอบกิจการโรงงาน นอกจากนี้ยังมีกิจการอื่นๆ ที่มีผลพลอยได้เป็นน้ำมันเชื้อเพลิง เช่น บริษัท ไทยโอเลฟินส์ จำกัด, บริษัท กรุงเทพซินธิติกส์ จำกัด, บริษัท อะโรมาติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด, และบริษัท สยามเฆมี จำกัด เป็นต้น ซึ่งทุกบริษัทต่างได้รับสิทธิประโยชน์จากการส่งเสริมการลงทุน แต่ในปัจจุบันไม่มีข้อกำหนดใดๆ ที่สามารถบังคับให้บริษัทเหล่านั้นต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษในส่วนของ น้ำมันเชื้อเพลิงที่เป็นผลพลอยได้ที่จำหน่ายให้ผู้ใช้ในประเทศโดยตรง
3. การที่โรงกลั่นคอนเดนเสทของบริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทยฯ และกิจการที่มีผลพลอยได้เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวข้างต้น ได้รับสิทธิประโยชน์จากการส่งเสริมการลงทุน พร้อมกับไม่ต้องจ่ายเงิน ผลประโยชน์พิเศษ จึงอยู่ในฐานะที่ได้เปรียบโรงกลั่นอื่น เพราะต้นทุนการผลิตย่อมต่ำกว่าโรงกลั่นที่ต้องจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษให้ กับรัฐ
4. กระทรวงอุตสาหกรรมได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เจรจากับบริษัท เอสโซ่ฯ, บริษัท ไทยออยล์, บริษัท สตาร์ปิโตรเลียมฯ และบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยองฯ เพื่อดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ในการยกเลิกการเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษ ซึ่งจากการประชุมหารือได้ข้อยุติและสรุปเป็น ข้อเสนอ ดังนี้
4.1 รัฐจำเป็นต้องยกเลิกการเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน เพื่อให้เกิดความ เท่าเทียมกันของกิจการกลั่นน้ำมัน โดยการแก้ไขสัญญากับโรงกลั่นที่มีอยู่ในปัจจุบัน เพื่อยกเลิกการเก็บเงิน ผลประโยชน์พิเศษ
4.2 เพื่อรักษารายได้ของรัฐ ซึ่งได้รับผลกระทบจากการยกเลิกการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษ จึงต้องเพิ่มการเก็บรายได้ของรัฐจากส่วนอื่นในโครงสร้างราคาน้ำมัน และเพื่อให้รายได้ส่วนนี้เข้าสู่ส่วนกลาง จึงเห็นควรโอนเงินผลประโยชน์พิเศษไปเป็นภาษีสรรพสามิต นอกจากนี้เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบต่อราคาขายปลีก เห็นควรให้ลดอากรขาเข้าน้ำมันลงมา
5. จากการศึกษาทางเลือกต่างๆ ของการโอนเงินผลประโยชน์พิเศษไปเป็นภาษีสรรพสามิต สรุปได้ว่า ให้เพิ่มภาษีสรรพสามิตของน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนช้าขึ้น 5.5 สตางค์/ลิตร น้ำมันเตา เพิ่มขึ้นร้อยละ 0.5 ของมูลค่า โดยที่ภาษีสรรพสามิตของ LPG ไม่มีการเปลี่ยนแปลง และในขณะเดียวกันให้ ลดอากรขาเข้าของน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลลง 5.5 สตางค์/ลิตร เหลือ 1 สตางค์/ลิตร ซึ่งตามทางเลือก ดังกล่าวจะไม่ทำให้รายได้ของรัฐลดลง แต่รัฐจะมีรายได้เพิ่มขึ้น 50 ล้านบาท/ปี ในขณะที่ผลกระทบต่อราคาขายปลีกต่ำสุด คือ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล ไม่เปลี่ยนแปลง มีเฉพาะราคาขายปลีกของน้ำมันเตาที่สูงขึ้นเพียง 1.7 สตางค์/ลิตร
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาจัดสร้างหรือขยายและประกอบกิจการ โรงกลั่นน้ำมัน ระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรมกับบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) บริษัท ไทยออยล์ จำกัด บริษัทสตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จำกัด และกับบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด เพื่อยกเลิกการจัดเก็บเงิน ผลประโยชน์พิเศษ โดยมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปลงนามกับคู่สัญญาต่อไป
2.ให้กระทรวงการคลังดำเนินการ ดังนี้
- (1) เพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลขึ้น 5.5 สตางค์ต่อลิตร เพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาขึ้นร้อยละ 0.5 ของมูลค่า
- (2) ลดอากรขาเข้าน้ำมันเบนซิน ก๊าด และดีเซลลง 5.5 สตางค์ต่อลิตร เหลือ 1.0 สตางค์ต่อลิตร โดยให้มีการเปลี่ยนแปลงอัตราภาษีและอากรขาเข้ามีผลบังคับใช้ในวันที่มีการลง นามในสัญญาตามข้อ 1
3.ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 เรื่อง นโยบายการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน โดยให้การตั้งโรงกลั่นน้ำมันไม่ต้องมีสัญญากับกระทรวงอุตสาหกรรม และให้ปฏิบัติเช่นเดียวกับการตั้งโรงงานอื่นๆ ส่วนสิทธิประโยชน์ในการส่งเสริมการลงทุนให้เป็นไปตามเงื่อนไขที่คณะกรรมการ ส่งเสริมการลงทุนกำหนด
4.ให้กระทรวงอุตสาหกรรมพิจารณาทบทวนแก้ไขสัญญาสำหรับโรงกลั่นอีก 3 ราย ที่ยังมีสัญญาจ่ายเงินผลประโยชน์พิเศษแก่รัฐ ได้แก่ บริษัท สุโขทัยปิโตรเลียม จำกัด บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด และบริษัท ไทยบิทูเมน จำกัด โดยให้ใช้แนวทางเดียวกับการแก้ไขสัญญาที่ได้รับความเห็นชอบแล้วตามข้อ 1 หากมี การร้องขอจากบริษัทดังกล่าวให้มีการทบทวนแก้ไขสัญญา
เรื่องที่ 7 แนวทางการปรับโครงสร้างองค์กรการไฟฟ้านครหลวง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบแนวทางในการปรับโครงสร้างและการแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งได้กำหนดรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในระยะยาว (ปี 2543-2548 เป็นต้นไป) และ โครงสร้างกิจการไฟฟ้าในระยะปานกลาง (ปี 2539-2542) ซึ่งในระยะยาวจะมีลักษณะการแยกกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการสายส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution) ให้ชัดเจน โดยแต่ละกิจการจะถูกแปรสภาพเป็นบริษัทจำกัด และรัฐจะลดบทบาทของตน โดยการเพิ่มบทบาทของเอกชน และ/หรือกระจายหุ้นให้ประชาชน สำหรับระยะปานกลางซึ่งเป็นช่วงของ การเปลี่ยนแปลงเพื่อนำไปสู่โครงสร้างของกิจการไฟฟ้าในระยะยาว จำเป็นต้องมีการปรับโครงสร้างและมี การแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ จากกิจการผูกขาดโดยรัฐมาสู่การส่งเสริมบทบาทเอกชนและการส่งเสริมการบริหาร งานเชิงพาณิชย์
2. ขั้นตอนในการดำเนินงานปรับโครงสร้างและการแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ทำหน้าที่กำกับดูแลให้มีการดำเนินการในกิจกรรมต่างๆ ต่อไป โดยได้มีการกำหนดขั้นตอนการดำเนินงานของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และให้ นำเสนอแนวทางการแปรรูปกิจการ กฟน. ต่อคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว ซึ่งจะต้องสอดคล้องกับแนวทางในการแปรรูปกิจการไฟฟ้าที่คณะรัฐมนตรีให้ความ เห็นชอบแล้วในข้อ 1
3. กฟน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ลงวันที่ 18 เมษายน 2540 เสนอผังโครงสร้างองค์กร กฟน. ในอนาคต โดยจัดแบ่งงานเป็น 2 ส่วน คือ รูปแบบโครงสร้างองค์กรในระยะยาว (ปีงบประมาณ 2543 เป็นต้นไป) และรูปแบบโครงสร้างองค์กรในระยะปานกลาง (ปีงบประมาณ 2541-2542) โดยมีโครงสร้าง ดังนี้
3.1 รูปแบบโครงสร้างองค์กรในระยะยาว (ปีงบประมาณ 2543 เป็นต้นไป) ประกอบด้วยส่วนสำคัญ 2 ส่วน คือ
3.1.1 ส่วนที่เป็นรัฐวิสาหกิจ ประกอบด้วย
(1) ศูนย์บริหารองค์กร (Corporate Center) ทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางในการกำหนดนโยบายและวางแผนการดำเนินการในงานหลัก 5 ด้าน คือ แผนรัฐวิสาหกิจ (Corporate Planning) การเงินและการลงทุน (Finance & Investment) ทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) งานพัฒนาธุรกิจ (Business Development) และงานอำนวยการคณะกรรมการและผู้บริหารระดับสูง (Board & Management Affairs)
(2) กลุ่มงานบริการลูกค้า (Supply) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานบริการลูกค้า (Customer Service) และงานจัดเก็บรายได้ (Billing)
(3) กลุ่มงานระบบจำหน่าย (Distribution System) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานด้านระบบจำหน่าย (Distribution System) และงานสนับสนุนด้านเทคนิคของระบบจำหน่าย (Technical Support)
(4) หน่วยธุรกิจ (Business Unit) ประกอบด้วยงานผลิตและซ่อมบำรุง เครื่องกล ยานพาหนะ อุปกรณ์ไฟฟ้า ผลิตภัณฑ์โลหะและอุปกรณ์ต่างๆ งานเทคโนโลยีสารสนเทศและโทรคมนาคม งานกฎหมาย งานโรงพยาบาล งานฝึกอบรมและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ งานบริการภายใน งานทดสอบอุปกรณ์ไฟฟ้า งานวิศวกรรมและออกแบบ งานก่อสร้างระบบไฟฟ้าและโยธา
3.1.2 ส่วนที่เป็นบริษัทในเครือ (Subsidiary Companies) ประกอบด้วย
(1) บริษัทบริการระบบไฟฟ้า (Electrical System Services Company)
(2) บริษัทออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์คอนกรีต (Product Designs and Manufacturing Company)
(3) บริษัทบริการการใช้พลังไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (Energy Service Company : ESCO)
3.2 รูปแบบโครงสร้างในระยะปานกลาง (ปีงบประมาณ 2541-2542) ประกอบด้วยส่วนสำคัญ 2 ส่วนคือ
3.2.1 ส่วนที่เป็นรัฐวิสาหกิจ ประกอบด้วย
(1) ศูนย์บริหารองค์กร (Corporate Center) ทำหน้าที่เป็นศูนย์รวมงานด้าน สนับสนุนองค์กร (Support Activity) โดยหน้าที่ส่วนใหญ่ จะกำหนดนโยบายและวางแผน ซึ่งประกอบด้วยงานหลัก 4 ด้าน คือ แผนรัฐวิสาหกิจ (Corporate Planning) การเงินและการลงทุน (Finance & Investment) ทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) และงานอำนวยการคณะกรรมการและผู้บริหารระดับสูง (Board & Management Affairs)
(2) กลุ่มงานบริการลูกค้า (Supply) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานบริการลูกค้า (Customer Service) และงานจัดเก็บรายได้ (Billing)
(3) กลุ่มงานระบบจำหน่าย (Distribution System) ประกอบด้วยงานหลัก 2 ด้าน คือ งานด้านระบบจำหน่าย (Distribution System) และงานสนับสนุนด้านเทคนิคของระบบจำหน่าย (Technical Support)
(4) หน่วยธุรกิจ (Business Unit) ประกอบด้วยงานผลิตและซ่อมบำรุง เครื่องกล ยานพาหนะ อุปกรณ์ไฟฟ้า ผลิตภัณฑ์โลหะและอุปกรณ์ต่างๆ งานเทคโนโลยีสารสนเทศและโทรคมนาคม งานกฎหมาย งานโรงพยาบาล งานฝึกอบรมและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ งานบริการภายใน งานพัฒนาธุรกิจ งานออกแบบด้านไฟฟ้าและโยธา งานก่อสร้างระบบไฟฟ้าและโยธา
3.2.2 ส่วนที่เป็นบริษัทในเครือ (Subsidiary Companies) ประกอบด้วย
(1) งานบริการระบบไฟฟ้า (Electrical System Services)
(2) งานออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์คอนกรีต (Product Designs and Manufacturing)
(3) งานบริการการใช้พลังไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (Energy Efficiency Service : ESCO)
4. การปรับผังโครงสร้างของ กฟน. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในส่วนของการแยกกิจการหลัก คือ กิจการระบบจำหน่าย(Distribution) และ กิจการงานบริการลูกค้า (Supply) ออกจากกิจการอื่นๆ ซึ่งสามารถจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจ หรือบริษัทในเครือตาม ความเหมาะสมต่อไป การดำเนินการดังกล่าวทำให้มีการแยกต้นทุนการดำเนินการในแต่ละกิจกรรมได้ ชัดเจน ซึ่งจะสอดคล้องกับแนวนโยบาย 2 ประการ คือ
4.1 แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าด้านราคาและคุณภาพบริการของกิจการหลักเป็น แนวทางใหม่ที่ให้แรงจูงใจ (ในรูปของ Retail Price Index - Efficiency หรือ RPI-X) ในการเพิ่มประสิทธิภาพบริการและการดำเนินกิจการสำหรับแต่ละกิจกรรม (การผลิต สายส่ง สายจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้า)
4.2 สอดคล้องกับแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในอนาคต ซึ่งกิจการจำหน่ายไฟฟ้าในระยะปานกลางจะยังคงสภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ และในระยะยาวจะเปิดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถซื้อไฟฟ้าได้ โดยตรงจากผู้ผลิตโดยอาศัยบริการผ่านสายจำหน่าย เพื่อให้เกิดการแข่งขันและเพิ่มทางเลือกแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า
5. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 1/2540 (ครั้งที่ 20) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2540 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างองค์กร กฟน.ในอนาคตตามที่ กฟน. เสนอดังกล่าวข้างต้น โดยให้ กฟน. รับไปจัดทำรายละเอียดแผนปฏิบัติการ แล้วนำเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบผังโครงสร้างองค์กรการไฟฟ้านครหลวง ตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างองค์กรของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ในอนาคตตามที่ กฟน. เสนอ โดยให้ กฟน. รับไปจัดทำรายละเอียดแผนปฏิบัติการแล้ว นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 8 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ.2540 - 2554)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538 อนุมัติแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (พ.ศ. 2538-2554) หรือ PDP 95-01 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุน ด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ ต่อมาความต้องการไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นเร็วกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ ซึ่งอาจทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2544 ไม่เพียงพอกับความต้องการ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงมีมติให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) เพิ่มเป็น 3,200 เมกะวัตต์ และให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) เพิ่มจากที่ประกาศรับซื้อไว้แล้วในรอบแรก เป็น 5,800 เมกะวัตต์ และในส่วนของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เพิ่มเป็น 3,000 เมกะวัตต์ พร้อมทั้งขยายระยะเวลาสิ้นสุดการรับซื้อไฟฟ้าเป็นปี 2549
2. ในช่วงปี 2539 ปรากฏว่าภาวะเศรษฐกิจของประเทศชะลอลงมากและมีแนวโน้มชะลอตัวอย่าง ต่อเนื่องมีผลให้ภาวะเศรษฐกิจในช่วงปี 2540-2541 มีความไม่แน่นอนอยู่มาก ดังนั้น ในเดือนตุลาคม 2539 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จึงได้ปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้อง การไฟฟ้าของประเทศที่เกิดขึ้นจริงในปี 2539 และได้จัดทำการพยากรณ์เพิ่มเติมอีกชุดคือ "กรณีต่ำ" กฟผ. จึงได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (พ.ศ. 2540-2554) หรือ PDP 97-01 ให้สอดคล้องกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ฉบับเดือนตุลาคม 2539 เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนแทนแผนชุดเดิม (PDP 95-01) โดยจัดทำเป็นแผนหลัก และกรณีศึกษา
3. แผนหลัก มีสาระสำคัญไม่แตกต่างจากแผนเดิม (PDP 95-01) โดยจะแตกต่างในส่วนของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP, SPP และ สปป.ลาว ซึ่งมีปริมาณมากกว่าเดิม แต่ในส่วนของโครงการ ยังเหมือนเดิม ยกเว้นสถานที่ตั้งและขนาดของโครงการมีความชัดเจนมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนภาคใต้เครื่องที่ 1 และ 2 (เครื่องละ 300 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 2 และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี ชุดที่ 1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ (ถ่านหิน) เครื่องที่ 1 และ 2 (2 x 1,000 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทับสะแก (ก๊าซ/ถ่านหิน) เครื่องที่ 1 และ 2 (2 x 1,000 เมกะวัตต์) และเปลี่ยนที่ตั้งโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับจุฬากรณ์ เครื่องที่ 1 และ 2 (2 x 200 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับคีรีธาร เครื่องที่ 1-3 (3 x 220 เมกะวัตต์) สำหรับโครงการที่ชะลอตัวไปจากเดิม คือ สายส่ง 500 กิโลโวลต์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน ระยะที่ 2
4. กรณีศึกษา เป็นกรณีที่การใช้ไฟฟ้าในอนาคตไม่เพิ่มขึ้นอย่างที่คาดคะเนไว้ โดยใช้ผลการพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้ากรณีต่ำ ซึ่งมีสาระสำคัญคือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 2 และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนสุราษฎร์ธานี ชุดที่ 1 สามารถชะลอออกไปได้ 1 ปี ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ระยะที่ 2 สามารถชะลอออกไปได้ 2 ปี สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP) ระยะที่ 2 ที่จะดำเนินการในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ลดลงเป็น 1,300 เมกะวัตต์ และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชน ในประเทศ และ/หรือ การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 และสามารถจ่ายไฟฟ้าได้ในแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 10 ลดลงประมาณ 2,900 เมกะวัตต์ เหลือ 12,500 เมกะวัตต์
5. เงินลงทุนในแผนหลักช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 (2540-2544) และฉบับที่ 9 (2545-2549) สรุปได้ดังนี้
5.1 เงินลงทุนในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 8 ในส่วนของ กฟผ. เป็นเงินทั้งสิ้น 268,000 ล้านบาท ประกอบด้วยเงินตราต่างประเทศ 122,500 ล้านบาท และเงินบาท 145,500 ล้านบาท
5.2 เงินลงทุนในช่วงแผนพัฒนาฯ ฉบับที่ 9 ในส่วนของ กฟผ. เป็นเงินทั้งสิ้น 201,000 ล้านบาท ประกอบด้วยเงินตราต่างประเทศ 82,000 ล้านบาท และเงินบาท 119,000 ล้านบาท
6. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ประชุมหารือระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเกี่ยวกับแผนพัฒนากำลังผลิต ไฟฟ้าดังกล่าวและมีความเห็น ดังนี้
6.1 เห็นควรให้มีการออกประกาศเชิญชวน IPP รอบต่อไปในช่วงกลางปี 2541
6.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ส่วนหนึ่งอาจเป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน
6.3 ในส่วนของ SPP ตามสัญญาระยะยาวประเภท Firm ขณะนี้ราคาอยู่ในระดับที่สูงกว่าระดับที่ได้รับซื้อจาก IPP และในอนาคตการรับซื้อจาก SPP ประเภท Firm ควรใช้ระบบการประมูลแข่งขันเช่นเดียวกับ IPP ส่วนโครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการประเภท Non-Firm ให้ดำเนินการตามระเบียบ SPP ปัจจุบันต่อไป
6.4 ปัจจุบันปริมาณการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้ายังคงอยู่ในระดับที่ค่อนข้าง สูง เพราะปริมาณก๊าซธรรมชาติที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จะจัดหาให้ กฟผ. มีไม่เพียงพอ ขณะนี้ ปตท. คาดว่าจะสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. ได้มากกว่าที่คาดการณ์ไว้เดิม ประกอบกับการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าบางปะกงและพระนครใต้ มีการปล่อยฝุ่นละอองสูงกว่าเกณฑ์มาตรฐานที่กรมโรงงานอุตสาหกรรมกำหนด จึงเห็นควรให้ ปตท. เร่งดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมแก่ กฟผ. เพื่อทดแทนน้ำมันเตาในโรงไฟฟ้า พลังความร้อน
6.5 นอกจากนี้ สพช. มีความเห็นเพิ่มเติมว่า แม้ กฟผ. จะลดบทบาทของตนในการผลิตไฟฟ้าลง แต่เงินลงทุนในช่วงแผนฯ 8 ยังสูงมาก และสูงกว่าแผนชุดเดิมที่ได้รับอนุมัติปี 2538 ประกอบกับการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในรูป IPP ในช่วงที่ผ่านมา ราคารับซื้ออยู่ในระดับที่ต่ำกว่ากรณีที่ กฟผ. ดำเนินการเอง และเมื่อคำนึงถึงภาวะเศรษฐกิจและฐานะการเงินของรัฐในปัจจุบันด้วยแล้ว สพช. เห็นว่า กฟผ. ยังไม่มีความจำเป็นที่ จะต้องสร้างโรงไฟฟ้าทับสะแก
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ในช่วง พ.ศ. 2540-2554 ตามที่ กฟผ. เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ โดยมีความต้องการเงินลงทุนในช่วงแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8-9 ดังนี้
เงินลงทุน (ล้านบาท)
เงินตราต่างประเทศ | เงินบาท | รวม | |
แผนฯ 8 |
122,500 | 145,500 | 268,000 |
แผนฯ 9 | 82,000 | 119,000 | 201,000 |
รวม | 204,500 | 264,500 | 469,000 |
2.เห็นชอบ "กรณีศึกษา" เป็นกรอบทางเลือกในการดำเนินการของ กฟผ. ในกรณีที่การใช้ไฟฟ้าในอนาคตไม่เพิ่มขึ้นอย่างที่คาดคะเนไว้
3.ให้ใช้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในข้อ 1 และ 2 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการที่ กฟผ. จะดำเนินการเอง ในช่วง พ.ศ. 2540-2554 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โครงการใหม่ที่จะขออนุมัติดำเนินการในช่วง พ.ศ. 2540-2554 มีดังนี้
โครงการ | กำลังผลิต (เมกะวัตต์) |
กำหนดแล้วเสร็จ | |
ก. | แผนหลัก | ||
1. | โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำ | ||
1.1 พลังน้ำเขื่อนคิรีธาร (สูบกลับ) เครื่องที่ 1-3 | 3x220 | มกราคม 2548 | |
1.2 พลังน้ำเขื่อนจุฬาภรณ์ (สูบกลับ) เครื่องที่ 1-4 | 4x200 | มี.ค. 50 - มี.ค. 51 | |
2. | โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน | ||
2.1 พลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 1 และ 2 (น้ำมัน/ก๊าซ) | 2x300 | ม.ค. 43 - มี.ค. 44 | |
2.2 พลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี ชุดที่ 1 (ก๊าซ) | 1x300 | เมษายน 2546 | |
2.3 พลังความร้อนทับสะแก เครื่องที่ 1 และ 2 (ก๊าซ/ถ่านหิน) | 2x1,000 | ต.ค. 48 - มี.ค. 49 | |
3. | โครงการระบบส่งไฟฟ้า | ||
3.1 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 10 (2540-2545) | - | 2544 - 2545 | |
3.2 ระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการหงสา 3.3 สายส่ง 115 กิโลโวลท์ เชียงใหม่ 2 - แม่ฮ่องสอน |
- | 2544 - กันยายน 2545 | |
3.4 ระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาวระยะที่ 2 | - | 2545 - 2546 | |
3.5 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 11 (2542-2547) | - | 2546 - 2547 | |
3.6 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 12 (2544-2549) | - | 2548 - 2549 | |
3.7 ขยายระบบไฟฟ้าในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ระยะที่ 2 | - | 2546 - 2549 | |
3.8 สายส่ง 500 กิโลโวลท์ สำหรับโรงไฟฟ้าเอกชน ระยะที่ 2 | - | 2551 - 2552 | |
โครงการ | กำลังผลิต (เมกะวัตต์) |
กำหนดแล้วเสร็จ | |
3.9 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 13 (2546-2551) | - | 2550 - 2551 | |
3.10 ขยายระบบไฟฟ้า ระยะที่ 14 (2548-2553) | - | 2552 - 2553 | |
3.11 งานขยายระบบไฟฟ้า และงานก่อสร้างเบ็ดเตล็ด ที่มิได้รวบรวมเป็นโครงการ | - | 2540 - 2549 | |
ข. | กรณีศึกษา (Sensitivity Study) | ||
โครงการที่จะขออนุมัติดำเนินการ ในช่วง พ.ศ. 2540-2554 ของกรณีศึกษา จะเหมือนกับกรณีแผนหลัก จะต่างกันในส่วนของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า จากเอกชนของกรณีศึกษา จะน้อยกว่ากรณีแผนหลัก 2,900 เมกะวัตต์ |
สำหรับขั้นตอนการเสนอและอนุมัติโครงการให้ยึดถือตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้เคยมีมติไปแล้วเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538
4.มอบหมายให้ กฟผ. ร่วมกับ สพช. รับไปดำเนินการจัดทำร่างประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รอบที่ 2 แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ความเห็นชอบเพื่อให้สามารถออกประกาศได้ประมาณกลางปี 2541 โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพิ่มเติมในช่วงแผนฯ 8-10 ดังนี้
หน่วย : เมกะวัตต์
ปี | แผนหลัก | กรณีศึกษา | ||||
งบประมาณ | Base/Intermediate Load | ภาคใต้ | กังหันก๊าซ | Base/Intermediate Load | ภาคใต้ | กังหันก๊าซ |
2548 | 1,000 | 300 | - | 1,000 | - | - |
2549 | 1,000 | - | - | - | 300 | - |
2550 | 2,000 | 300 | - | 1,000 | - | - |
2551 | 2,600 | 300 | 200 | 2,600 | 300 | - |
2552 | 3,000 | - | - | 3,000 | 300 | - |
2553 | 2,600 | 300 | 400 | 2,600 | - | - |
2554 | 2,000 | 300 | 400 | 2,000 | 300 | 400 |
สำหรับโครงการในต่างประเทศ วิธีการดำเนินการให้เป็นไปตามข้อตกลงระหว่างรัฐบาลหรือตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติจะกำหนด
5.ให้ กฟผ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในรูป Non-Firm โดยไม่มีกำหนดเวลาและปริมาณ แต่ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับความมั่นคงและความสามารถของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้
6.มอบหมายให้ ปตท. รับไปดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติมให้แก่ กฟผ. เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันเตาซึ่งก่อให้เกิดปัญหามลภาวะ
เรื่องที่ 9 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้ร่วมลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือด้านการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ณ นครเวียงจันทน์ โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้าให้ได้ปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 เพื่อจำหน่ายให้ประเทศไทย ทั้งนี้รัฐบาลไทยได้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ-ล.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินงานและประสานความร่วมมือกับ สปป.ลาว เพื่อให้เป็นไปตามบันทึก ความเข้าใจดังกล่าว
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2538 เห็นชอบบันทึกความเข้าใจระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการห้วยเฮาะ (ประกอบด้วยการไฟฟ้าลาว 20%, บริษัทแดวู/เกาหลีใต้ 60%, บริษัทล็อกซ์เล่ย์ จำกัด 20%) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 มกราคม 2539 ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว
3. คปฟ.-ล ได้ดำเนินการเจรจาเพื่อจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะกับกลุ่ม ผู้พัฒนาโครงการ และรัฐบาล สปป. ลาว จนได้ข้อยุติ โดยคณะกรรมการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ได้อนุมัติร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะเมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2540 รวมทั้งเห็นชอบให้ยกเว้นการนำเสนอ ร่างสัญญาฉบับดังกล่าวต่อสำนักงานอัยการสูงสุดเนื่องจากรูปแบบของร่างสัญญา และสาระสำคัญเป็นไปใน แนวทางเดียวกันกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน-หินบุน ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว โดยมีสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ ดังนี้
3.1 การพัฒนาโครงการและการเชื่อมโยงระบบ มีดังนี้
(1) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการเป็นผู้ออกแบบการก่อสร้างโครงการ (Project Facilities) และผลิตกระแสไฟฟ้าให้เป็นไปตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement-PPA) โดย กฟผ. มีสิทธิพิจารณาตรวจสอบและให้ความเห็นในเอกสารต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับโครงการ
(2) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ และ กฟผ. จะร่วมกันลงทุนก่อสร้างระบบเชื่อมโยงข้ามพรมแดนไทย-ลาว ตามเงื่อนไขที่ กฟผ. กำหนด โดย กฟผ. จะต้องสร้างสายส่งเพิ่มจากระบบสายส่งของ กฟผ. ที่มีอยู่เดิมเพื่อรับกระแสไฟฟ้าจากโครงการให้แล้วเสร็จตามเงื่อนไขของสัญญา
(3) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องจัดเตรียมเอกสารให้ กฟผ. ตามวันที่กำหนด ได้แก่ หลักฐานที่ได้รับอนุมัติจากรัฐบาล สปป.ลาว ใบอนุญาตต่างๆ สัญญาเช่าสิทธิเหนือ ทรัพย์สินหรือสิทธิผ่านทางเพื่อการเข้าออกทรัพย์สินของผู้อื่น หลักฐานการกู้เงิน ที่ลงนามแล้ว สำเนาข้อตกลงเกี่ยวกับการเดินเครื่องและบำรุงรักษาที่ได้ลงนามแล้ว
3.2 การจัดหาและการรับซื้อไฟฟ้า มีดังนี้
(1) กฟผ. มีสิทธิในการควบคุมการเดินเครื่องจ่ายไฟฟ้าให้เป็นไปตามปริมาณน้ำที่มี และเป็นไปตามกฎเกณฑ์ใน Grid Code
(2) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องเดินเครื่องตามคุณสมบัติการทำงานของหน่วยผลิต ไฟฟ้า ที่กำหนดไว้ท้ายสัญญา โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา ณ จุดส่งมอบเท่ากับ 126 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังงานไฟฟ้าส่งมอบโดยเฉลี่ย 533 ล้านหน่วยต่อปี ปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูงสุด 615 ล้านหน่วยต่อปี และต่ำสุด 394 ล้านหน่วยต่อปี
(3) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องส่งกระแสไฟฟ้า 100% ของพลังงานที่ผลิตได้หักด้วย พลังงานที่ใช้ในโรงไฟฟ้าและจ่ายให้กับ Local Load (รวมไม่เกิน 2.0 เมกะวัตต์) และพลังงานที่สูญเสียในระบบส่งจนถึงจุดส่งมอบ
(4) กฟผ. จะต้องซื้อกระแสไฟฟ้าจากกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ในปริมาณไม่น้อยกว่า 95% ของพลังงานที่ผลิตได้ ณ จุดส่งมอบ ในช่วงวันจันทร์ถึงวันเสาร์ โดยไม่มีข้อผูกพัน ที่จะซื้อพลังงานไฟฟ้าในวันอาทิตย์
3.3 การส่งมอบพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้
(1) คุณภาพของพลังงานไฟฟ้า จะต้องเป็นไปตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน Grid Code และเงื่อนไขตามสัญญา โดยจะส่งมอบกัน ณ จุดส่งมอบที่พรมแดนไทยลาว
(2) กฟผ. จะต้องจ่ายเงินอย่างน้อย 95% ของพลังงานที่ผลิตได้ ณ จุดส่งมอบ แม้ว่า กฟผ. จะไม่สามารถรับพลังงานไฟฟ้าได้เนื่องจากการขัดข้องของระบบของ กฟผ. เอง
3.4 ราคารับซื้อไฟฟ้า มีดังนี้
(1) อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าคิดราคาในปี 2537 เท่ากับ 4.22 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
(2) ก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Pre Commercial Operation Date) จะใช้อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าแบบ Non-firm เช่นเดียวกับการรับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer)
(3) การปรับอัตราค่าไฟฟ้าจะปรับขึ้น 3% ต่อปี ตั้งแต่ 1 มกราคม 2537 ถึงวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Commercial Operation) แต่ไม่เกิน 1 มกราคม 2542 และจะไม่มีการปรับอัตราค่าไฟฟ้าจนกว่าจะมีการเดินเครื่องจ่ายไฟฟ้าครบ 12 เดือน หลังจากนั้นให้ปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นปีละ 35% ของอัตราการเพิ่มขึ้นของดัชนีราคาผู้บริโภคสหรัฐฯและไทย ในสัดส่วนที่เท่ากัน
3.5 อายุของสัญญาและกำหนดวันเดินเครื่องเข้าระบบ สัญญาซื้อขายไฟฟ้ามีอายุ 30 ปี โดยกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Scheduled Commercial Operation Date) วันที่ 1 กันยายน 2542
3.6 บทปรับ มีดังนี้
(1) กรณีไม่สามารถเดินเครื่องจ่ายพลังงานไฟฟ้าได้ตามกำหนด อันเนื่องมาจากความล่าช้าของ กฟผ. กฟผ. จะต้องจ่ายเงินค่าปรับเป็นจำนวน 50,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวัน โดยมีระยะเวลาไม่เกิน 18 เดือน แต่หากความล่าช้าเกิดจากกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องชำระค่าปรับเป็นเงิน 5,000 เหรียญสหรัฐฯต่อวันต่อเครื่อง
(2) กรณีปริมาณพลังไฟฟ้าที่จำหน่ายให้ กฟผ. ต่ำกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะต้องชำระค่าปรับให้ กฟผ. 4,000 บาท/กิโลวัตต์ สำหรับส่วนที่ต่ำกว่า 126 เมกะวัตต์
(3) กรณีจ่ายไฟฟ้าไม่ได้ตามที่ กฟผ. กำหนดด้วยสาเหตุจากระบบขัดข้อง (Outage) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. จำนวน 1 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (บวก escalation) ยกเว้นว่าเป็นปีที่แห้งแล้ง (drought year) ซึ่งกำหนดให้มีได้ไม่เกิน 4 ปี ในช่วงอายุสัญญา
3.7 การทำผิดสัญญา คู่สัญญาแต่ละฝ่ายมีสิทธิบอกเลิกสัญญาได้หากคู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่งกระทำผิดสัญญาดังต่อไปนี้
(1) กรณีที่ กฟผ. กระทำผิดสัญญาเนื่องจาก
-ไม่จ่ายเงินภายในเวลาที่กำหนด
-ไม่สามารถ Energize ระบบส่งได้ภายใน 18 เดือน
-ถูกพิพากษาให้เป็นบุคคลล้มละลาย
-ไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขที่เป็นสาระสำคัญของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
(2) กรณีที่กลุ่มผู้พัฒนาโครงการกระทำผิดสัญญาเช่นเดียวกับ กฟผ. ตามข้อ (1) รวมทั้งกรณี ต่อไปนี้
-ไม่สามารถเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าได้ก่อนกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Commercial Operation Deadline)
-ไม่สามารถจัดหาหลักฐานการกู้เงินมาแสดงได้ภายใน 18 เดือนนับจากวันลงนามในสัญญา
-กลุ่มผู้พัฒนาโครงการละทิ้งงานก่อสร้างหรือหยุดเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเครื่องใดเครื่องหนึ่งและมีผลกระทบต่อ กฟผ.
-กลุ่มผู้พัฒนาโครงการส่งไฟฟ้าให้ กฟผ. ได้น้อยกว่าปีละ 300 ล้านหน่วย เกินกว่า 6 ปี จากจำนวนอายุสัญญา 30 ปี
-กำลังผลิต (Registered Capacity) ลดลงต่ำกว่า 38 เมกะวัตต์ โดยไม่สามารถแก้ไขให้กลับคืนสภาพเดิมได้ภายใน 18 เดือน
3.8 เหตุสุดวิสัย ไม่ว่ากรณีใดๆ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถอ้างเหตุสุดวิสัยเนื่องจากการกระทำของ รัฐบาลเป็นสาเหตุในการไม่ปฏิบัติตามเงื่อนไขของสัญญาได้
3.9 การระงับข้อโต้แย้ง กรณีคู่สัญญาเกิดข้อโต้แย้งที่เกี่ยวกับด้านเทคนิค หรือการเงิน คู่สัญญาทั้งสองฝ่ายจะร่วมกันแต่งตั้งผู้เชี่ยวชาญเป็นผู้ตัดสินข้อโต้แย้ง นั้น แต่หากคู่สัญญาตกลงกันไม่ได้ จะต้องเสนอเรื่องเข้าสู่การตัดสินของอนุญาโตตุลาการ โดยการพิจารณาข้อพิพาทของอนุญาโตตุลาการกระทำภายใต้กฎเกณฑ์ของ International Chamber of Commerce (ICC) และให้คณะอนุญาโตตุลาการเป็นผู้เลือกสถานที่ใช้ตัดสินตามหลักเกณฑ์ของ ICC
3.10 ขอบเขตความรับผิดชอบของคู่สัญญา คือ คู่สัญญาทั้งสองฝ่ายไม่ต้องรับภาระในการชดใช้ความเสียหาย ที่เกิดจากการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และไม่ต้องชดใช้ความเสียหายที่เป็นความเสียหายต่อเนื่อง (Consequential Damages) แก่คู่สัญญาอีกฝ่ายหนึ่ง
3.11 การเรียกเก็บเงินและชำระเงิน กรณีคู่สัญญาชำระเงินช้ากว่าที่กำหนดไว้ในสัญญาจะต้องจ่ายดอกเบี้ยในอัตรา Default Rate โดยกลุ่มผู้พัฒนาโครงการต้องรับผิดชอบในการชำระภาษีที่เรียกเก็บใน สปป.ลาว รวมทั้งภาษีเงินได้ ที่เรียกเก็บในประเทศไทย (ในกรณีที่มีการเรียกเก็บ)
3.12 กฎหมายที่ใช้บังคับในการตีความสัญญา คือกฎหมายอังกฤษ
3.13 การปกป้องทรัพย์สินจากการบังคับคดี คู่สัญญาตกลงที่จะสละสิทธิในการขอความคุ้มครองจากรัฐในการปกป้องทรัพย์สิน ของตนจากการบังคับคดี ตามกฎหมายหรือคำตัดสินของศาล เพียงเท่าที่ไม่ขัดต่อกฎหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ (รายละเอียดตามเอกสารประกอบวาระ 4.6.1) และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาดังกล่าว หาก กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการเห็นชอบให้มีการแก้ไขในรายละเอียดปลีกย่อยซึ่งมิใช่ สาระสำคัญ ให้ กฟผ. สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้แก้ไขแล้วดังกล่าวได้
เรื่องที่ 10 การสนับสนุนเงินกองทุน (Endowment Fund) แก่ศูนย์พลังงานอาเซียน
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ได้มีหนังสือด่วนมากที่ วว 0409/18068 ลงวันที่ 4 ธันวาคม 2539 ถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบในการ สนับสนุนทางด้านการเงินแก่ศูนย์พลังงานอาเซียน อันเป็นผลสืบเนื่องจาก การประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน (ASEAN Ministers on Energy Meeting หรือ AMEM) ครั้งที่ 14 ณ กรุงกัวลาลัมเปอร์ ประเทศมาเลเซีย เมื่อวันที่ 1 กรกฎาคม 2539 ซึ่งได้มีมติให้จัดประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโส อาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษ (Special Senior Officials Meeting on Energy หรือ Special SOME) เพื่อ ทำการประเมินความต้องการและการตัดสินใจในรายละเอียดเกี่ยวกับรูปแบบเงินทุน ของศูนย์ฝึกอบรมเพื่อ การจัดการและวิจัยพลังงานอาเซียนประชาคมยุโรป (AEEMTRC) ซึ่งจะเปลี่ยนเป็นศูนย์พลังงานอาเซียน ภายหลังจาก Phase II ในปี 1998 หรือ พ.ศ. 2541 โดยคณะรัฐมนตรีได้รับทราบผลการประชุมดังกล่าวแล้ว ในการประชุมคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2539
2. ต่อมาในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษ (Special SOME) ณ เกาะลังกาวี ประเทศมาเลเซีย ระหว่างวันที่ 7-8 พฤศจิกายน 2539 ได้พิจารณาเกี่ยวกับเงินทุนระยะยาวของ AEEMTRC ภายหลัง Phase II โดยประเทศสมาชิกอาเซียนส่วนใหญ่เห็นชอบในหลักการจ่ายเงินกองทุน (Endowment Fund) แก่ศูนย์พลังงานอาเซียนเป็นเงินประเทศละ 176,200 เหรียญสหรัฐฯต่อปี เป็นเวลา 3 ปี รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 528,600 เหรียญสหรัฐฯ ซึ่งเป็นจำนวนเงินที่ประเทศไทย โดยความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวง วิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม ได้ให้ความเห็นชอบในการสนับสนุนทางด้านการเงินในการจัดตั้ง กองทุนการก่อตั้งศูนย์พลังงานอาเซียนต่อที่ประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียน ด้านพลังงานสมัยพิเศษ ณ โฮจิมินท์ซิตี้ ประเทศเวียดนาม ระหว่างวันที่ 12-13 มีนาคม 2539 โดยมีเงื่อนไขในการจัดการกองทุน 6 ประการ ดังนี้
(1) ศูนย์พลังงานอาเซียน ควรมีเป้าหมายให้สามารถพึ่งตนเองได้ในช่วงเวลาที่จำกัดแน่นอน
(2) ค่าจ้างเงินเดือนเจ้าหน้าที่ และค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการหลักรวมทั้งค่าใช้จ่ายอื่นๆ ควรมีอัตราส่วน 50:50
(3) ศูนย์พลังงานอาเซียน สามารถใช้เงินรายได้จากดอกเบี้ยเงินกองทุนเท่านั้น
(4) ประเทศสมาชิกมีสิทธิตรวจสอบและควบคุมการใช้จ่าย รวมทั้งสถานะการเงินของศูนย์ฯ ได้ตลอดเวลา
(5) เมื่อศูนย์พลังงานอาเซียน ไม่สามารถปฏิบัติงานต่อไปได้ หรือ ภายในช่วงเวลาที่จำกัดจะต้องคืนเงินกองทุนแก่ประเทศสมาชิกที่ให้เงินช่วย เหลือทั้งหมด
(6) ข้อตกลงดังกล่าวทั้งหมดนี้ ขึ้นอยู่กับความเห็นชอบขั้นสุดท้ายจากรัฐบาลไทย โดยผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติก่อน
3. ต่อมากรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ได้มีหนังสือด่วนมากที่ วว 0409/6287 ลงวันที่ 30 เมษายน 2540 แจ้งว่า กระทรวงพลังงาน การสื่อสารและไปรษณีย์ ประเทศมาเลเซีย ขอทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการเรื่องการจ่ายเงินกองทุนแก่ศูนย์พลังงานอา เซียน กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน จึงขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบให้กรมพัฒนาและ ส่งเสริมพลังงานตั้งงบประมาณตั้งแต่ปีงบประมาณ 2541-2543 หมวดเงินอุดหนุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายกองทุนให้แก่ศูนย์พลังงานอาเซียน ปีละ 176,200 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 4,405,000 บาท เป็นเวลา 3 ปี รวมเป็นเงิน 528,600 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 13,215,000 บาท เพื่อที่กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานจะได้แจ้งผลความก้าวหน้าให้กระทรวง พลังงาน การสื่อสารและไปรษณีย์ ประเทศมาเลเซีย ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานตั้งงบประมาณตั้งแต่ปีงบประมาณ 2541-2543 หมวดเงินอุดหนุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายกองทุนให้แก่ศูนย์พลังงานอาเซียนปีละ 176,200 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 4,405,000 บาท เป็นเวลา 3 ปี รวมเป็นเงิน 528,600 เหรียญสหรัฐฯ หรือประมาณ 13,215,000 บาท
เรื่องที่ 11 การลดอัตราค่าไฟฟ้าให้อุตสาหกรรม
ประธานได้แจ้งว่า จากการประชุมคณะกรรมการพัฒนาการส่งออก เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2540 คณะกรรมการฯ ดังกล่าว ได้มีมติเกี่ยวกับการลดค่าไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการส่งออก และได้ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงรายละเอียดเกี่ยวกับการดำเนินการในการลดอัตราค่าไฟฟ้าให้อุตสาหกรรม ให้ที่ประชุมทราบ ซึ่งมีสาระสำคัญสรุปได้ดังนี้
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 กันยายน 2539 ที่ได้มอบหมายให้หารือร่วมกับผู้บริหารระดับสูงจากภาคเอกชน เรื่องแนวทางการลดต้นทุนในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ในส่วนของค่าไฟฟ้าและการยกเว้นอัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน (Time of Day Rate : TOD) สำหรับโรงงานที่ต้องทำงาน 24 ชั่วโมง โดยเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2539 สพช. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ร่วมหารือกับผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย โดยมีรองประธานสภาอุตสาหกรรมฯ (นายทวี บุตรสุนทร) เป็นประธาน และได้มีการพิจารณาแนวทางในการลดภาระค่าไฟฟ้าสำหรับอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ โดยเฉพาะอัตรา TOD ซึ่งได้มีข้อยุติสำหรับแนวทางในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมีผลบังคับใช้แล้วตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 เป็นต้นมา
2. โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2540 ได้กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time-of Use Rate : TOU) เป็นอัตราเลือกสำหรับอัตรา TOD ในปัจจุบัน เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Curve) ของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป โดยโครงสร้างค่าไฟฟ้า TOU นี้ จะเพิ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟในระดับแรงดัน 115 เควี ขึ้นไป ซึ่งจะเป็นอัตราที่ลดลงจากระดับ 69 เควีเดิม นอกจากนี้ ได้กำหนดให้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เป็นศูนย์ ในช่วง Off-Peak และค่าพลังไฟฟ้าในช่วง On-Peak ลดลงจากระดับเดิมมาก
3. ในปัจจุบันมีผู้ใช้ไฟติดต่อขอใช้อัตรา TOU จำนวน 28 ราย แบ่งเป็นในเขต กฟน. 2 ราย เขต กฟภ. 23 ราย และลูกค้าของ กฟผ. 3 ราย โดยเป็นผู้ใช้ไฟในกลุ่มอุตสาหกรรมเหล็ก สิ่งทอ กระดาษ และอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ซึ่งผู้ใช้ไฟเหล่านี้ได้รับการลดค่าไฟฟ้าในเดือนพฤษภาคม 2540 ที่ผ่านมาเป็นเงินประมาณ 80 ล้านบาท และจะลดค่าใช้จ่ายได้มากขึ้นเป็นลำดับ
4. หากพิจารณาเปรียบเทียบโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยกับต่างประเทศ สำหรับกลุ่มอุตสาหกรรมขนาดใหญ่โดยเปรียบเทียบกับประเทศอื่นๆ ในภูมิภาคนี้ พบว่าค่าไฟฟ้าของไทยไม่ได้สูงกว่าค่าไฟฟ้าในประเทศใกล้เคียง โดยเฉพาะอุตสาหกรรมที่มีการใช้ไฟอย่างสม่ำเสมอและต่อเนื่อง (มีค่า Load Factor สูง) ค่าไฟฟ้าของประเทศไทยจะมีค่าต่ำที่สุด โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้านี้เป็นโครงสร้างที่ส่งเสริมให้อุตสาหกรรมมีการใช้ ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ กล่าวคือ หากมีการใช้ไฟฟ้าอย่างสม่ำเสมอและต่อเนื่อง ค่าไฟฟ้าจะลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการดำเนินการแก้ไขปัญหาการส่งออกเรื่องการลดค่าไฟฟ้าให้ อุตสาหกรรม ตามที่ ฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งผลการดำเนินการดังกล่าวต่อสำนักเลขานุการคณะกรรมการพัฒนาการส่งออก เพื่อทราบต่อไป
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