มติกพช.กบง. (474)
กพช. ครั้งที่ 79 - วันพฤหัสบดีที่ 28 กันยายน 2543
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 9/2543 (ครั้งที่ 79)
วันพฤหัสบดีที่ 28 กันยายน พ.ศ. 2543 เวลา 9.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1.ความคืบหน้าในการเจรจาซื้อขายไฟฟ้ากับสาธารณรัฐประชาชนจีน
2.ความคืบหน้าการดำเนินงานแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
3.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2543-2554 (PDP 99-02)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
5.ความคืบหน้าการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเพื่อแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
6.โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง
7.ความเห็นเกี่ยวกับการผ่อนปรนข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลและเบนซิน
8.ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ...
9.แผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
10.การส่งเสริมนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
11.ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
12.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
13.การกำหนดราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ บริษัท ไตรเอนเนอจี้ จำกัด
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข รองเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ แทนเลขาธิการคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ความคืบหน้าในการเจรจาซื้อขายไฟฟ้ากับสาธารณรัฐประชาชนจีน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาชนจีน ได้ร่วมกันลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐ ประชาชนจีน โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและร่วมมือกันในการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใน สาธารณรัฐประชาชนจีนเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวน 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 ต่อมา เมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2543 คณะผู้แทนบริษัทไฟฟ้าแห่งรัฐและการไฟฟ้ายูนนานของสาธารณรัฐประชาชนจีน ได้มาเยือนไทย เพื่อหารือในรายละเอียดของการรับซื้อไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ(สพช.) ซึ่งทั้ง 2 ฝ่าย ได้ข้อสรุปของผลการหารือที่สำคัญ คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหงจะเป็นโครงการแรกขนาด 1,500 เมกะวัตต์ ที่สาธารณรัฐประชาชนจีน จะส่งมอบไฟฟ้าให้ไทยในปี 2556 และโครงการที่เหลืออีก 1 โครงการในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ สาธารณรัฐประชาชนจีนจะส่งมอบไฟฟ้าให้ไทยในปี 2557 ทั้งนี้ กฟผ. จะบรรจุโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหง และโครงการที่เหลือไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในระยะยาวฉบับใหม่
2. คณะกรรมการซื้อขายไฟฟ้าไทย-จีน ได้มีการประชุมร่วมกันเป็นครั้งแรก เมื่อวันที่ 4-5 กันยายน 2543 ณ เมืองคุนหมิง มณฑลยูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน โดยมีสาระสำคัญของผลการประชุมสรุปได้ดังนี้
2.1 ได้มีการเน้นย้ำถึงความร่วมมือในการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาชนจีนที่ได้ตกลงกันไว้แล้วในเดือนมีนาคม 2543
2.2 การหารือถึงความตกลงในการลงทุนก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหง และได้ลงนามในความตกลงเรื่อง "การร่วมลงทุนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหงระหว่างกลุ่มผู้ ลงทุนไทย-จีน" เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2543
2.3 การตกลงที่จะใช้ระบบสายส่งขนาด 500 kV DC แบบวงจรเดี่ยว (Single Pole) เพื่อส่งไฟฟ้าจำนวน 1,500 เมกะวัตต์ จากโครงการแรก ในปี 2556 และเพิ่มเป็น 3,000 เมกะวัตต์ เพื่อส่งไฟฟ้าอีก 1 โครงการ ในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ แบบสองวงจร (Bi Pole) ในปี 2557 โดยแนวสายส่งจากจีนมาไทยจะผ่านพื้นที่ของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) และมีสถานีจุดเปลี่ยนกระแสไฟฟ้า (Coverter Station) อยู่ในอาณาเขตของสาธารณรัฐประชาชนจีน
2.4 เห็นชอบให้โรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหง เข้าร่วมการซื้อขายไฟฟ้าในตลาด Power Pool ของไทย โดยต้องอยู่บนหลักการของการแข่งขันด้านการซื้อขายไฟฟ้าอย่างยุติธรรม ทั้งนี้ฝ่ายไทยได้เสนอทางเลือกให้พิจารณา 2 ทางคือ ให้โรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหง ส่งไฟฟ้าเข้าไปซื้อขายในตลาด Power Pool ของไทย โดยตรง หรือให้ซื้อขายไฟฟ้าผ่านบริษัทผู้ค้าไฟฟ้า (Energy Trader Company)
2.5 เห็นชอบกับแผนงานเบื้องต้นของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำยูนนานจิงหงที่จะดำเนิน การในระยะต่อไป ได้แก่ การศึกษาความเป็นไปได้ของระบบสายส่ง การปรับปรุงสัญญาด้านการปฏิบัติการ ข้อตกลงที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายไฟฟ้า การศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการฯ รวมทั้งการจัดเตรียมและเริ่มงานก่อสร้าง โรงไฟฟ้าฯ อย่างเป็นทางการ ในปี 2549 เพื่อให้โครงการฯสามารถส่งมอบไฟฟ้าให้ไทยได้ทันตามกำหนดในปี 2556
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ความคืบหน้าการดำเนินงานแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2542 ได้มีมติเห็นชอบแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี ตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวได้กำหนดให้แต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการระดมทุน จากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี (คณะกรรมการดำเนินการฯ) ซึ่งมีนายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เป็นประธาน ประกอบด้วย ผู้แทนจากกระทรวงการคลัง สำนักงานอัยการสูงสุด สำนักนายกรัฐมนตรี บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด และผู้แทนจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ร่วมเป็นกรรมการ เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลการประเมินราคาทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายให้บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด กำหนดอัตราค่า ไฟฟ้าที่ กฟผ. จะรับซื้อจากบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด กำกับดูแลการจัดทำสัญญาทุกฉบับ กำหนดราคาหุ้น จำนวนหุ้น และวิธีการขายหุ้นของบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ให้กับประชาชนและพนักงาน กฟผ.
2. คณะกรรมการดำเนินการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2543 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบจำนวนหุ้น วิธีการขายหุ้น วิธีการกำหนดราคาหุ้น และช่วงราคาหุ้น (Price Range) ของบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) และได้นำเสนอมติคณะกรรมการดำเนินการฯ ต่อคณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุม เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2543 ซึ่งคณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการดำเนินการฯ แล้ว ดังนี้
2.1 จำนวนหุ้นสามัญของบริษัทราชบุรีโฮลดิ้งจำกัด (มหาชน) ทั้งหมดเท่ากับ 1,450 ล้านหุ้น จำนวนหุ้นที่จะเสนอขายให้แก่ประชาชนทั่วไปเท่ากับ 580 ล้านหุ้น โดยมีโครงสร้างการจัดจำหน่ายและการกระจายหุ้นคือ ให้มีการกระจายหุ้นส่วนหนึ่งให้แก่ประชาชนทั่วประเทศ (Nationwide) ชำระเงินผ่านสาขาของธนาคารไทยพาณิชย์ จำกัด (มหาชน) และส่วนที่เหลือให้กระจายหุ้นผ่านทางผู้จัดการการจัดจำหน่ายและ รับประกันการจำหน่าย (Lead Underwriter) ผู้ร่วมการจัดจำหน่ายและรับประกันการจำหน่าย (Co-Lead Underwriter) และผู้จัดจำหน่ายและรับประกันการจำหน่าย (Co-Manager) ทั้งนี้ ให้กำหนดโดยคณะกรรมการบริษัทราชบุรีโฮลดิ้งฯ
2.2 วิธีการกำหนดราคาหุ้นที่เสนอขายแก่ประชาชนทั่วไปครั้งแรก จะใช้วิธี Book-building กับ นักลงทุนสถาบันการเงิน
2.3 ช่วงราคาหุ้นเพื่อทำ Book-building ราคาหุ้นละ 13-15 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2543-2554 (PDP 99-02)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2542-2554 ฉบับปรับปรุง (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง) ตาม ข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และได้มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ช่วงปี พ.ศ. 2542-2554 เป็นระยะๆ เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจยังมีความไม่แน่นอนสูง และให้ กฟผ. รับไปศึกษาเกณฑ์กำหนดปริมาณสำรองการผลิตไฟฟ้าของประเทศที่เหมาะสมต่อไป
2. ในช่วงปี 2542 โครงการโรงไฟฟ้าหลายโครงการได้ถูกชะลอออกไป และไม่เป็นไปตามแผนฯ ชุดเดิม (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง) ประกอบกับการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติชุดใหม่ ขณะนี้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศยังอยู่ระดับใกล้เคียงกับค่าพยากรณ์ความ ต้องการ ไฟฟ้ากรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลาง รวมทั้งสถานการณ์การรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนยังไม่แน่นอน กฟผ. จึงได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP 99-01 ใหม่เป็น PDP 99-02 โดยใช้แผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ตามเดิม แต่เปลี่ยนแปลงกำหนดแล้วเสร็จของโรงไฟฟ้าตามผลความก้าวหน้าของการก่อสร้าง และเปลี่ยนแปลงกำหนดจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนตามที่ร้องขอ ซึ่งคณะกรรมการ กฟผ. ได้อนุมัติแล้ว
3. สาระสำคัญของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2543-2554 (PDP 99-02) สรุปได้ดังนี้
3.1 โครงการต่างๆ ที่บรรจุอยู่ในแผนฯ ฉบับนี้ (PDP 99-02) เป็นตัวโครงการที่ปรากฏในแผนฯ ชุดเดิม (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง) ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบ โดยเฉพาะโครงการที่ กฟผ. ได้ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producers : IPPs) 7 โครงการ จำนวน 5,943.5 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2543-2550 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producers : SPPs) 1,958.4 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2539-2546 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว 3,300 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2549-2551 ทั้งนี้ เนื่องจากแผนฯ ฉบับนี้ (PDP 99-02) ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลาง (MER) ซึ่งเป็นชุดเดียวกันกับที่ใช้ในแผนฯ ชุดเดิม (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง)
3.2 โครงการที่มีการเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าออกไปจากแผนฯ เดิม ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ได้แก่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด เลื่อนจากเดือนกันยายน 2542 เป็น เดือนมิถุนายน 2543, บริษัท อิสเทิร์นเพาเวอร์ จำกัด เลื่อนจากเดือนมกราคม 2545 เป็นเดือนกรกฎาคม 2545, บริษัท ยูเนียนเพาเวอร์ดีวีลอปเมนต์ จำกัด เครื่องที่ 1 และ 2 เลื่อนจากเดือนตุลาคม 2545 และมกราคม 2546 เป็นเดือนตุลาคม 2546 และมกราคม 2547, บริษัท กัลฟ์เพาเวอร์เจนเนอเรชั่น จำกัด เครื่องที่ 1 และ 2 เลื่อน จากเดือนตุลาคม 2545 และเมษายน 2546 เป็นเดือนตุลาคม 2546 และเมษายน 2547, และโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี กำลังผลิตรวม 3,645 เมกะวัตต์ เลื่อนออกไปประมาณ 1 ปี โดยปัจจุบันเริ่มเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมชุดที่ 1 กังหันแก๊สชุดที่ 1-2 แล้ว และคาดว่าจะเดินเครื่องได้เต็มที่ทั้งโครงการประมาณเดือนตุลาคม 2544
3.3 ได้เปลี่ยนแปลงกำหนดจ่ายไฟฟ้าตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ชุดใหม่ คือ เลื่อนโครงการแหล่งก๊าซใหม่จากฝั่งตะวันออกในบริเวณโครงการพัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย (Joint Development Area : JDA) จากปี 2550 เป็นปี 2553
4. เนื่องจากความต้องการไฟฟ้าในปี 2543 ได้ขยายตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยในอัตราร้อยละ 7.3 ตามการ ขยายตัวของภาวะเศรษฐกิจ ประกอบกับมีการชะลอบางโครงการออกไป จึงทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปี 2543 ซึ่งคาดว่าจะสูงถึงร้อยละ 43.5 ลดลงเหลือร้อยละ 19.1 และทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปีอื่นๆ ต่ำกว่าประมาณการที่ได้จัดทำไว้ในแผนฯ ชุดเดิม (99-01 ฉบับปรับปรุง)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอแนวทางฟื้นฟูสภาพแวดล้อมจากผลกระทบที่เกิดขึ้นจากโรงไฟฟ้าบางปะกงในการ ประชุมครั้งต่อไป รวมทั้ง ให้รับไปพิจารณาถึงการตั้งโรงไฟฟ้าในภาคอีสานเพื่อ การพัฒนาอุตสาหกรรมด้วย
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในเดือนกันยายนได้เพิ่มขึ้น 3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล แม้ว่าประเทศในกลุ่ม โอเปคจะตกลงเพิ่มปริมาณการผลิต 800,000 บาร์เรลต่อวัน แต่ตลาดน้ำมันดิบก็ยังตึงตัว เพราะความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูงกว่าอัตราการผลิตน้ำมันดิบ ประธานาธิบดีคลินตันแห่งประเทศสหรัฐอเมริกาจึงได้ประกาศให้มีการนำน้ำมัน สำรองทางยุทธศาสตร์ออกมาใช้จำนวน 30 ล้านบาร์เรล โดยมีวัตถุประสงค์ที่จะให้ราคาน้ำมันอ่อนตัวลง และเพื่อกลั่นเป็นน้ำมันสำเร็จรูปเก็บสำรองไว้สำหรับฤดูหนาว ซึ่งส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบอ่อนตัวลง ในระดับ 1 - 2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันดิบ ณ วันที่ 25 กันยายน 2543 อยู่ในระดับ 29 - 32 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายนมีความผันผวนค่อนข้างสูง เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมัน ทางการค้าในสิงคโปร์และญี่ปุ่นอยู่ในระดับต่ำ และเกิดสภาวะตึงตัวจากการปิดซ่อมแซมของโรงกลั่นหลายแห่ง อย่างไรก็ตาม ในช่วงครึ่งหลังของเดือนราคาน้ำมันสำเร็จรูปลดลงเนื่องจากปริมาณการซื้อลดลง ประกอบกับค่าการกลั่นที่สูง ทำให้โรงกลั่นในภูมิภาคนี้เพิ่มปริมาณการผลิตขึ้น นอกจากนี้ได้เริ่มมีการส่งออกจากอินเดีย ไทย และญี่ปุ่น ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ก๊าด ดีเซล และเตา ณ วันที่ 25 กันยายน อยู่ในระดับ 31.8, 40.6, 36.8 และ 26.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันดีเซลปรับลดลง 1 ครั้ง จำนวน 25 สตางค์/ลิตร หลังจากนั้น การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้ปรับราคาน้ำมันดีเซลขึ้นรวม 1.0 บาท/ลิตร บางจากปรับขึ้น รวม 1.3 บาท/ลิตร และผู้ค้าเอกชนปรับขึ้นรวม 1.2 บาท/ลิตร ส่วนราคาน้ำมันเบนซินไม่มีการเปลี่ยนแปลง โดยราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 26 กันยายน 2543 น้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 16.49, 15.49 และ 14.48 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วของบางจาก และ ปตท. ต่ำกว่าผู้ค้าน้ำมันอื่นอยู่ 11 และ 20 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ โดย ปตท. ได้ใช้นโยบายตรึงราคาขายปลีก ทำให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับต่ำมากหรือขาดทุน ทางกลุ่มผู้ค้าน้ำมันจึงได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติ และรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) เพื่อขอหารือกับฝ่ายรัฐ
4. จากราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น และผู้ค้าได้ชะลอการปรับราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไว้ ทำให้ค่าการตลาดในเดือนสิงหาคมถึงกลางเดือนกันยายนลดต่ำลงมากจนอยู่ในระดับ ติดลบ ค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์ในเดือนกันยายนอยู่ในระดับติดลบที่ 0.05 บาท/ลิตร และผลจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นกว่าราคาน้ำมัน ดิบ ทำให้ค่าการกลั่นในเดือนกันยายนอยู่ในระดับสูงโดยเคลื่อนไหวในระดับ 5 - 6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (1.3 - 1.6 บาท/ลิตร) เฉลี่ยอยู่ที่ 1.19 บาท/ลิตร
5. นักวิเคราะห์ด้านน้ำมันได้วิเคราะห์ว่า ปริมาณน้ำมันในตลาดจะไม่เพียงพอกับความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในฤดูหนาว แต่มีความเป็นไปได้ที่ประเทศในกลุ่มโอเปคจะเพิ่มปริมาณการผลิต เพื่อหยุดการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดิบ และคาดว่าราคาน้ำมันดิบเบรนท์ ณ ไตรมาสสุดท้ายจะอยู่ในระดับที่สูงกว่า 25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับราคาน้ำมันเบนซินจะปรับลงตามความต้องการที่จะลดลง แม้ว่าความต้องการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่น (ก๊าด และดีเซล) ที่เพิ่มสูงขึ้น จะส่งผลให้ราคาน้ำมันประเภทดังกล่าวเพิ่มสูงขึ้น แต่ระดับของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่เกิน 40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จะจูงใจให้โรงกลั่นเพิ่มปริมาณการผลิต จึงคาดว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในปลายปีนี้จะไม่เกิน 45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล สำหรับราคาขายปลีกของไทย ราคาน้ำมันเบนซินมีแนวโน้มปรับตัวลดลงตามราคาตลาดโลก ส่วนราคาน้ำมันดีเซลในไตรมาสสุดท้าย คาดว่าจะเคลื่อนไหวในระดับ 15 - 16 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
1.รับทราบสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ตอบหนังสือกลุ่มผู้ค้า น้ำมัน เพื่อชี้แจงว่ารัฐบาลยังคงนโยบายการค้าเสรี โดยไม่ได้มีการเข้าไปแทรกแซงการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 5 ความคืบหน้าการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเพื่อแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
รายงานความก้าวหน้าในการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2542 จนถึงปัจจุบันเกี่ยวกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องซึ่งมีความก้าวหน้าเพิ่มเติมในแต่ละมาตรการ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. มาตรการอนุรักษ์พลังงาน มีความก้าวหน้าดังนี้
1.1 การดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุม อาคารควบคุม รวมทั้ง อาคาร ของรัฐ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงานภาคบังคับ และมีหน้าที่กำกับดูแลการอนุรักษ์พลังงานในโครงการโรงงานควบคุมและอาคารควบ คุม รวมทั้งอาคารของรัฐ ได้มีการอนุมัติเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ รวมเป็นเงิน 491.33 ล้านบาท นอกจากนี้ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯเพื่อว่าจ้างศึกษาการดำเนินการกับเครื่องปรับอากาศ เก่าที่ถูกถอดออกและการตรวจสอบการดำเนินงานของตัวแทนดำเนินการ รวมเป็นเงิน 2 ล้านบาท ส่วนโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมได้มีการอนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการอนุรักษ์พลังงาน รวมเป็นเงิน 237.71 ล้านบาท นอกจากนี้ได้มีการอนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเร่งรัดให้กระทรวง/ทบวง และหน่วยงานต่างๆ ดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโครงการเร่งด่วน (Fast Track) ให้แก่ทบวงมหาวิทยาลัย กระทรวงศึกษาธิการ กระทรวงมหาดไทย และกองทัพเรือแล้ว รวมเป็นเงิน 15.4 ล้านบาท และ ยังมีอาคารส่วนราชการยื่นขอรับการสนับสนุนอีกจำนวน 3 ราย คือ โรงพยาบาลพระมงกุฎเกล้า การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และโรงพยาบาลอุดรธานี จำนวนเงิน 34.53 ล้านบาท และอยู่ระหว่างการจัดทำข้อเสนออีกจำนวน 15 ราย จำนวนเงิน 45 ล้านบาท
1.2 การอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม (SMEs)ประกอบ ด้วย โครงการของกรมส่งเสริมอุตสาหกรรม (กสอ.) จำนวน 3 โครงการ คือ 1) โครงการลดต้นทุน อุตสาหกรรมขนาดกลาง-ขนาดย่อมและสนับสนุนฐานการผลิตเทคโนโลยีประหยัดพลังงาน (โครงการลดต้นทุน SMEs-ชดเชยอัตราดอกเบี้ย) ซึ่ง ขณะนี้ กสอ. ขอชะลอโครงการฯ ไว้ก่อนเพื่อรอแนวทางที่ชัดเจนของโครงการทดสอบนำร่องก่อนจัดทำข้อเสนอมาใหม่ อีกครั้ง 2) โครงการปรึกษาแนะนำและสร้างผู้เชี่ยวชาญการบริหารการจัดการพลังงานแก่โรงงาน อุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม ได้ผ่านการพิจารณาข้อเสนอโครงการเบื้องต้นจากคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงาน สนับสนุนแล้ว เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 และ 3) โครงการกระตุ้นให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาด ย่อม ขณะนี้อยู่ระหว่างการปรับปรุงข้อเสนอโครงการเบื้องต้นให้สมบูรณ์ก่อนจะนำ เสนอคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงานสนับสนุนพิจารณาต่อไป
นอกจากนี้ มีโครงการของกรมโรงงานอุตสาหกรรมอีกจำนวน 3 โครงการ คือ โครงการสนับสนุนการติดตั้งอุปกรณ์ประหยัดพลังงานในภาคอุตสาหกรรมและโครงการ สาธิตการปรับเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศขนาดใหญ่ที่ใช้สาร CFCs เป็นสารทำความเย็น ซึ่งทั้ง 2 โครงการได้ผ่านการพิจารณาข้อเสนอโครงการจากคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงานภาค ความร่วมมือแล้วเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 ส่วนโครงการติดตั้งหม้อไอน้ำสำหรับเตาเผากากอุตสาหกรรม กรมโรงงานอุตสาหกรรมได้แจ้งว่าโครงการดังกล่าวอยู่ระหว่างการพิจารณาของ สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมซึ่งอาจมีผลกระทบต่องบประมาณ จึงขอนำโครงการฯ กลับไปทบทวน เพื่อรอข้อสรุปที่ชัดเจนก่อน
1.3 โครงการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงที่สะอาด คณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงาน ภาคความร่วมมือได้พิจารณาข้อเสนอโครงการสาธิตการใช้งานรถโดยสารประจำทาง ไฮบริดที่ขับเคลื่อนด้วยไฟฟ้าของกรมควบคุมมลพิษแล้วเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 และมีมติเห็นชอบให้กรมควบคุมมลพิษจัดทำรายละเอียดของโครงการฯ เพิ่มเติมก่อนนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ พิจารณาให้การสนับสนุนต่อไป
1.4 โครงการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อประหยัดพลังงาน (Tune-up) โดยการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จะเริ่มให้บริการปรับแต่งเครื่องยนต์ระยะที่ 1 ในเดือน ตุลาคม - ธันวาคม 2543 ในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล โดยจะตั้งศูนย์บริการประชาชนทั่วไปที่กรมการขนส่งทางบก และจะมีศูนย์บริการเคลื่อนที่เพื่อให้บริการกับหน่วยราชการและรัฐวิสาหกิจ รวม 10 แห่งๆ ละ ประมาณ 10 วัน และในระยะที่ 2 จะขยายการให้บริการตามภูมิภาคต่างๆ ทั่วประเทศ 16 จังหวัด รวมจุดบริการ 60 แห่ง ในระยะเวลา 3 ปี คาดว่าจะให้บริการรถยนต์ได้อย่างน้อย 49,000 คัน
1.5 โครงการรณรงค์ในวันคาร์ฟรีเดย์ (Car Free Day) คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 เห็นชอบให้คณะรัฐมนตรี หน่วยงานของรัฐ และรัฐวิสาหกิจร่วมรณรงค์ในวันคาร์ฟรีเดย์ในวันที่ 22 กันยายน 2543 โดยการปรับเปลี่ยนวิธีการเดินทางในแนวทางที่ประหยัด เช่น การใช้รถที่มีขนาดเล็กและ ไม่เปลืองน้ำมัน หรือเดินทางโดยรถสาธารณะ หรือจักรยาน หรืออาจใช้วิธีการใช้รถร่วมกัน (Car Pool) เพื่อให้เกิดการประหยัดน้ำมัน ผลการดำเนินโครงการดังกล่าวพบว่า การจราจรบนถนนเบาบางลงกว่าวันปกติทั่วไป ร้อยละ 5-10 ส่วนบนทางด่วนเบาบางลงร้อยละ 15-20 และจากการตรวจวัดปริมาณมลพิษ 2 ตัวหลัก โดยกรมควบคุมมลพิษ พบว่าในช่วงเวลา 7.00-24.00 น. ปริมาณมลพิษรวมเมื่อเปรียบเทียบกับในวันที่ 21 กันยายน 2543 ลดลงร้อยละ 9 โดยก๊าซคาร์บอนมอนอกไซด์ลดลงร้อยละ 2 และฝุ่นละอองขนาดเล็กลดลงร้อยละ 16 สำหรับการใช้บริการรถสาธารณะเมื่อเทียบกับวันที่ 21 กันยายน 2543 พบว่ามีผู้ใช้บริการรถ ขสมก. เพิ่มขึ้น 193,000 คน คิดเป็นร้อยละ 7 ผู้ใช้บริการรถไฟชานเมืองเพิ่มขึ้น 21,500 คน คิดเป็นร้อยละ 36 และผู้ใช้บริการรถไฟฟ้าบีทีเอสเพิ่มขึ้น 24,868 คน คิดเป็นร้อยละ 15
1.6 โครงการผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์ จังหวัดแม่ฮ่องสอน การ ไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้รับอนุมัติเงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในวงเงิน 168 ล้านบาท ในการจัดสร้างโรงไฟฟ้าระบบเซลล์แสงอาทิตย์ขนาด 500 กิโลวัตต์ โดยจะดำเนินการก่อสร้างในเขตอำเภอเมือง จังหวัดแม่ฮ่องสอน บนพื้นที่ขนาด 18,000 ตารางเมตร ใกล้โรงไฟฟ้าดีเซลของ กฟผ. เพื่อเสริมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าดีเซล รวมทั้งจะใช้เป็นที่ศึกษาและอบรมนักศึกษา นักวิชาการ นักธุรกิจ เพื่อรองรับการขยายตัวด้านเซลล์แสงอาทิตย์ในอนาคต
1.7 โครงการศูนย์สาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงาน กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานได้อนุมัติให้สมาคมพัฒนาคุณภาพสิ่งแวดล้อม (ประเทศไทย) ดำเนินโครงการสาธิตเทคโนโลยี ประสิทธิภาพพลังงานซึ่งประกอบด้วยโครงการจัดตั้งศูนย์สาธิต 4 แห่ง ในกรุงเทพมหานคร อยุธยา พิษณุโลก และเชียงใหม่ และจัดทีมรถนิทรรศการสาธิตเคลื่อนที่ไปอีก 22 จังหวัด รวมทั้งการจัดหาพื้นที่ในจังหวัดกาญจนบุรี เพื่อจัดตั้งค่ายฝึกอบรมถาวรด้านวิทยาศาสตร์และพลังงาน สำหรับศูนย์สาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงานในกรุงเทพฯ ได้จัดสร้างที่ชั้น 1 อาคารสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คาดว่าจะเปิดดำเนินการได้ในเดือนตุลาคม ศกนี้
2. มาตรการลดราคาน้ำมัน ประกอบด้วย
2.1 ปตท. ได้ลดราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลให้แก่เกษตรกรที่เป็นสมาชิกธนาคารเพื่อการ เกษตรและสหกรณ์การเกษตร 0.25 บาทต่อลิตร และลดราคาน้ำมันหล่อลื่นอีกลิตรละ 2.00 บาท เป็นการชั่วคราวตั้งแต่ 1 เมษายน - 30 กันยายน 2543 และจะพิจารณาขยายเวลาต่อไปอีก นอกจากนี้ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ได้เสนอมาตรการช่วยเหลือเกษตรกรที่ได้รับผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลที่สูง ขึ้น ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีแล้วเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 ทั้งนี้จะให้ความช่วยเหลือแก่เกษตรกรรายครัวเรือนที่สังกัดสถาบัน/องค์กร เกษตรกรที่เป็นนิติบุคคลโดยชดเชยให้ครัวเรือนละ 15 ลิตรต่อเดือน ในอัตราลิตรละ 3 บาท เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนตุลาคม ถึง ธันวาคม 2543
2.2 ปตท. ได้ขยายระยะเวลาขายน้ำมันราคาถูกให้แก่กลุ่มประมงผ่านจุดจ่าย 100 แห่ง จนถึง สิ้นปี 2543 โดยให้ส่วนลดลิตรละ 0.60 บาท นอกจากนี้ คณะกรรมการนโยบายและมาตรการช่วยเหลือเกษตรกรได้อนุมัติเงินจ่ายขาดวงเงิน 321 ล้านบาท ให้กับกรมประมงเพื่อใช้ชดเชยการขาดทุนของกลุ่มผู้ประกอบการประมงโดยการลด ราคาให้ในอัตราลิตรละไม่เกิน 3 บาท ให้กับเรือขนาดความยาวเกินกว่า 14 เมตร แต่ไม่เกิน 18 เมตร เป็นระยะเวลา 4 เดือน นับตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2543 เป็นต้นมา โดยเปิดรับสมัครสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันภายใต้การควบคุมดูแลขององค์การ สะพานปลา และตั้งแต่วันที่ 1-19 กันยายน 2543 มีการสั่งซื้อน้ำมันดีเซลจาก ปตท. ผ่านองค์การสะพานปลาแล้ว จำนวน 7.904 ล้านลิตร
2.3 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2543 เห็นชอบในหลักการให้ชดเชยค่าน้ำมัน เชื้อเพลิงให้แก่ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตประกอบการขนส่งไม่ประจำทางด้วย รถที่ใช้ขนส่งสัตว์หรือสิ่งของตามหลักเกณฑ์ที่กระทรวงคมนาคมกำหนด ซึ่งต่อมา ปตท. ได้จัดพิมพ์คูปองส่งให้กรมการขนส่งทางบกเพื่อนำไปจ่ายให้ผู้ประกอบการขนส่ง แล้วตั้งแต่วันที่ 10 กันยายน 2543
2.4 ปตท. ได้จำหน่ายน้ำมันราคาถูกให้แก่ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม ที่ขึ้นทะเบียนกับกระทรวงอุตสาหกรรมโดยให้ส่วนลดน้ำมันดีเซลลิตรละ 0.15 บาท และน้ำมันเตาลิตรละ 0.07 บาท ตั้งแต่เดือนเมษายน 2543 ซึ่งสิ้นสุดไปเมื่อเดือนมิถุนายน 2543 แต่เนื่องจากราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มสูงขึ้น ปตท. จึงได้ขยายระยะเวลาต่อไปอีกระยะหนึ่ง
3. การจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในโรงไฟฟ้าราชบุรี ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของ กฟผ., ปตท. และ สพช. โดยมีประเด็นที่ยังไม่สามารถตกลงกันได้เพียง 1 ประเด็น คือ ปริมาณการซื้อขายก๊าซฯ ซึ่งคาดว่าผลการพิจารณาร่วมกันจะมีข้อยุติและสามารถจัดทำสัญญาได้ภายในเดือน ตุลาคม 2543
4. ปตท. ได้เร่งรัดการดำเนินมาตรการปรับเปลี่ยนพลังงานจากการใช้น้ำมันเป็นก๊าซ ธรรมชาติมากขึ้นทั้งในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม โดยการจัดทำโครงการ NGV Pre-marketing Project ซึ่งการประเมินผลและการจัดทำรายงานฉบับสมบูรณ์จะแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม ศกนี้ ต่อจากนั้นจะนำผลการทดสอบ รวมทั้ง ข้อคิดเห็นเพื่อเสนอขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานในการปรับปรุงรถของ ขสมก. และ กทม.ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ตลอดจนการสร้างสถานีบริการก๊าซฯ นอกจากนี้ยังมีโครงการทดสอบการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซธรรมชาติระบบ Bi-fuel ในรถแท๊กซี่อาสาสมัคร จำนวน 100 คัน ใช้งบประมาณของ ปตท. วงเงินประมาณ 4 ล้านบาท คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม-พฤศจิกายน 2543 โดย ปตท. ได้กำหนดราคาขายก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ให้อยู่ในระดับร้อยละ 50 ของราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเพื่อเป็นการจูงใจให้มีการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้น
5. ปตท. ได้จัดหาน้ำมันดิบแบบรัฐต่อรัฐเพิ่มเติมจากอิรัก ทำให้การจัดหาเพิ่มขึ้นจากเดิมที่ได้รายงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ไปแล้วซึ่งมีปริมาณ 129.8 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นเป็น 135.3 พัน บาร์เรลต่อวัน โดยการจัดหาในปี 2543 เพิ่มขึ้นจากปี 2542 จำนวน 29 พันบาร์เรลต่อวัน การนำเข้าน้ำมันดิบ ดังกล่าวเป็นลักษณะสัญญา TERM ซึ่งมีราคาเฉลี่ยต่ำกว่าตลาดจรประมาณ 0.08-0.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
6. การแสดงความคิดเห็นในเวทีนานาชาติเพื่อสะท้อนปัญหาความเดือดร้อนจากราคา น้ำมันเพิ่มสูงขึ้น โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ (นายสุรินทร์ พิศสุวรรณ) ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศในกลุ่มเอเปค (ยกเว้นจีนไทยเป และฮ่องกง) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศอาเซียน และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ Indian Ocean Rim Association for Regional Economic Cooperation-IOR-ARC เพื่อขอให้ร่วมแสดงความห่วงกังวลต่อผลกระทบจากสถานการณ์ราคาน้ำมันไปยัง ประชาคมโลกโดยผ่านเวทีนานาชาติที่เกี่ยวข้อง นอกจากนี้ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศโอเปคเพื่อ เตือนให้ประเทศในกลุ่มโอเปคคำนึงถึงผลกระทบระยะยาวจาก ความถดถอยของเศรษฐกิจโลก
ส่วนรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพาณิชย์ (นายศุภชัย พานิชภักดิ์) ในฐานะประธานการประชุมอังค์ถัด ครั้งที่ 10 ได้มีหนังสือถึงเลขาธิการอังค์ถัด เพื่อขอให้ร่วมแสดงความกังวลต่อ สถานการณ์ราคาน้ำมันโลกและร่วมส่งสัญญาณเตือนไปยังกลุ่มโอเปค และในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสเอเปค ครั้งที่ 3 (Third APEC Senior Officials Meeting) ณ ประเทศบรูไน ดารูซซาลาม ระหว่าง วันที่ 21-23 กันยายน 2543 รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ในฐานะรัฐมนตรีพลังงาน ได้มีการนำประเด็นปัญหาเรื่องสถานการณ์ราคาน้ำมันขึ้นหารือ และในการประชุมผู้นำเอเปคครั้งที่ 8 APEC Economic Leaders Meeting ในเดือนพฤศจิกายน ศกนี้ ก็จะนำปัญหาดังกล่าวขึ้นหารือเช่นกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง
สรุปสาระสำคัญ
1. สมาคมการประมงแห่งประเทศไทย ได้เสนอขอให้มีการจัดตั้งสถานี (Tanker) จำหน่ายน้ำมันในเขตต่อเนื่อง เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของชาวประมงในเรื่องต้นทุนการทำประมง และช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันทางทะเล ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) โดยความเห็นชอบของรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาความเป็นไปได้ของการจัดตั้งระบบ การค้าน้ำมันกลางทะเลอย่างถูกต้องตามกฎหมาย และได้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2543 ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้มีมติรับทราบผลการศึกษาดังกล่าว และมอบหมายให้ สพช. รับไปดำเนินการจัดทำรายละเอียดโครงการเพื่อเสนอคณะกรรมการฯ ให้ความเห็นชอบ ต่อไป
2. สพช. ได้จัดทำรายละเอียดแนวทางการดำเนินโครงการ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 โครงการดังกล่าวจะช่วยพัฒนาระบบการป้องกันและปราบปรามน้ำมันเถื่อนในทะเล จากการติดตามจับกุมเป็นการป้องกันมิให้มีการลักลอบนำน้ำมันขึ้นฝั่ง โดยประสานงานกับผู้จำหน่ายน้ำมันในทะเลและชาวประมง ทำให้จับกุมได้ง่ายและทันเวลา สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายและเพิ่มประสิทธิภาพในการป้องกันและปราบปราม นอกจากนั้นยังช่วยให้เรือประมงได้ใช้น้ำมันคุณภาพดี ราคาต่ำ และสามารถเข้าทดแทนโครงการลดราคาน้ำมันเพื่อช่วยเหลือชาวประมงของกระทรวง เกษตรและสหกรณ์ได้ ช่วยให้ลดภาระค่าใช้จ่ายในการอุดหนุน ได้ส่วนหนึ่ง รวมทั้งช่วยให้ผู้ค้าน้ำมันภายในประเทศสามารถจำหน่ายน้ำมันส่วนเกินของโรง กลั่นได้ ซึ่งคาดว่า จะมีปริมาณความต้องการน้ำมันดีเซลของกลุ่มเรือประมงในระดับ 120 ล้านลิตรต่อเดือน หรือมูลค่าประมาณ 15,000 ล้านบาทต่อปี
2.2 คุณภาพของน้ำมันดีเซลที่จำหน่ายในโครงการ มีค่ากำมะถันโดยน้ำหนักไม่เกิน 0.5% อุณหภูมิการกลั่นไม่เกิน 3700C และมีการเติมสาร Marker ตามข้อกำหนดของน้ำมันส่งออก รวมทั้งเติมสีน้ำเงิน เพื่อให้มีความแตกต่างจากน้ำมันที่ใช้ทั่วไป
2.3 ราคาที่จำหน่ายให้แก่เรือประมง จะเป็นราคาไม่รวมภาษีและกองทุนต่างๆ และหักค่าปรับลดคุณภาพน้ำมัน บวกด้วยค่าพรีเมี่ยมของโรงกลั่นและผู้จำหน่ายน้ำมันกลางทะเล ทำให้ราคาจำหน่ายจะต่ำกว่าปกติในระดับมากกว่า 2 บาท/ลิตร ขึ้นไป
2.4 การอนุญาตให้จำหน่ายน้ำมันในเขตต่อเนื่องเป็นอำนาจอนุมัติของอธิบดีกรม ศุลกากร โดยหลักเกณฑ์และเงื่อนไขเป็นไปตามที่ศูนย์ประสานงานการป้องกันและปราบปราม การลักลอบกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม (ศปปป.) กำหนด
2.5 เรือที่จำหน่ายน้ำมันต้องติดตั้งมิเตอร์จ่ายน้ำมันและมีมาตรฐานความปลอดภัย โดยให้ปฏิบัติ ตามระเบียบและมาตรฐานที่ทางราชการกำหนดไว้
2.6 มาตรการควบคุมการลักลอบนำเข้า จะดูแลโดย ศปปป. ซึ่งกำหนดให้โรงกลั่นน้ำมัน เรือจำหน่ายน้ำมัน และสมาคมประมงฯ ต้องรายงานข้อมูลการซื้อขายเป็นรายเดือน ทั้งนี้ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการตรวจสอบ รวมทั้งสมาคมประมงฯ ต้องแจ้งปริมาณความต้องการใช้น้ำมันของเรือประมงที่เป็นสมาชิกทุกลำ สำหรับผู้ค้าน้ำมันต้องแจ้งล่วงหน้าถึงข้อมูลการรับน้ำมันจากโรงกลั่น การขนส่งไปยังคลังทัณฑ์บนและขนส่งไปยังเรือจำหน่ายน้ำมัน สถานที่และเวลาการขนถ่ายน้ำมัน เพื่อที่ ศปปป. จะได้ตรวจสอบเปรียบเทียบปริมาณ น้ำมันที่รายงาน ซึ่งต้องสัมพันธ์กับของต้นทาง (โรงกลั่น/ผู้ค้าน้ำมัน) กลางทาง (เรือ Tanker) และปลายทาง (ผู้ซื้อคือเรือประมง) เพื่อนำมาวิเคราะห์ว่ามีการลักลอบนำเข้าหรือจัดซื้อน้ำมันจากต่างประเทศหรือ ไม่ นอกจากนี้ ยังมีการตรวจสอบเรือประมงที่แล่นสู่ชายฝั่งทะเล ท่าเทียบเรือ แพปลา มิให้มีการสูบถ่ายน้ำมันจากเรือประมงออกจากถังนำมาจำหน่ายบนฝั่ง โดยการตรวจสอบสี และสาร Marker ในน้ำมันที่จำหน่ายในสถานีบริการชายฝั่งโดยหน่วยงานของรัฐที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งขอความร่วมมือจากสมาคมประมงฯ เรือจำหน่ายน้ำมันและเรือประมงสมาชิกช่วยสอดส่องดูแล แจ้งเบาะแสการกระทำผิดให้กับเจ้าหน้าที่ของรัฐทราบ
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้คณะกรรมการฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบโครงการและมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการ ดังนี้
3.1 เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง
3.2 ให้กรมสรรพสามิตพิจารณาดำเนินการยกเว้นภาษีสรรพสามิต สำหรับน้ำมันดีเซลและน้ำมันที่คล้ายกันที่ผู้ประกอบอุตสาหกรรมได้จำหน่ายไป ยังเรือจำหน่ายน้ำมันกลางทะเล (Tanker) ในเขตต่อเนื่อง (12-24 ไมล์ทะเล) โดยมีวัตถุประสงค์ในการจำหน่ายให้แก่ชาวประมง เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับเรือประมง ในทะเล ทั้งนี้ตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขที่กำหนดโดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 103 แห่งพระราชบัญญัติตามภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527
3.3 ให้กรมศุลกากรพิจารณาอนุญาตให้เรือจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงใน เขต ต่อเนื่อง สามารถขนถ่ายสิ่งของใดๆ ได้ ตามมาตรา 37 ตรี แห่งพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 (แก้ไข เพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ 15) พ.ศ. 2540)
3.4 ให้กรมศุลกากรพิจารณากำหนดให้การส่งออกน้ำมันเชื้อเพลิงออกไปจำหน่ายในเขต ต่อเนื่อง ระบุจุดหมายปลายทางว่า "เขตต่อเนื่อง" รวมทั้ง พิจารณายกเว้นอากรขาเข้าสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ชาวประมงซื้อในเขตต่อ เนื่อง และน้ำมันเชื้อเพลิงที่อยู่ในถังใช้การปกติของยานพาหนะที่นำมาจากนอกราช อาณาจักร เพื่อใช้สำหรับยานพาหนะนั้นเท่านั้น
3.5 ให้กรมทะเบียนการค้าไปพิจารณาออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะส่ง ออกไปจำหน่ายในเขตต่อเนื่องให้สอดคล้องกับหลักการของโครงการฯ และเหมาะสมกับสภาพการใช้งานในทะเล
3.6 ให้กรมสรรพากรสนับสนุนโครงการฯ โดยการเร่งรัดการคืนภาษีมูลค่าเพิ่มให้เร็วที่สุด เพื่อให้ ผู้จำหน่ายน้ำมันในโครงการฯ สามารถแข่งขันราคากับผู้จำหน่ายน้ำมันในต่างประเทศได้ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือในการให้ข้อมูลที่จำเป็นต้องใช้ ในการตรวจสอบความถูกต้องของภาษีมูลค่าเพิ่มที่ขอคืน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ตามข้อ 3
เรื่องที่ 7 ความเห็นเกี่ยวกับการผ่อนปรนข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลและเบนซิน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2543 มอบหมายให้กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม รับไปพิจารณาถึงผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพอนามัยของประชาชน ในกรณีที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอให้มีการพิจาณาผ่อนปรนข้อกำหนดคุณภาพน้ำมัน ดีเซลและเบนซิน เพื่อเป็นการลดระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง
2. กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่าควรคงข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันไว้ตามที่เป็นอยู่ใน ปัจจุบัน ทั้งนี้ เนื่องจากการผ่อนปรนคุณภาพน้ำมันดีเซล โดยการเพิ่มอุณหภูมิการกลั่นจาก 357oC เป็น 370oC และการเพิ่มปริมาณกำมะถันจากร้อยละ 0.05 เป็นร้อยละ 0.5 โดยน้ำหนัก จะมีผลโดยตรงต่อปริมาณฝุ่นละอองในไอเสียของรถยนต์ดีเซลที่จะเพิ่มมากขึ้น ทำให้ปริมาณฝุ่นละอองขนาดเล็กในบรรยากาศที่อยู่ในระดับเกินเกณฑ์มาตรฐานอยู่ แล้วจะเพิ่มปริมาณมากขึ้น ซึ่งจะก่อให้เกิดปัญหามลพิษทางอากาศและมีผลกระทบต่อคุณภาพชีวิตของประชาชน โดยเฉพาะประชาชนในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล นอกจากนี้ ยังเห็นว่ามาตรการแก้ไขปัญหาที่เหมาะสมคือการใช้น้ำมันอย่างประหยัดและคุ้ม ค่า ซึ่งเป็นแนวทางหนึ่งที่มีความสำคัญและมีความจำเป็นต้องดำเนินการอย่างต่อ เนื่อง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามความเห็นของกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม ซึ่งมีความเห็นว่าประโยชน์ที่จะได้รับจากการผ่อนปรนคุณภาพน้ำมัน ซึ่งจะทำให้ราคาลดลงบ้างนั้นไม่คุ้มค่ากับความเสียหายต่อสุขภาพอนามัย และคุณภาพชีวิตของประชาชนโดยเฉพาะประชาชนในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลจากปัญหามลพิษที่เพิ่มสูงขึ้นเนื่องจากการผ่อนปรนคุณภาพนั้น ดังนั้น จึงควรคงสภาพข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันตามที่เป็นอยู่ในปัจจุบันไว้ อนึ่งกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ เห็นว่ามาตรการแก้ไขปัญหาที่เหมาะสมคือการใช้น้ำมันอย่างประหยัดและคุ้มค่า ซึ่งเป็นแนวทางที่มีความสำคัญและมีความจำเป็นต้องดำเนินการอย่างต่อเนื่อง
เรื่องที่ 8 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ...
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 เห็นชอบแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ โดยสาขาพลังงานได้กำหนดแนวทางการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกำหนดให้มีการวางกรอบการกำกับดูแลที่มีประสิทธิภาพ และให้มีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงานขึ้นเป็นหน่วยงานอิสระ เพื่อรับผิดชอบในการกำกับดูแลกิจการพลังงานในอนาคต ต่อมารัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้มีคำสั่งสำนักนายกรัฐมนตรี แต่งตั้งคณะทำงานยกร่างกฎหมายจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงานเพื่อ ดำเนินการยกร่างกฎหมายให้แล้วเสร็จ และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี และรัฐสภาพิจารณาต่อไปตามลำดับ
2. คณะทำงานยกร่างกฎหมายจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงาน ได้ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... โดยใช้กรอบของแนวทางในการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลฯ ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับนโยบายด้านรัฐวิสาหกิจและคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2542 และแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยะยาวที่คณะ รัฐมนตรีได้ให้ความ เห็นชอบเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 รวมทั้งข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขาย ไฟฟ้าที่คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 มาใช้เป็นแนวทางหลักในการ ยกร่างกฎหมายดังกล่าว
3. ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... มีสาระสำคัญ คือ
3.1 เพื่อกำกับดูแลกิจการพลังงานที่มีลักษณะผูกขาด ได้แก่ กิจการไฟฟ้า กิจการก๊าซธรรมชาติ และกิจการอื่นที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา และให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแห่งชาติมีหน้าที่คือออกใบ อนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน ส่งเสริมการแข่งขัน ป้องกันการใช้อำนาจการผูกขาดโดย มิชอบ และให้การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน
3.2 ให้มีการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแห่งชาติขึ้น เป็นหน่วยงานของรัฐซึ่งมีฐานะเป็นนิติบุคคล ทำหน้าที่เป็นสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการเพื่อให้คณะกรรมการสามารถ ปฏิบัติงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ
3.3 ให้มีการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแห่งประเทศไทยขึ้น ทำหน้าที่เป็นศูนย์ควบคุมระบบส่งไฟฟ้าของประเทศ ศูนย์ปฏิบัติการทางการตลาด และศูนย์บริหารการชำระเงิน โดยมีคณะกรรมการตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแห่งประเทศไทยทำหน้าที่กำกับดูแล เพื่อให้กิจการไฟฟ้ามีการแข่งขัน ผู้ใช้ไฟฟ้ามีทางเลือก ในการซื้อไฟฟ้า และมีการดำเนินการอย่างมีประสิทธิภาพ
4. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดการสัมมนาระดมความคิดเห็นเกี่ยวกับร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ พลังงาน พ.ศ. ... เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2543 โดยได้เชิญผู้แทนจากหน่วยราชการ รัฐวิสาหกิจ ผู้ประกอบการ ผู้ใช้พลังงาน สถาบันการเงิน สถาบันการศึกษา และองค์กรเอกชนที่เกี่ยวข้องเพื่อเข้าร่วมสัมมนา นอกจากนี้ ได้ประกาศเชิญชวนประชาชนผู้สนใจทั่วไปให้เข้าร่วมสัมมนาครั้งนี้ผ่านทางสื่อ ต่างๆ โดยมีผู้สนใจเข้าร่วมสัมมนาในครั้งนี้กว่า 500 คน ซึ่งคณะทำงานยกร่างกฎหมายจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงาน ได้นำข้อคิดเห็นที่ได้รับจากการสัมมนาในหลายประเด็น มาใช้ในการปรับปรุงร่างกฎหมายตามความเหมาะสมแล้ว
5. เมื่อร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... ได้รับความเห็นชอบในหลักการจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและคณะ รัฐมนตรีแล้ว ก็จะนำพระราชบัญญัติฉบับนี้ส่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาเพื่อพิจารณาตรวจ ร่าง ก่อนนำเสนอรัฐสภาพิจารณาเพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป ซึ่งคาดว่าร่างพระราชบัญญัติฉบับนี้จะผ่านความเห็นชอบจากรัฐสภา และมีผลใช้บังคับเป็นกฎหมายได้ประมาณกลางปี 2545
6. ในระหว่างที่ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... อยู่ระหว่างการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกาและรัฐสภา สพช. จะเป็นแกนกลางในการประสานงานเพื่อดำเนินการยกร่างกฎหมาย ที่จะออกตามบทบัญญัติแห่งร่างพระราชบัญญัติดังกล่าว ซึ่งจะช่วยเตรียมความพร้อมในการดำเนินงานของ องค์กรกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน โดยคาดว่าจะจัดตั้งขึ้นภายในปี 2545 ได้อย่างมีประสิทธิภาพ และจะช่วยให้การประกาศใช้กฎหมายรองรับ รวมทั้งกฎและระเบียบที่จะใช้ในการกำกับดูแลกิจการพลังงานสามารถดำเนินการได้ อย่างรวดเร็วหลังการจัดตั้งองค์กรกำกับการประกอบกิจการพลังงาน และวันเริ่มต้นที่พระราชบัญญัตินี้มีผลใช้บังคับ ซึ่งจะสอดคล้องกับแผนการดำเนินงานในการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแห่ง ประเทศไทยที่กำหนดภายในปี 2546
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดส่งข้อแก้ไขมายัง สพช. เพื่อนำไปปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติฉบับนี้ และเวียนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อขอความเห็นชอบ ก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 9 แผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขาย ไฟฟ้า โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการในกิจกรรมที่ได้รับมอบหมาย และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า เป็นผู้กำกับดูแลการดำเนินงานของหน่วยงานดังกล่าว และหากมีประเด็น ที่ไม่สามารถหาข้อยุติได้ ให้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน เพื่อตัดสินชี้ขาด
2. สพช. ได้จัดทำแผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาด กลางซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งได้ปรับปรุงรายละเอียดแผนการดำเนินงานให้สอดคล้องกับร่างพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... โดยคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีนายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เป็นประธาน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคม แห่งชาติ (สศช.) สำนักงานปลัดสำนักนายกรัฐมนตรี สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมบัญชีกลาง และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
3. แผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการจัดตั้งตลาดกลางซื้อขาย ไฟฟ้าที่คณะ อนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 สิงหาคม 2543 สามารถสรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้
3.1 การจัดทำกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Market Rules) จะครอบคลุมถึงกฎเกณฑ์ กติกาในการซื้อขายไฟฟ้าและการกำหนดราคา ตลอดจนข้อปฏิบัติทางเทคนิคในการควบคุมความมั่นคงของระบบและตรวจวัดหน่วย ไฟฟ้าเพื่อชำระเงิน ในการยกร่างกฎหมายดังกล่าว สพช. จะเป็นหน่วยงานหลักในการดำเนินงาน ทั้งนี้ คาดว่าการจัดทำร่างกฎตลาดกลางฯ จะแล้วเสร็จ และเสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบได้ในราวเดือนตุลาคม 2544
3.2 การดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... ดังกล่าวจะมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแห่งชาติเพื่อทำหน้าที่ กำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน ได้แก่ กิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และคาดว่าร่างพระราชบัญญัติดังกล่าว จะผ่านการพิจารณาของสภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และมีผลใช้บังคับประมาณกลางปี 2545
3.3 การดำเนินการยกร่างกฎหมายรองรับในช่วงที่ร่างพระราชบัญญัติดังกล่าวอยู่ ระหว่างการพิจารณาในสภาฯ สพช. จะเป็นแกนกลางในการจัดทำร่างกฎระเบียบ ข้อกำหนด ประกาศ ฯลฯ และรายละเอียดอื่นๆ ทางกฎหมายที่จำเป็นต่อการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระและการดำเนินการของ ตลาดกลางฯในอนาคต
3.4 การจัดการต้นทุนและหนี้สินติดค้าง (Stranded Cost) สพช. เป็นแกนกลางในการดำเนินการและว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อจัดทำแบบจำลองทาง การเงินเพื่อประเมินมูลค่าและเสนอมาตรการในการจัดการต้นทุนติดค้าง ซึ่งคาดว่าจะสามารถนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้ความเห็นชอบได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2544
3.5 การดำเนินการด้านระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จะดำเนินการ ร่วมกันเพื่อจัดทำข้อกำหนดการเชื่อมโยง การใช้บริการและการปฏิบัติการระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Code and Distribution Code) และกำหนดขอบเขตระหว่างระบบส่ง และระบบจำหน่ายให้ชัดเจน ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการได้แล้วเสร็จในปลายปี 2544
3.6 การเตรียมความพร้อมภายในองค์กรของ กฟผ. คาดว่าจะสามารถปรับหน่วยงานต่างๆ ภายในองค์กรออกเป็นหน่วยธุรกิจเชิงพาณิชย์ ภายในปลายปี 2544 โดยจะจัดตั้งบริษัทผลิตไฟฟ้า 1 และ 2 ภายในเดือนตุลาคม 2545 และลดสัดส่วนการถือหุ้นภายในเดือนตุลาคม 2546 นอกจากนี้ กฟผ. จะดำเนินการเตรียมความพร้อมด้านระบบมิเตอร์และการสื่อสารให้เสร็จภายในสิ้น ปี 2545 และจะเริ่มการเตรียมระบบของศูนย์ ควบคุมระบบ (SO) ศูนย์ปฏิบัติการทางการตลาด (MO) และศูนย์บริหารการชำระเงิน (SA) โดยค่าใช้จ่ายในการดำเนินการดังกล่าว กฟผ. ได้ดำเนินการขออนุมัติงบประมาณ ซึ่งจะรวมเป็นส่วนหนึ่งของแผนการลงทุนระยะยาว และขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของ สศช. ซึ่งคาดว่าจะดำเนินการได้แล้วเสร็จและตลาดกลางฯ สามารถเปิดดำเนินการได้ในเดือนธันวาคม 2546
3.7 การเตรียมความพร้อมภายในองค์กรของ กฟน. และ กฟภ. มีดังนี้
(1) การปรับโครงสร้างองค์กรภายใน กฟน. และ กฟภ. จะต้องปรับกิจการหลักเป็นการดำเนินการเชิงพาณิชย์ แยกธุรกิจที่ไม่ใช่ธุรกิจหลักออกเป็นบริษัทในเครือ และลดสัดส่วนการถือหุ้น ซึ่งคาดว่าจะสามารถทำได้แล้วเสร็จก่อนเดือนธันวาคม 2546
(2) การเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยี กฟน. และ กฟภ. จะดำเนินการพัฒนาระบบการวัดหน่วยไฟฟ้า ระบบเรียกเก็บเงิน ระบบชำระเงิน และลักษณะการใช้ไฟฟ้ารูปแบบต่างๆ (Load Profiles) เพื่อให้ระบบสามารถรองรับการซื้อขายไฟฟ้าที่มีการแข่งขันได้ภายในปี 2545
3.8 การจัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า หลังจากที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... มีผลใช้บังคับ ตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าจะมีสถานะเป็นนิติบุคคลตามกฎหมาย ในช่วงแรกตลาดกลางฯ จะมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ปฏิบัติหน้าที่ของตลาดกลางฯ ทั้งหมด แต่ทั้งนี้ต้องมีการโอนทรัพย์สิน สิทธิ หน้าที่ พนักงาน และงบประมาณที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินงานของตลาดกลางฯ จาก กฟผ. ไปเป็นของตลาดกลางฯ ภายใน 3 ปี นับจากวันที่พระราชบัญญัติมีผลใช้บังคับ
4. ความคืบหน้าในการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องสรุปได้ดังนี้
4.1 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายให้ สพช. ในการ ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาดำเนินการศึกษาในเรื่อง 1) การกำหนดกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า 2) การจัดการต้นทุนและหนี้สินติดค้าง และ 3) การดำเนินการทางด้านกฎหมายและการกำกับดูแล ซึ่งขณะนี้ สพช. อยู่ระหว่างการพิจารณาคัดเลือกบริษัทที่ปรึกษา คาดว่าจะเริ่มดำเนินการได้ประมาณต้นเดือนพฤศจิกายน 2543
4.2 กฟผ. ได้เริ่มดำเนินการจัดเตรียมระบบศูนย์ควบคุมระบบอิสระโดยได้จัดทำขอบเขตการ ศึกษาสำหรับโครงการพัฒนาศูนย์ควบคุมระบบอิสระ (ISO) ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิคและ ข้อเสนอด้านราคาเพื่อคัดเลือกบริษัทที่ปรึกษา
4.3 กฟน. อยู่ระหว่างการดำเนินการศึกษาเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและพัฒนา กฟน. โดยจะจัดทำแผนการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยี และแผนการปรับโครงสร้างองค์กรเพื่อการดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้แล้วเสร็จภาย ในเดือนพฤศจิกายน 2543
4.4 สพช. ได้ช่วยเหลือการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำขอบเขตการศึกษา 3 เรื่อง คือ 1) ข้อกำหนดการเชื่อมโยงการใช้บริการและการปฏิบัติการระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า 2) การจัดทำแผนการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยี และ 3) แผนการปรับโครงสร้างองค์กรเพื่อดำเนินการเชิงพาณิชย์ โดยการศึกษาในเรื่องแรก การไฟฟ้าทั้ง 3 จะดำเนินการร่วมกันเพื่อจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา โดยมี กฟผ. เป็นแกนนำ สำหรับการศึกษาใน 2 เรื่องที่เหลือ กฟภ. จะเป็นผู้ดำเนินการ
4.5 คณะอนุกรรมการประสานฯ เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะทำงาน จำนวน 5 คณะ คือ คณะทำงานพิจารณาร่างกฎตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า คณะทำงานศึกษาต้นทุนและหนี้สินติดค้าง คณะทำงานเตรียมการด้านระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า คณะทำงานเตรียมการด้านกฎหมายและการกำกับดูแล และคณะทำงานพิจารณาปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามข้อเสนอแผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและการ จัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า รายละเอียดตามข้อ 3 และเอกสารแนบ 2 ของเอกสารแนบวาระ 4.4.1 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามแผนการดำเนินงานฯ และให้กระทรวงการคลังนำแผนดังกล่าวไปใช้เป็นหลักเกณฑ์หนึ่งในการประเมินผล การดำเนินงานของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
2.รับทราบการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการ ไฟฟ้า สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และมอบหมายให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 ดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาตามขอบเขตการศึกษาที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะ อนุกรรมการประสานฯ รายละเอียดตามข้อ 3 ต่อไป
3.มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการจัดเตรียมความพร้อมของระบบตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งประกอบด้วย ศูนย์ควบคุมระบบ ศูนย์ปฏิบัติการทางการตลาด และศูนย์บริหารการชำระเงิน โดยให้มีการประสานงานอย่างใกล้ชิดกับ สพช. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การจัดตั้งตลาดกลางฯ มีความเป็นกลางและเป็นไปอย่างราบรื่นตามแผน และให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าในช่วงแรกไปก่อน ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการตลาดกลางฯ จากนั้นจึงทำการโอนระบบตลาดกลางฯ ออกจาก กฟผ. มาเป็นองค์กรอิสระ (ISO) เพื่อให้ศูนย์ควบคุมระบบเป็นอิสระจากกิจการระบบส่งภายในระยะเวลาไม่เกิน 3 ปี นับจากวันที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ... มีผลใช้บังคับ
4.มอบหมายให้ สพช. เป็นผู้เตรียมการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระสาขาพลังงาน โดยดำเนินการ ยกร่างกฎระเบียบ ข้อบังคับ ฯลฯ ภายใต้ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ...
เรื่องที่ 10 การส่งเสริมนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) มีข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ให้มีสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อการผลิต พลังงาน ทั้งหมดไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 โดยเฉลี่ยในแต่ละปี และมีสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่งของพลังงาน ความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อพลังงานน้ำมันและ/หรือก๊าซ ธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 โดยคิดเฉลี่ยในแต่ละปี
2. ภายหลังการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราเป็นระบบอัตราแลกเปลี่ยนลอย ตัว เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2540 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2540 เห็นชอบมาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โดยเห็นชอบให้มีการผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่ใช้ในกระบวน การอุณหภาพจะต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 เป็นเวลา 3 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่ายไฟตามสัญญา และผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของผลบวกของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่ง ของพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อพลังงานจากน้ำมัน และ/หรือก๊าซธรรมชาติ ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 เป็นระยะเวลา 3 ปี นับจากวัน เริ่มต้นจ่ายไฟตามสัญญา ซึ่งมีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ขอผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP จำนวน 19 ราย โดยกำหนดวันสิ้นสุดของการได้รับผ่อนผันภายในปี 2546 จำนวนทั้งสิ้น 14 ราย ขอผ่อนผันเป็น Open Cycle จำนวน 10 ราย ขอผ่อนผันสัดส่วนพลังงานความร้อนไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 จำนวน 14 ราย และขอผ่อนผันประสิทธิภาพไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 จำนวน 9 ราย
3. สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ขอให้พิจารณายกเลิกเงื่อนไขการกำหนดสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่ใช้ใน กระบวนการอุณหภาพ และสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่งของพลังงาน ความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการ อุณหภาพต่อพลังงานจากน้ำมันและ/หรือก๊าซธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) เนื่องจาก SPP ได้พยายามผลิตไฟฟ้าให้เกิดการใช้พลังงานความร้อนในกระบวนการอุณหภาพให้สอด คล้องตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ปัจจุบันลูกค้าอุตสาหกรรมที่ซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประสบปัญหาทางเศรษฐกิจและ การตลาด ทำให้ต้องชะลอการลงทุน ลดการลงทุน หรือยกเลิกโครงการ ส่งผลให้ SPP ไม่สามารถใช้พลังงาน ความร้อนได้ตามเงื่อนไข
4. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2543 ได้พิจารณาเรื่องการกำหนดสัดส่วนการผลิตพลังงานความร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็กแล้ว และมีมติ เห็นควรให้ขยายระยะเวลาการผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่จะนำ ไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อการผลิตพลังงานทั้งหมดไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 โดยเฉลี่ยในแต่ละปี และสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่งของพลังงาน ความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อพลังงานจากน้ำมันและ/หรือก๊าซ ธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 โดยเฉลี่ยในแต่ละปี สำหรับโครงการ SPP ที่กำหนดวันสิ้นสุดการผ่อนผันตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2540 ภายในปี 2546 ให้เลื่อนออกไปอีกจนถึงสิ้นปี 2546 ทั้งนี้ ให้ SPP ที่ประสงค์จะขอผ่อนผันติดต่อกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นรายๆ ไป
5. นอกจากนี้ กรมโยธาธิการได้มีหนังสือถึง สพช. ขอให้พิจารณาสนับสนุนการดำเนินงานของโรง ไฟฟ้าขยะ จังหวัดภูเก็ต ในเรื่องการคิดอัตราค่าไฟฟ้าสรุปได้ดังนี้
5.1 โครงการโรงไฟฟ้าขยะ จังหวัดภูเก็ต ของกรมโยธาธิการ ได้เคยยื่นคำร้องเสนอขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ในปริมาณ 1 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากตามกฎหมายระบุว่ากรมโยธาธิการเป็นหน่วยงานราชการที่ไม่สามารถ ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าได้ กรมโยธาธิการจึงไม่สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ ดังนั้น กฟผ. จึงได้แจ้งยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าว
5.2 แม้ว่าโครงการโรงไฟฟ้าขยะของกรมโยธาธิการจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. ได้ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP แต่โครงการก็ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จ และส่งกระแสไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าส่วน ภูมิภาค (กฟภ.) โดยว่าจ้างบริษัทเอกชนดำเนินการ และมีแผนที่จะโอนโครงการดังกล่าวให้กับเทศบาลเมืองภูเก็ตเป็นผู้บริหารงาน ต่อไปประมาณปลายปี 2543 สำหรับการผลิตไฟฟ้าได้เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2542 เป็นต้นมา พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ส่วนใหญ่จะใช้ในโครงการและโรงบำบัดน้ำเสียของเทศบาล เมืองภูเก็ต ส่วนที่เหลือจะส่งเข้าระบบของ กฟภ. โดยไม่ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้า อย่างไรก็ตามในช่วงที่โรงไฟฟ้าขยะไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้เพียงพอกับความต้อง การใช้ไฟฟ้า โครงการฯ ก็จะซื้อไฟฟ้าจาก กฟภ. ในอัตราปกติประเภทกิจการขนาดกลาง โดยใช้เงินจากงบประมาณ
5.3 กรมโยธาธิการได้มีหนังสือถึง สพช. ขอให้พิจารณาสนับสนุนการดำเนินการของโรงไฟฟ้าขยะ โดยขอให้พิจารณาแลกเปลี่ยนหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ส่งให้ กฟภ. และที่ซื้อจาก กฟภ. และของดหรือลดค่า ความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) จากการคิดค่าไฟฟ้าในอัตราปกติประเภทกิจการขนาดกลาง เพื่อเป็นการลดภาระของท้องถิ่นที่จะดำเนินการต่อไป นอกจากนี้ โครงการดังกล่าวเป็นการส่งเสริมการพัฒนาและอนุรักษ์พลังงานในการผลิตไฟฟ้า จากขยะมูลฝอย ตลอดจนเป็นการรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม และส่งเสริมคุณภาพชีวิตของประชาชนโดยรวมให้ดีขึ้น
5.4 คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2543 ได้มีการพิจารณาเรื่องดังกล่าว และมีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อ ไฟฟ้าจากโครงการ SPP ขนาดเล็ก โดยมอบให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 ร่วมกันดำเนินการ ต่อไป และเห็นควรให้โครงการโรงไฟฟ้าขยะ จังหวัดภูเก็ต แลกเปลี่ยนหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ส่งเข้าระบบของ กฟภ. กับที่ซื้อจาก กฟภ. ได้ ในระหว่างที่ยังไม่โอนงานให้กับเทศบาลเมืองภูเก็ต โดยกรมโยธาธิการจะไม่คิด ค่าไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งเข้าระบบ กฟภ. เกินกว่าที่ซื้อจาก กฟภ. ทั้งนี้ เมื่อการโอนงาน แล้วเสร็จ เทศบาลเมืองภูเก็ต จะสามารถขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าและยื่นคำร้องเพื่อเสนอขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ได้ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP สำหรับโครงการ SPP ที่มีกำหนดวัน สิ้นสุดการผ่อนผันตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2540 ภายในปี 2546 ออกไปอีกจนถึงสิ้นปี 2546 โดยคุณสมบัติของ SPP ที่ได้รับการผ่อนผันมีดังนี้
1.1 ผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ นอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมดไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 โดยคิดเฉลี่ยในแต่ละปี
1.2 ผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่ง ของพลังงานความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อพลังงานจากน้ำมัน และ/หรือก๊าซธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 โดยคิดเฉลี่ยในแต่ละปี
ทั้งนี้ ให้ SPP ที่ประสงค์จะขอผ่อนผันติดต่อกับ กฟผ. เป็นรายๆ ไป
2.เห็นชอบให้มีการออกระเบียบเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้า จากโครงการ SPP ขนาดเล็กเพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก ทั้งนี้ มอบหมายให้ สพช. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ร่วมกันดำเนินการต่อไป
3.เห็นชอบให้โครงการโรงไฟฟ้าขยะ จังหวัดภูเก็ต แลกเปลี่ยนหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ส่งเข้าระบบของ กฟภ. ได้ในระหว่างที่โครงการดังกล่าวยังไม่ได้รับสัมปทาน ภายหลังจากที่ได้รับสัมปทานแล้วให้โครงการขาย ไฟฟ้าให้ กฟผ. ตามระเบียบ SPP
เรื่องที่ 11 ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2537 อนุมัติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่องการพัฒนาก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่าเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิต ไฟฟ้า โดยเห็นชอบให้นำเงื่อนไขหลักๆ ของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งยาดานา มายกร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่างการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) กับ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยอัตราค่าผ่านท่อควรสะท้อนถึง การแบ่งภาระความเสี่ยงระหว่าง ปตท. และ กฟผ.
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล โดยเฉพาะเมื่อมีการนำเข้าก๊าซฯจากสหภาพพม่า ปตท. จะเชื่อมโยงระบบท่อก๊าซฯ จากสหภาพพม่าเข้ากับระบบท่อหลักแล้วให้นำก๊าซฯ จากแหล่งยาดานา (Pool 4) กับก๊าซฯ จากอ่าวไทย และเยตากุน (Pool 2) มาเฉลี่ยให้เป็นราคาเดียวกัน และเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2542 ได้มีมติเห็นชอบ ให้ กฟผ. ให้ความร่วมมือกับ ปตท. ในการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าราชบุรีให้สอดคล้องกับเงื่อนไขของสัญญาฯ ยาดานา ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2537 และให้มีการลงนามในสัญญาโดยเร็ว
3. นอกจากนี้ คณะรัฐมนตรีได้มีมติเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2542 เห็นชอบแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี โดยในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิง (ก๊าซธรรมชาติ) มีประเด็นสำคัญๆ ดังนี้
3.1 บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีจะทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ ปตท. โดยตรง (Gas Sales Agreement :GSA) ทั้งนี้ กฟผ. จะต้องทำสัญญาซื้อขายก๊าซฯ หลัก (Master Gas Sales Agreement :MGSA) กับ ปตท. ซึ่งจะระบุเงื่อนไขเกี่ยวกับภาระของ กฟผ. กรณีบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีไม่สามารถรับก๊าซฯ ที่ ปตท. ส่งให้ครบตามปริมาณที่กำหนดในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Minimum Take Liability) ซึ่งเป็นรูปแบบ เดียวกันกับการจัดหาก๊าซของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ในกรณีที่บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี ไม่สามารถทำสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กฟผ. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซฯ ให้แก่บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีเป็นการชั่วคราวจนกว่าบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี จะลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับ ปตท. ได้
3.2 สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (GSA) ระหว่างบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี กับ ปตท. ได้กำหนด เงื่อนไขเกี่ยวกับปริมาณและการจัดส่งก๊าซฯ ให้กับบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีโดยจะใช้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง บริษัท Tri Energy Company Limited (ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนซึ่งซื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จัดหาจาก สหภาพพม่า) กับ ปตท. เป็นต้นแบบ
3.3 สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหลัก (MGSA) ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ได้กำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับภาระรับผิดชอบของ กฟผ. กรณีบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีไม่สามารถรับก๊าซฯ ที่ ปตท. ส่งให้ครบตามปริมาณที่กำหนดในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ โดยอาจจะใช้สัญญาซื้อขายก๊าซฯ หลักตามโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก เอกชน (Master IPP Program Gas Sales Agreement) ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. เป็นต้นแบบ หรือแก้ไขสัญญาหลักดังกล่าวเพื่อให้ครอบคลุมถึงบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี
4. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2543 และเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 รับทราบ รายงานผลการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าราชบุรีระหว่าง ปตท. และ กฟผ. โดยให้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าราชบุรี เพื่อให้มีผลบังคับใช้โดยเร็ว
5. ปตท. กฟผ. และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้ดำเนินการจัดทำสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี โดยคำนึงถึงหลักการการจัดทำสัญญาตามมติคณะรัฐมนตรี ข้างต้นแล้วเสร็จ โดยแยกออกเป็น 2 สัญญา คือ สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ บริษัทผลิต ไฟฟ้าราชบุรี (Gas Sales Agreement : GSA) ที่กำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับปริมาณและการจัดส่งก๊าซฯ ให้กับบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหลักระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. (Ratchaburi Master Gas Sales Agreement : RMGSA) ที่กำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับภาระความรับผิดชอบของ กฟผ. ในกรณีที่บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี ไม่สามารถรับก๊าซฯ ที่ ปตท. จัดหาให้ตามปริมาณที่กำหนดไว้ตามสัญญา GSA
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ บริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี (GSA) และร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหลักระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. (RMGSA) โดยเร่งรัดให้ ปตท. และ กฟผ. รวมทั้งบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด รับไปดำเนินการลงนามในสัญญาฯ ดังกล่าวต่อไป
เรื่องที่ 12 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2541 เห็นชอบการออกพันธบัตรในตลาดทุนต่างประเทศของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รวมทั้ง เงื่อนไขของธนาคารโลกในการค้ำประกันเงินต้น และมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ดำเนินการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่ง สพช. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว โดยจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา Pricewaterhouse Coopers (PwC) ทำการศึกษาในเรื่องดังกล่าว ซึ่งการศึกษาได้แล้วเสร็จ
2. คณะกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งมีนายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เป็นประธาน ประกอบด้วยผู้แทนจาก สพช. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ กรมบัญชีกลาง สำนักบริหารหนี้สาธารณะ สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย หอการค้าไทย นักวิชาการ และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้พิจารณาผลการศึกษาดังกล่าวจนได้ข้อยุติ
3. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้มีการปรับปรุงตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับการศึกษาฯ สรุปได้ดังนี้
3.1 ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้
(1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กำหนดเป็นโครงสร้างเดียวกัน โดยไม่มีการกำหนดส่วนเพิ่ม-ส่วนลดค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้กับ กฟน. และ กฟภ. ดังเช่นปัจจุบัน แต่มีการชดเชยรายได้ระหว่าง กฟน. และ กฟภ. ในลักษณะเหมาจ่ายแทน
(2) ค่าไฟฟ้าขายส่งประกอบด้วยค่าผลิตไฟฟ้า และค่ากิจการระบบส่ง โดยค่าไฟฟ้าจะ แตกต่างกันตามระดับแรงดัน และช่วงเวลาของการใช้
(3) กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายส่ง ระหว่าง กฟผ. กับ กฟน. และ กฟภ. หากค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าต่ำกว่า 0.875 ในอัตรา 5 บาท/kVar/เดือน
(4) กำหนดค่าบริการการเชื่อมโยงระบบใหม่ ในอัตรา 50,000 บาท/MVA/ปี สำหรับผู้ เชื่อมโยงระบบ ณ ระดับแรงดัน 69 kV ขึ้นไป และ 100,000 บาท/MVA/ปี ณ ระดับแรงดันกลาง
(5) ราคาขายส่งเฉลี่ยจะลดลงจากค่าไฟฟ้าขายส่งปัจจุบันร้อยละ 2 ซึ่งสอดคล้องกับค่า ไฟฟ้าขายปลีกที่ลดลงในสัดส่วนเดียวกัน
3.2 ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้
(1) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยลดลงประมาณร้อยละ 2
(2) ลดการอุดหนุนระหว่างกลุ่มให้น้อยลงเท่าที่จะทำได้ โดยไม่ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มใดต้องจ่ายค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้น
(3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกให้เห็นอย่างชัดเจน สำหรับกิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก
(4) มีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Time of Use (TOU) ใหม่ เพื่อให้สะท้อนถึง ต้นทุนและลักษณะการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟ (Load Profile) ที่เปลี่ยนแปลงไปให้มากที่สุด
(5) ขยายขอบเขตการใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบ TOU ให้ครอบคลุมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าในกลุ่มธุรกิจและอุตสาหกรรม ที่มีการใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 250,000 หน่วย/เดือน หรือมีความต้องการพลังไฟฟ้าตั้งแต่ 1,000 กิโลวัตต์ ขึ้นไป นอกจากนี้ อัตรา TOU จะนำมาใช้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยกิจการขนาด เล็ก และส่วนราชการ
(6) ปรับปรุงการจำแนกกลุ่มผู้ใช้ไฟใหม่ โดยกำหนดให้กลุ่มผู้ใช้ไฟประเภทกิจการขนาดกลางที่มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าเกิน กว่า 250,000 หน่วย หรือมีความต้องการพลังไฟฟ้าเกินกว่า 1,000 กิโลวัตต์ ขึ้นไป อยู่ในกลุ่มผู้ใช้ไฟประเภทกิจการขนาดใหญ่ทั้งหมด
(7) รวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในปัจจุบันเท่ากับ 64.52 สตางค์/หน่วย เข้าไปในค่าไฟฟ้าฐาน และกำหนดค่า Ft ใหม่ ณ จุดเริ่มต้นเท่ากับ 0
(8) โครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่ค่าไฟฟ้าเดือนตุลาคม 2543 เป็นต้นไป
3.3 ใบเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้าจะจำแนกรายละเอียดอัตราค่าไฟฟ้าตามประเภทกิจการ ไฟฟ้า ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง และกิจการระบบจำหน่าย รวมทั้งแสดงการให้การอุดหนุนค่าไฟฟ้าระหว่างกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้า เพื่อให้ผู้ใช้ไฟทราบถึงค่าไฟฟ้าในแต่ละกิจการไฟฟ้าอย่างแท้จริงและมูลค่า การอุดหนุนค่าไฟฟ้าของตน ทั้งนี้ ใบเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้าดังกล่าวจะนำมาใช้กับผู้ใช้ไฟประเภทกิจการขนาดใหญ่ ก่อน
3.4 คณะกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าได้พิจารณาให้มีการ ปรับปรุงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของบริษัทที่ปรึกษา PwC ดังนี้
(1) แยกค่า Ft ในแต่ละกิจการอย่างชัดเจน กล่าวคือ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก
(2) ปรับฐานค่า Ft ใหม่ (Rebase เพื่อให้ Ft เท่ากับ 0 ณ จุดเริ่มต้น) เนื่องจากตามข้อเสนอ โครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกจะรวมค่า Ft ณ ระดับ 64.52 สตางค์/หน่วย ไว้แล้ว
(3) เนื่องจากการไฟฟ้ายังไม่มีอิสระในการบริหารจัดการหนี้ได้อย่างแท้จริง จึงเห็นควรให้การไฟฟ้านำผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนต่อหนี้สินของการไฟฟ้า ปรับในค่าไฟฟ้าผ่านสูตร Ft ได้ในช่วงแรก หากอัตราแลกเปลี่ยนเปลี่ยนแปลงจากระดับ 38 บาท/เหรียญสหรัฐ ทั้งนี้ การคำนวณค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บ ตั้งแต่เดือนเมษายน 2544 เป็นต้นไป ให้การไฟฟ้ารับความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยนด้วย โดยให้มีการปรับค่าไฟฟ้าผ่านสูตร Ft เมื่ออัตราแลกเปลี่ยนอ่อนตัวลงจากอัตราแลกเปลี่ยนฐาน (ซึ่งจะเป็นไปตามอัตราแลกเปลี่ยน ที่ใช้ในการคำนวณค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บในเดือนเมษายน 2544) เกินกว่าร้อยละ 5 แต่ทั้งนี้ไม่เกิน 45 บาท/เหรียญสหรัฐ แต่หากอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนฐาน ให้การไฟฟ้าคืนผลประโยชน์ให้ประชาชน ผ่านสูตร Ft ทั้งหมด
(4) รายได้ที่เปลี่ยนแปลงของ 3 การไฟฟ้า เนื่องจากราคาขายเปลี่ยนแปลงไปจากที่ประมาณการ (MR) ยังคงให้ปรับค่าไฟฟ้าผ่าน MR ในช่วง 6 เดือนแรก หลังปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าใหม่ เพื่อให้การไฟฟ้ามีรายได้สอดคล้องกับราคาขายปลีกที่ลดลงร้อยละ 2 เมื่อพ้นกำหนดดังกล่าวให้นำค่า MR ออกจากสูตร Ft
(5) ค่า Ft จะปรับตามการเปลี่ยนแปลงของอัตราเงินเฟ้อ จากอัตราเงินเฟ้อที่ใช้ในการคำนวณฐานะการเงินของกิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ทั้งนี้ ค่าตัววัดประสิทธิภาพ หรือค่า "X" สำหรับกิจการผลิต กิจการระบบส่ง และกิจการระบบจำหน่าย ได้นำไปรวมไว้ในการกำหนดโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานแล้ว
(6) ค่าใช้จ่ายด้านการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) ให้นำออกจากสูตรการคำนวณ Ft
3.5 การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า (Financial Tranfers) เนื่องจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่แตกต่างกัน ในขณะที่โครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ ควรมีการชดเชยรายได้แบบเหมาจ่าย (Lump sum financial Transfer) จาก กฟน. ไปยัง กฟภ. แทนการชดเชยรายได้ผ่านส่วนเพิ่ม (ส่วนลด) ค่าไฟฟ้าขายส่งเช่นในปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้ กฟน. ต้องชดเชยรายได้ให้ กฟภ. ในระดับ 7,979-9,152 ล้านบาทต่อปี ในช่วงปี 2544-2546
4. คณะกรรมการฯ ได้ศึกษาผลกระทบของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันแล้วพบว่า ผลกระทบโดยรวมค่าไฟฟ้าจะลดลงร้อยละ 2.11
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก และรายละเอียดใบเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้า รายละเอียดตามข้อ 4.6.1-4.6.3 และเอกสารแนบ 8-9 ของเอกสารประกอบวาระ 4.7.1 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปดำเนินการให้เกิดผลในทางปฏิบัติ โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2543 เป็นต้นไป
- เห็นชอบในหลักการข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) รายละเอียดตามข้อ 4.7 และเอกสารแนบ 10 ของเอกสารประกอบวาระ 4.7.1 ทั้งนี้ ให้มีการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติครั้งต่อไปใน เดือนกุมภาพันธ์ 2544 และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไป ดำเนินการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ภายใต้หลักการดังกล่าว
- เห็นชอบในหลักการการชดเชยรายได้ระหว่าง กฟน. และ กฟภ. รวมทั้งกลไกในการปรับปรุงการ ชดเชยรายได้ รายละเอียดตามข้อ 4.8 ของเอกสารประกอบวาระ 4.7.1
เรื่องที่ 13 การกำหนดราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ บริษัท ไตรเอนเนอจี้ จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบแนวทางในการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) กับผู้ใช้ และอัตราค่าผ่านท่อ ในประเด็นราคาค่าเนื้อก๊าซฯ ให้แบ่งออกเป็น 4 กลุ่ม (Pool) และเมื่อ ปตท. เชื่อมโยงระบบท่อก๊าซฯ จากสหภาพพม่าเข้ากับระบบท่อหลักแล้ว ก๊าซฯ จาก Pool 4 (ยาดานา) และ Pool 2 (อ่าวไทย และ เยตากุน) จะถูกนำมาเฉลี่ยให้เป็นราคาเดียวกัน ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาภาระจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติที่มากกว่าความต้อง การ โดยเฉพาะมาตรการเร่งรัดโครงการท่อก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2543 เพื่อเชื่อมโยงระบบท่อส่งก๊าซฯ จาก สหภาพพม่าเข้ากับระบบท่อหลัก เพื่อส่งก๊าซฯ จาก สหภาพพม่าไปที่โรงไฟฟ้าวังน้อย
2. ปตท. ได้ดำเนินการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Gas Sales Agreement : GSA) กับผู้ใช้โดยเฉพาะผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ทั้ง 4 ราย และโรงไฟฟ้าราชบุรี ในการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ดังกล่าว อยู่บนพื้นฐานการกำหนดราคาก๊าซฯ ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ที่กำหนดให้มีการ เชื่อมโยงระบบท่อก๊าซฯ จากสหภาพพม่าเข้ากับระบบท่อหลัก แล้วนำราคาก๊าซฯ จาก Pool 2 และ Pool 4 มาเฉลี่ยให้เป็นราคาเดียวกัน
3. จากการเชื่อมโยงระบบท่อก๊าซฯ จากสหภาพพม่าเข้ากับระบบท่อก๊าซฯ หลักตามโครงการก่อสร้างท่อก๊าซฯราชบุรี-วังน้อยซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จและ เริ่มดำเนินการจ่ายก๊าซฯได้จริง (Commissioning) ในวันที่ 1 มกราคม 2544 ขณะที่โรงไฟฟ้า IPP จำนวน 2 รายคือ บริษัทไตรเอนเนอจี้ จำกัด (Tri Energy) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด (Independent Power) สามารถรับก๊าซฯ และผลิตกระแสไฟฟ้าจ่ายให้กับ กฟผ. (Commercial Operation Date :COD) ได้แล้วตั้งแต่ วันที่ 1 กรกฎาคม 2543 และ วันที่ 15 สิงหาคม 2543 ตามลำดับ
4. ปตท. ได้จัดหาก๊าซฯ และเรียกเก็บค่าก๊าซฯ จาก IPP ทั้ง 2 ราย คือ 1) Tri Energy รับและจ่ายค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 (เฉพาะในส่วนของเยตากุนเท่านั้น) และ Pool 4 (ยาดานา) แทนที่จะต้องรับและ จ่ายค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 (อ่าวไทยและ เยตากุน) และ Pool 4 (ยาดานา) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซ ธรรมชาติ และ 2) Independent Power รับและจ่ายค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 (เฉพาะในส่วนของอ่าวไทยเท่านั้น) แทนที่จะต้องรับและจ่ายค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 (อ่าวไทยและ เยตากุน) และ Pool 4 (ยาดานา) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
5. บริษัท Tri Energy ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) แจ้งความเห็นของ กฟผ. ว่า กฟผ. ไม่ควรจะต้องจ่ายค่าก๊าซฯ ในราคาค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจากสหภาพพม่า (เยตากุน และ ยาดานา) โดยเห็นว่า Tri Energy ควรจะรับซื้อก๊าซฯ ในราคาค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 กับ Pool 4 ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ
6. สพช. ปตท. และ กฟผ. ได้ร่วมกันพิจารณาประเด็นปัญหาดังกล่าวแล้ว มีความเห็น ดังนี้
6.1 ในหลักการสมควรที่ฝ่ายที่เกี่ยวข้องทั้ง 1) ปตท. ในฐานะผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ 2) IPP ในฐานะผู้รับซื้อก๊าซฯ จาก ปตท. และผู้ขายไฟฟ้าให้ กฟผ. และ 3) กฟผ. ในฐานะผู้รับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำเป็นต้องอ้างถึงสัญญาต่างๆ ที่มีอยู่คือ สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ IPP (Gas Sales Agreement : GSA) ที่กำหนดให้ ปตท. จำหน่ายก๊าซฯ ให้ IPP ในราคาก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 และ Pool 4 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ IPP (Power Purchase Agreement : PPA) ที่กำหนดให้ราคาไฟฟ้าที่ IPP ขายให้ กฟผ. เป็นราคาส่งต่อ (Passthrough) ตามที่ ปตท. เรียกเก็บค่าก๊าซฯ จาก IPP
6.2 อย่างไรก็ตาม เมื่อคำนึงถึงกำหนดแล้วเสร็จของโครงการท่อก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อยที่สามารถ เริ่มดำเนินการจ่ายก๊าซฯ ได้จริง (Commissioning) ในวันที่ 1 มกราคม 2544 ซึ่งทำให้ ปตท. สามารถนำราคาก๊าซฯ Pool 4 (สหภาพพม่า) มาเฉลี่ยรวมกับราคาก๊าซฯ จาก Pool 2 ได้ จึงเห็นสมควรกำหนดให้ ปตท. จัดหาก๊าซฯ และเรียกเก็บค่าก๊าซฯ จาก IPP ทั้ง 2 ราย คือ Tri Energy : รับและจ่ายค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 (เฉพาะในส่วนของเยตากุนเท่านั้น) และ Pool 4 (ยาดานา) ส่วน Independent Power : รับและจ่ายค่าเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจาก Pool 2 (เฉพาะในส่วนของอ่าวไทย เท่านั้น)
6.3 กำหนดให้ กฟผ. รับซื้อกระแสไฟฟ้าจาก IPP ทั้งสองรายตามราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. เรียกเก็บ ตามที่ได้มีการปฏิบัติอยู่ในปัจจุบัน โดยไม่ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านราคาที่ระบุใน Schedule 4 และ 5 ของสัญญา GSA ไปจนกว่าโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย แล้วเสร็จและสามารถเริ่มดำเนินการ จ่ายก๊าซฯ ได้จริงในวันที่ 1 มกราคม 2544
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการกำหนดให้ ปตท. จัดหาก๊าซฯ และเรียกเก็บค่าก๊าซฯ จาก IPP ทั้ง 2 ราย คือ บริษัทไตรเอนเนอจี้ จำกัด และ บริษัทผลิตไฟฟ้าอิสระ (ประเทศไทย) จำกัด ตามข้อ 6.3 รวมทั้งกำหนดให้ กฟผ. รับซื้อกระแสไฟฟ้าจาก IPP ทั้ง 2 รายตามราคาก๊าซฯ ที่ ปตท. เรียกเก็บจาก IPP ทั้ง 2 ราย ตามข้อ 6.3 โดยไม่ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านราคาที่ระบุใน Schedule 4 และ 5 ของสัญญา GSA ไปจนกว่าโครงการท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย จะแล้วเสร็จและสามารถเริ่มดำเนินการจ่ายก๊าซฯ ได้จริงในวันที่ 1 มกราคม 2544
ปิดประชุมเวลา 13.00 น.
กพช. ครั้งที่ 80 - วันศุกร์ที่ 27 ตุลาคม 2543
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 10/2543 (ครั้งที่ 80)
วันศุกร์ที่ 27 ตุลาคม พ.ศ. 2543 เวลา 15.30 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
2.รายงานผลการดำเนินงานและแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม
4.ความคืบหน้าของมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนเตรียมพร้อมเพื่อรองรับสถานการณ์ในตะวันออกกลาง
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข รองเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ แทนเลขาธิการคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งที่ 9/2543 (ครั้งที่ 79) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2543 ได้พิจารณาเรื่อง ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และได้มีมติเห็นชอบในหลักการของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมโยธาธิการ กระทรวงมหาดไทย และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จัดส่งข้อแก้ไขมายัง สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เพื่อนำไปปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติฉบับนี้ และเวียนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อขอความเห็นชอบก่อนนำเสนอคณะ รัฐมนตรีต่อไป
2. สพช. ได้มีการหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การดำเนินการเป็นไปตาม มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติข้างต้น ได้แก่ กรมโยธาธิการ ปตท. สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ในการพิจารณาข้อแก้ไขและข้อคิดเห็นร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... เพื่อนำไปปรับปรุงร่างพระราชบัญญัติดังกล่าวต่อไป ซึ่งจากการหารือร่วมกันได้ข้อสรุปในการแก้ไขร่างพระราชบัญญัติดังกล่าว ดังนี้
2.1 กรมโยธาธิการ มีข้อแก้ไขดังนี้
(1) เพิ่มเติมมาตรา 7(6) โดยให้อำนาจแก่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติร่วมกับ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยในการกำหนดขอบเขตการอนุญาตหรือการให้สัมปทาน ตามประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58 พ.ศ. 2515 และขอบเขตการกำหนดมาตรฐานความปลอดภัยของกรมโยธาธิการและคณะกรรมการฯ เพื่อไม่ให้มีความซ้ำซ้อนกัน
(2) เพิ่มเติมข้อความวรรค 5 ของมาตรา 43 เกี่ยวกับการขอรับใบอนุญาตของผู้ประกอบ กิจการพลังงานเป็นดังนี้ "การประกอบกิจการพลังงานใดซึ่งจะต้องได้รับอนุญาตหรือรับสัมปทานตามกฎหมาย อื่น จะต้องได้รับอนุญาตหรือรับสัมปทานตามกฎหมายนั้นด้วย ยกเว้นการขออนุญาตการผลิตพลังงานควบคุมตามกฎหมายว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริม พลังงาน และการขออนุญาตตามมาตรา 37 ตามกฎหมายว่าด้วยการ ไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย"
(3) เพิ่มเติมข้อความในมาตรา 45 (16) โดยในส่วนของประเภทใบอนุญาตการประกอบ กิจการค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ให้เพิ่มเติมว่า "ยกเว้นการประกอบกิจการสถานีบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับรถ"
(4) เพิ่มเติมข้อความในมาตรา 68 วรรคหนึ่ง โดยให้กระทรวงมหาดไทยมีอำนาจกำหนดมาตรฐานด้านความมั่นคงปลอดภัยและด้านเทคโนโลยีของโรงไฟฟ้า
(5) แก้ไขมาตรา 172 โดยตัด " ประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58" ออกจากข้อความเดิม
(6) มาตรา 176 เปลี่ยนแปลงถ้อยคำจาก "อนุญาตตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58" เป็น "สัมปทานตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58"
2.2 ปตท. ได้ขอเพิ่มเติมข้อความในมาตรา 174 วรรค 3 ดังนี้ "ในการออกใบอนุญาตตาม วรรคสองให้คณะกรรมการกำหนดเงื่อนไขเกี่ยวกับการประกอบกิจการของการไฟฟ้าฝ่าย ผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึง ข้อผูกพันที่มีอยู่เดิมและ ประโยชน์ของประชาชนที่ได้รับบริการอยู่เดิม และการพัฒนาเพื่อให้มีการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพหรือการอื่นใด เพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์แห่งพระราชบัญญัตินี้"
3. สพช. ได้ดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ตาม ความเห็นของหน่วยงานข้างต้น และได้เวียนคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาแล้ว ซึ่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการ ประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2543
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบในหลักการของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้รับข้อสังเกตของที่ประชุมไปพิจารณาปรับปรุงแก้ไขถ้อยคำหรือข้อความใน ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ในขั้นตอนการพิจารณาตรวจร่างของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานและแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี ให้ดูแลกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 เพื่อให้สามารถนำ "ดอกผล" อันเกิดจากกองทุนฯ จำนวน 350 ล้านบาท ที่ได้รับจากบริษัท เอสโซ่ แสตนดาร์ด (ประเทศไทย) จำกัด ตามสัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม ระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรม กับ บริษัท เอสโซ่ แสตนดาร์ด (ประเทศไทย) จำกัด มาใช้ประโยชน์ในการส่งเสริมและสนับสนุนงานด้านพลังงานและปิโตรเลียม โดยมีระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เป็นกรอบในการบริหารงานกองทุนฯ
2. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ทำหน้าที่พิจารณา จัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ พร้อมทั้งจัดทำแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ เป็นรายปีงบประมาณในช่วง 3 ปีข้างหน้า เพื่อใช้เป็นกรอบในการพิจารณาให้ความช่วยเหลือและสนับสนุนแก่หน่วยงานที่ ปฏิบัติงานทางด้านพลังงานและปิโตรเลียม นอกจากนี้ยังกำหนดให้ สพช. จัดทำงบแสดงผลการรับ - จ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณและงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณให้เสร็จสิ้นภายใน 30 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณเพื่อรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำรายงานผลการดำเนินงานปีงบประมาณ 2543 ซึ่งได้อนุมัติเงิน กองทุนฯ ภายใต้กรอบของแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ อย่างเคร่งครัดสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนจากหน่วยงานต่างๆ รวมทั้งมีการอนุมัติตามความจำเป็นและหมาะสมเพื่อประโยชน์ของหน่วยงานที่ ปฏิบัติงานด้านพลังงานและปิโตรเลียม เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยสามารถสรุปแผนและผลการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในรอบปีงบประมาณ 2543 ได้ดังนี้
หน่วย:ล้านบาท
หมวดค่าใช้จ่าย | แผนการใช้จ่าย | ผลการใช้จ่าย |
การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 4.4 | 4.1 |
เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 4.6 | 4.6 |
การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ | 1.5 | 1.0 |
การเดินทางเพื่อศึกษาดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา | 6.5 | 6.2 |
การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 2.4 | 2.4 |
ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 0.6 | 0.6 |
รวม | 20.0 | 18.9 |
4. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาข้อมูลจากงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ งบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณ งบประมาณผูกพันต่อเนื่องในช่วงปี 2544 ประกอบกับประมาณการรายรับของกองทุนฯ ที่คาดว่าจะได้รับผลตอบแทนจากอัตราดอกเบี้ยเงินฝากประจำของเงินกองทุนฯ ในช่วงสามปีข้างหน้าแล้ว ได้เสนอแผนการใช้จ่ายเงินในช่วงปีงบประมาณ 2544 - 2546 ภายในวงเงิน 66 ล้านบาท เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ ภายใต้กรอบของหมวดรายจ่ายต่างๆ ดังนี้
(หน่วย:ล้านบาท)
หมวดรายจ่าย | ปีงบประมาณ | |||
2544 | 2545 | 2546 | รวม | |
การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 4.00 | 4.00 | 4.00 | 12.00 |
เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 5.40 | 5.40 | 5.40 | 16.20 |
การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล และประชาสัมพันธ์ | 3.00 | 3.00 | 3.00 | 9.00 |
การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา | 5.00 | 5.00 | 5.00 | 15.00 |
การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 4.00 | 4.00 | 4.00 | 12.00 |
ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 1.80 |
รวม | 22.00 | 22.00 | 22.00 | 66.00 |
5. เพื่อให้เกิดความคล่องตัว และมีความยืดหยุ่นในการใช้จ่ายเงินในหมวดต่างๆ ตลอดระยะเวลา 3 ปี จึงเห็นควรให้คณะกรรมการกองทุนฯ สามารถอนุมัติจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับแผนงานและโครงการในปีงบประมาณ 2544 - 2546 ตามแผนการใช้จ่ายเงินข้างต้นในวงเงินรวม 66 ล้านบาทได้ และให้คณะกรรมการ กองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินดังกล่าว โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ การจัดลำดับความสำคัญ ตลอดจนรายได้ของกองทุนฯ
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีหนังสือเวียนขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เกี่ยวกับรายงานผลการดำเนินงานและแผนการใช้จ่ายเงินของกองทุนเงินอุดหนุนจาก สัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้มีการพิจารณาและมีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2543 รับทราบผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2543 และเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2544-2546
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2539 (ครั้งที่ 55) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2539 ให้นำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้สนับสนุนการดำเนินงานของหน่วยงานต่างๆ ในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ตั้งแต่ปี 2539 และจนถึงปี 2543 คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ซึ่งกำกับดูแลการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้อนุมัติงบประมาณจาก กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปแล้วรวมทั้งสิ้น 1,746.0 ล้านบาท
2. ในปี 2544 หน่วยงานต่างๆ ได้จัดทำโครงการเพื่อขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนฯ ประกอบด้วย กรมศุลกากร 1 แผนงาน สำนักงานตำรวจแห่งชาติ 7 โครงการ กรมสรรพสามิต 9 โครงการ กรมทะเบียนการค้า 3 โครงการ และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ 1 โครงการ รวมทั้งสิ้น 21 โครงการ คิดเป็นจำนวนเงินขอรับการสนับสนุนรวมทั้งสิ้น 1,211.2 ล้านบาท ในจำนวนนี้เป็นโครงการที่ได้รับอนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2543 ซึ่งได้มีการดำเนินการและก่อหนี้ผูกพันไว้แล้ว และจำเป็นต้องดำเนินการอย่างเร่งด่วนในปีงบประมาณ 2544 คิดเป็นจำนวนเงิน 583.3 ล้านบาท และที่เหลือเป็นงบประมาณที่ขอรับการสนับสนุนใหม่จำนวน 627.9 ล้านบาท
3. เนื่องจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระในการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ทำให้การพิจารณา...จัดสรรงบประมาณภายใต้ข้อจำกัดดังกล่าวจะต้องมีการพิจารณา อย่างรอบคอบ และจัดสรรให้เฉพาะส่วนที่ จำเป็นเร่งด่วนเท่านั้น ดังนั้น ในการพิจารณาจัดสรรงบประมาณให้แก่หน่วยงานต่างๆ จึงได้กำหนดหลักเกณฑ์การพิจารณา คือ พิจารณาเป็นรายหน่วยงาน/รายโครงการ และให้ความสำคัญโครงการที่มีลำดับความสำคัญ...ก่อน คือ โครงการที่มีการก่อหนี้ผูกพันไว้แล้วในปี 2543 โครงการที่ดำเนินการแล้วในปี 2543 และต้อง ดำเนินการต่อให้แล้วเสร็จในปี 2544 โครงการที่จำเป็นต้องดำเนินการเร่งด่วนเนื่องจากมีปัญหาค่อนข้างรุนแรง นอกจากนั้นจะพิจารณาจัดสรรงบประมาณเท่าที่เห็นว่าเหมาะสมจำเป็นเท่านั้น
4. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ในการประชุมครั้งที่ 2/2543 (ครั้งที่ 29) เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2543 ได้มีมติอนุมัติให้หน่วยงานต่างๆ ดำเนินโครงการตามที่เสนอโดยอนุมัติจัดสรรงบประมาณประจำปี 2544 จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อ เพลิงให้แก่หน่วยงานต่างๆ ตามโครงการที่เสนอในวงเงิน 861,756,567.22 บาท (แปดร้อยหกสิบเอ็ดล้านเจ็ดแสน ห้าหมื่นหกพันห้าร้อยหกสิบเจ็ดบาทยี่สิบสองสตางค์) ซึ่งเป็นเงินที่ได้รับอนุมัติแล้วในปี 2543 ยกมาขอใหม่ จำนวน 583,296,704.22 บาท และอนุมัติเพิ่มเติมในปี 2544 จำนวน 278,459,863.00 บาท ซึ่งสามารถแยก รายละเอียดตามหน่วยงาน ได้ดังนี้
หน่วย: บาท | |
กรมศุลกากร | 43,000,000.00 |
กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง | 156,472,610.00 |
กรมสรรพสามิต | 621,351,024.22 |
กรมทะเบียนการค้า | 40,211,683.00* |
สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ | 721,250.00 |
5. นอกจากนี้ คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้มอบหมายให้หน่วยงานที่ได้รับการจัดสรร งบประมาณดังกล่าวข้างต้น จัดทำรายงานผลการดำเนินงานในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้า น้ำมันเชื้อเพลิงในรอบ 5 ปีที่ผ่านมา ให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อไป ซึ่งขณะนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ อยู่ระหว่างรวบรวมและจัดทำสรุปการรายงานผล ดังกล่าว เมื่อเสร็จเรียบร้อยแล้วจะได้รายงานให้คณะกรรมการฯ ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 ความคืบหน้าของมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น
รายงานความก้าวหน้าในการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2542 จนถึงปัจจุบันเกี่ยวกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้น ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องซึ่งมีความก้าวหน้าเพิ่มเติมในแต่ละมาตรการ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. มาตรการอนุรักษ์พลังงาน มีความก้าวหน้าดังนี้
1.1 การอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม (ประกอบด้วย โครงการของกรมส่งเสริมอุตสาหกรรม (กสอ.) จำนวน 3 โครงการ คือ 1) โครงการลดต้นทุน อุตสาหกรรมขนาดกลาง-ขนาดย่อมและสนับสนุนฐานการผลิตเทคโนโลยีประหยัดพลังงาน ซึ่ง ขณะนี้ กสอ. ขอชะลอโครงการฯ ไว้ก่อนเพื่อรอแนวทางที่ชัดเจนและจะจัดทำข้อเสนอมาใหม่อีกครั้ง 2) โครงการปรึกษา แนะนำและสร้างผู้เชี่ยวชาญการบริหารการจัดการพลังงานแก่โรงงานอุตสาหกรรม ขนาดกลางและขนาดย่อม ได้ผ่านการพิจารณาข้อเสนอโครงการเบื้องต้นจากคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงาน สนับสนุนแล้ว เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 โดย กสอ. อยู่ระหว่างการจัดทำรายละเอียดของโครงการเพิ่มเติม และ3) โครงการกระตุ้นให้ เกิดการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม ขณะนี้อยู่ระหว่างการปรับปรุงข้อเสนอโครงการเบื้องต้นให้สมบูรณ์ก่อนจะนำ เสนอคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงานสนับสนุนพิจารณาต่อไป
นอกจากนี้ มีโครงการของกรมโรงงานอุตสาหกรรมอีกจำนวน 3 โครงการ คือ โครงการสนับสนุนการติดตั้งอุปกรณ์ประหยัดพลังงานในภาคอุตสาหกรรมและโครงการ สาธิตการปรับเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศขนาดใหญ่ที่ใช้สาร CFCs เป็นสารทำความเย็น ซึ่งทั้ง 2 โครงการได้ผ่านการพิจารณาข้อเสนอโครงการจากคณะอนุกรรมการกำกับดูแลแผนงานภาค ความร่วมมือแล้วเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2543 และสำนักควบคุม วัตถุอันตรายอยู่ระหว่างการปรับข้อเสนอโครงการสาธิตการปรับเปลี่ยนเครื่อง ปรับอากาศขนาดใหญ่ที่ใช้สาร CFCs ส่วนโครงการที่สามคือโครงการติดตั้งหม้อไอน้ำสำหรับเตาเผากากอุตสาหกรรม ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาของสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมซึ่งอาจมีผล กระทบต่องบประมาณ จึงขอนำโครงการฯ กลับไปทบทวน เพื่อรอข้อสรุปที่ชัดเจนก่อน
1.2 แผนการรณรงค์ประหยัดน้ำมันในสาขาขนส่ง ตามโครงการ " 22 กันยา จอดรถไว้บ้านช่วยกันประหยัดน้ำมัน" ประสบผลสำเร็จเป็นที่น่าพอใจ สพช. จึงได้จัดทำแผนรณรงค์ประหยัดน้ำมันในสาขาขนส่ง ปีงบประมาณ 2544 โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2543 การรณรงค์มีกิจกรรมหลักคือ แผนรณรงค์จอดรถไว้บ้านช่วยกันประหยัดน้ำมัน และมีกิจกรรมสนับสนุนอื่นๆ เช่น แผนรณรงค์การบำรุงรักษาเครื่องยนต์ แผนรณรงค์ขี่จักรยานและเดินเท้า การใช้อุปกรณ์สื่อสารแทนการเดินทาง การวางแผนก่อนเดินทางและขับรถอย่างถูกวิธี และกิจกรรมทางเดียวกันไปด้วยกัน นอกจากนี้ ได้มีการแต่งตั้ง "คณะกรรมการรณรงค์เพื่อการประหยัดน้ำมันในสาขาขนส่ง" เพื่อร่วมกันกำหนดแผนรณรงค์ให้มีความชัดเจนและดำเนินการรณรงค์ให้บรรลุเป้า หมายที่ตั้งไว้อย่างมีประสิทธิภาพ
1.3 โครงการศูนย์สาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงาน กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานได้อนุมัติให้สมาคมพัฒนาคุณภาพสิ่งแวดล้อม (ประเทศไทย) ดำเนินโครงการสาธิตเทคโนโลยี ประสิทธิภาพพลังงาน ประกอบด้วย โครงการจัดตั้งศูนย์สาธิต 4 แห่ง ในกรุงเทพมหานคร อยุธยา พิษณุโลก และเชียงใหม่ และจัดทีมรถนิทรรศการสาธิตเคลื่อนที่ไปอีก 22 จังหวัด รวมทั้งการจัดหาพื้นที่ในจังหวัดกาญจนบุรี เพื่อจัดตั้งค่ายฝึกอบรมถาวรด้านวิทยาศาสตร์และพลังงาน ซึ่งได้มีการเปิดโครงการเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2543 ภายใต้ชื่อ "โครงการมหิดลรวมพลังหารสอง" ณ มหาวิทยาลัยมหิดล ภายในงานมีการบรรยาย พิเศษและนิทรรศการ สำหรับศูนย์สาธิตเทคโนโลยีประสิทธิภาพพลังงานในกรุงเทพฯ จัดสร้างขึ้นที่อาคารสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ซึ่งได้เปิดให้เข้าชมแล้วตั้งแต่เดือนตุลาคม เป็นต้นมา
1. 4 โครงการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อประหยัดพลังงาน (Tune-up) การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ได้เริ่มดำเนินโครงการ Tune-up ระยะที่ 1 โดยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้เป็นประธานในพิธีเปิดโครงการเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2543 ณ กรมการขนส่งทางบก ซึ่ง ปตท. ได้กำหนดแผนการให้บริการแก่ประชาชนทั่วไปตั้งแต่วันที่ 3 ตุลาคม ถึง 29 ธันวาคม 2543 หน้าอาคาร 6 กรมการขนส่งทางบก และให้บริการแก่หน่วยราชการและรัฐวิสาหกิจ ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กองบิน 6 ฐานทัพอากาศดอนเมือง กรมชลประทาน กรมพลาธิการทหารบก องค์การโทรศัพท์แห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กรมการขนส่งทหารเรือ กรมยุทธศึกษาทหารเรือ การประปานครหลวง และการเคหะแห่งชาติ ในระหว่างวันที่ 1 - 25 ตุลาคม 2543 มีจำนวนรถที่เข้ารับบริการรวมทั้งสิ้น 3,435 คัน คิดเป็นร้อยละ 20 ของ แผนการให้บริการรถยนต์ทั้งหมด
2. มาตรการลดราคาน้ำมัน มีความก้าวหน้าดังนี้
2.1 ปตท. ได้ลดราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลให้แก่เกษตรกรที่เป็นสมาชิกธนาคารเพื่อการ เกษตรและสหกรณ์การเกษตร (ธกส.) 0.25 บาทต่อลิตร และลดราคาน้ำมันหล่อลื่นอีกลิตรละ 2.00 บาท ต่อไปจนถึงธันวาคม 2543 โดยในช่วงมกราคม - กันยายน 2543 ได้จำหน่ายน้ำมันให้เกษตรกรไปแล้วครอบคลุม 59 จังหวัด คิดเป็นปริมาณรวม 39 ล้านลิตร เป็นมูลค่าความช่วยเหลือ 8.8 ล้านบาท นอกจากนี้ กระทรวงเกษตรและ สหกรณ์ได้มีมาตรการช่วยเหลือเกษตรกรที่ได้รับผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลที่ สูงขึ้น โดยชดเชยราคาน้ำมันดีเซลให้แก่เกษตรกรรายครัวเรือนที่สังกัดสถาบัน/องค์กร เกษตรกรที่เป็นนิติบุคคลในอัตราลิตรละ 3 บาท ในปริมาณ 15 ลิตรต่อเดือน โดยขณะนี้ ธกส. อยู่ระหว่างการรวบรวมรายชื่อเกษตรกรที่ประสงค์จะเข้าร่วมโครงการ และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้ประสานไปยังผู้ค้าน้ำมันเพื่อให้สถานีบริการทั่วประเทศให้ความร่วมมือใน การดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวแล้ว
2.2 ปตท. ได้ขยายระยะเวลาขายน้ำมันราคาถูกให้แก่กลุ่มประมงผ่านจุดจ่าย 134 แห่ง จนถึง สิ้นปี 2543 ในอัตราส่วนลดลิตรละ 0.42 บาท โดยในช่วงมกราคม - กันยายน 2543 ได้จำหน่ายน้ำมันให้กลุ่มประมงไปแล้วรวม 92 ล้านลิตร เป็นมูลค่าส่วนลดรวม 53 ล้านบาท นอกจากนี้ คณะกรรมการนโยบายและ มาตรการช่วยเหลือเกษตรกรได้อนุมัติเงินจ่ายขาดวงเงิน 321 ล้านบาท ให้กับกรมประมงเพื่อใช้ชดเชยการ ขาดทุนของกลุ่มผู้ประกอบการประมงโดยการลดราคาให้ในอัตราลิตรละไม่เกิน 3 บาท ให้กับเรือขนาดความยาวเกินกว่า 14 เมตร แต่ไม่เกิน 18 เมตร เป็นระยะเวลา 4 เดือน โดยตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2543 จนถึงพฤศจิกายน 2543 มีชาวประมงเข้าเป็นสมาชิกโครงการฯ จำนวน 8,704 ราย และมีสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันเข้าร่วม โครงการรวม 120 สถานีบริการ โดยมียอดจัดสรรน้ำมันที่ให้ส่วนลดไปแล้วรวม 39.8 ล้านลิตร
2.3 กระทรวงคมนาคม ได้ดำเนินการชดเชยค่าน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาต ประกอบการขนส่งไม่ประจำทางด้วยรถที่ใช้ขนส่งสัตว์หรือสิ่งของตามหลักเกณฑ์ ที่กระทรวงคมนาคมกำหนด โดยตั้งแต่วันที่ 10 กันยายน ถึง 9 ตุลาคม 2543 มีจำนวนรถที่ได้รับการชดเชยไปแล้วทั่วประเทศประมาณ 31,799 คัน แยกเป็นกรุงเทพมหานคร 12,884 คัน และส่วนภูมิภาค 18,915 คัน โดยมีจำนวนคูปองที่จ่ายไปแล้วประมาณ 424,238 ใบ รวมเป็นเงิน 42,423,800 บาท ส่วนการเบิกจ่ายเงินให้กับ ปตท. ทางกรมการขนส่งทางบกกำลังรอแจ้งการโอนเงินจากกระทรวงการคลัง
2.4 ปตท. ได้จำหน่ายน้ำมันราคาถูกให้แก่ผู้ประกอบการอุตสาหกรรมขนาดกลางและขนาดย่อม ที่ขึ้นทะเบียนกับกระทรวงอุตสาหกรรม โดยให้ส่วนลดน้ำมันดีเซลลิตรละ 0.15 บาท และน้ำมันเตาลิตรละ 0.07 บาท โดยในช่วงเมษายน - กันยายน 2543 ได้จำหน่ายน้ำมันโดยให้ส่วนลดไปแล้วรวม 11 ล้านลิตร คิดเป็น มูลค่ารวม 0.83 ล้านบาท
3. ปตท. ได้ดำเนินโครงการทดสอบการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซธรรมชาติระบบ Bi-fuel ในรถแท๊กซี่ อาสาสมัครจำนวน 100 คัน ซึ่งขณะนี้มีผู้แจ้งความจำนงเข้าร่วมโครงการจำนวน 150 คัน คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในเดือนตุลาคม-พฤศจิกายน 2543 นอกจากนี้ยังได้เปิดรับสมัครรถแท๊กซี่เข้าร่วมโครงการนำร่องการติดตั้ง อุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ จำนวน 1,000 คัน ในปี 2544 แล้ว
4. ปตท. ได้จัดหาน้ำมันดิบแบบรัฐต่อรัฐในปี 2543 เพิ่มขึ้นจากปี 2542 จำนวน 29 พันบาร์เรลต่อวัน รวมเป็นจำนวนที่นำเข้าในปี 2543 จำนวน 135.3 พันบาร์เรลต่อวัน การนำเข้าน้ำมันดิบดังกล่าวเป็นลักษณะสัญญา TERM ซึ่งมีราคาเฉลี่ยต่ำกว่าตลาดจรประมาณ 0.08-0.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2543 ได้นำเข้าน้ำมันดิบตามสัญญา Term เป็นจำนวน 48.2 ล้านบาร์เรล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนเตรียมพร้อมเพื่อรองรับสถานการณ์ในตะวันออกกลาง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบในเดือนตุลาคม 2543 ของแหล่งในตะวันออกกลางอยู่ในระดับทรงตัว ทั้งนี้ เนื่องจากตลาดอยู่ในภาวะสมดุล ในขณะที่ราคาน้ำมันดิบชนิดเบาได้ลดลง 1-2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นผลจากการที่สหรัฐอเมริกาได้นำน้ำมันดิบสำรองทางยุทธศาสตร์ซึ่งเป็นชนิด เบาออกสู่ตลาด แต่เนื่องจากปริมาณสำรองทาง การค้าอยู่ในระดับต่ำ จึงทำให้ราคาน้ำมันดิบมีความไวต่อข่าวที่มีผลต่อความต้องการใช้และการจัดหา (สภาพอากาศ และความตึงเครียดในตะวันออกกลาง) โดยราคาน้ำมันดิบ ณ วันที่ 24 ตุลาคม 2543 อยู่ในระดับ 29.57 - 34.35 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนตุลาคมได้ลดลง โดยน้ำมันเบนซินปรับตัวลงตามความต้องการที่ลดลงตามฤดูกาลและปริมาณน้ำมันที่ มีมากในตลาด ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวลงเล็กน้อย เนื่องจากค่าการกลั่นที่ดีขึ้น ทำให้โรงกลั่นเพิ่มปริมาณการผลิตมีผลให้ปริมาณเพิ่มมากขึ้นในตลาด สำหรับน้ำมันก๊าด และเตา มีความต้องการเพื่อสำรองไว้ใช้สำหรับทำความอบอุ่นประกอบกับปริมาณที่มีอยู่ ในตลาดมีระดับต่ำทำให้ราคาสูงขึ้น 1.4 และ 1.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ก๊าด ดีเซล และเตา ณ วันที่ 24 ตุลาคม 2543 อยู่ในระดับ 32.8, 43.0, 38.5 และ 29.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยในเดือนตุลาคมได้ปรับขึ้น 2 ครั้ง ทั้งน้ำมันเบนซินและดีเซล รวม 60 สตางค์/ลิตร เนื่องจากค่าเงินบาทที่อ่อนตัวลงอีก 1 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ทำให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศสูงขึ้นประมาณ 20 สตางค์/ลิตร ประกอบกับการตรึงราคาขายปลีก ทำให้ค่าการตลาดของผู้ค้าอยู่ ในระดับติดลบ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 24 ตุลาคม 2543 อยู่ในระดับ 16.79 , 15.79 และ 15.04 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ค่าการตลาดในเดือนตุลาคม ปรับตัวสูงขึ้นเล็กน้อย โดยค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินได้เริ่มปรับตัวเข้าสู่ภาวะปกติ แต่ค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลยังอยู่ในระดับติดลบ ค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์ในเดือนตุลาคมอยู่ที่ระดับ 0.22 บาท/ลิตร และเนื่องจากราคาน้ำมันสำเร็จรูปที่อ่อนตัวน้อยกว่าราคาน้ำมันดิบ ทำให้ค่าการกลั่นในเดือนตุลาคมอยู่ในเกณฑ์ดี โดยเคลื่อนไหวในระดับ 5 - 6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (1.3 - 1.5 บาท/ลิตร) เฉลี่ยอยู่ที่ 1.5 บาท/ลิตร เมื่อพิจารณารายได้รวมของธุรกิจน้ำมัน (ค่าการตลาดและค่าการกลั่น) เฉลี่ยอยู่ในระดับ 1.7 บาท/ลิตร
5. แนวโน้มของราคาน้ำมันดิบในระยะสั้นจะขึ้นอยู่กับสถานการณ์ในตะวันออกกลาง และสภาพอากาศ หากอากาศหนาวเย็นกว่าปกติ และอิรัคลดการส่งออกเพื่อกดดันให้ยกเลิกการคว่ำบาตร ราคาน้ำมันอาจจะสูงขึ้นมาก รวมทั้งปริมาณสำรองน้ำมันในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ ส่วนราคาน้ำมันเบนซินจะปรับตัวลดลงตามความต้องการที่จะลดลงในฤดูหนาว ส่วนราคาน้ำมันเพื่อความอบอุ่น (ก๊าด และดีเซล) ราคาจะสูงขึ้นตามความ ต้องการที่เพิ่มขึ้น คาดว่าราคาน้ำมันดีเซลในฤดูหนาวนี้จะไม่เกิน 45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคาขายปลีกของไทย ราคาน้ำมันเบนซินมีแนวโน้มปรับลดลงตามราคาตลาดโลก ส่วนราคาน้ำมันดีเซลจะปรับตัวสูงขึ้น คาดว่าจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 15 -16 บาท/ลิตร
6. จากปัญหาความตึงเครียดในตะวันออกกลางซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อประเทศใน 2 ลักษณะ คือ กรณีการจัดหาไม่ถูกจำกัดเพียงราคาน้ำมันแพง และกรณีกระทบการจัดหาของประเทศ ดังนั้น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จึงได้เสนอแผนเตรียมพร้อมเพื่อรองรับสถานการณ์ในตะวันออกกลางในการแก้ปัญหา ทั้ง 2 กรณี ดังนี้
6.1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากปัญหาน้ำมันราคาแพง ประกอบด้วย มาตรการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ มาตรการปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานเพื่อลดการใช้น้ำมัน มาตรการลดราคาน้ำมันเป็นรายสาขา และมาตรการอื่นๆ เช่น การส่งเสริมการใช้เบนซินให้ถูกชนิด เป็นต้น
6.2 มาตรการและแนวทางแก้ไขปัญหาภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับในกรณีที่สถานการณ์ในตะวันออกกลางได้ลุกลาม และส่งผลกระทบต่อการจัดหาน้ำมันของไทย ก่อให้เกิดการขาดแคลน ขึ้นในประเทศ ให้ใช้มาตรการและแนวทางการแก้ไขปัญหาภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยนายกรัฐมนตรี มีอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 เพื่อออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีให้สามารถดำเนินการตามมาตรการรองรับ ซึ่งสรุปได้ดังนี้
(1) ด้านการจัดหาน้ำมัน รัฐบาลต้องเพิ่มกำลังการผลิตพลังงานจากแหล่งในประเทศให้มากขึ้น ควบคุมการนำเข้าและส่งออกน้ำมัน และเร่งจัดหาน้ำมันโดยการเจรจากับต่างประเทศเพื่อขอซื้อน้ำมันในลักษณะของ การค้าต่างตอบแทน (Counter trade) ระหว่างภาครัฐกับภาครัฐ ( G to G) รวมทั้งการใช้ข้อ ตกลงระหว่างประเทศอาเซียนในความร่วมมือจัดหาน้ำมันในยามขาดแคลน และให้ผู้ค้าน้ำมันจัดหาจากบริษัทแม่และธุรกิจเครือข่ายในต่างประเทศ หากการจัดหาน้ำมันยังคงไม่เพียงพอ ก็อาจต้องมีการนำน้ำมันสำรองตามกฎหมายมาใช้ ตลอดจนการนำเข้าเชื้อเพลิงชนิดอื่นเพื่อทดแทนการใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิง
(2) การเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่ผลิตได้ในประเทศ ส่งเสริมให้มีการเปลี่ยนแปลงการใช้เชื้อเพลิงที่ผลิตได้ในประเทศ โดยรัฐต้องแก้ไขเพื่อผ่อนปรนกฎระเบียบเกี่ยวกับมาตรฐานการระบายมลพิษทาง อากาศจากการเผาเชื้อเพลิง
(3) มาตรการด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หากสามารถจัดหาน้ำมันได้เพียงพอกับความต้องการใช้ในประเทศ ให้การปรับราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศสอดคล้องกับต้นทุนที่แท้จริงของราคา น้ำมันที่สูงขึ้นทันที แต่หากเกิดวิกฤตการณ์การขาดแคลนน้ำมัน โดยไม่สามารถจัดหาน้ำมันได้เพียงพอกับความต้องการใช้ รัฐบาลจะต้องประกาศใช้ "ระบบการควบคุมราคา" เป็นการชั่วคราว เพื่อป้องกันการกักตุนและโก่งราคาขายเกินเหมาะสม
(4) มาตรการด้านการประหยัดพลังงานและการจัดการด้านการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งได้ตามความรุนแรงของสถานการณ์เป็น 3 ระดับ คือ ระดับต้น เป็นการเตรียมการ เมื่อสถานการณ์มีแนวโน้มที่จะเกิดการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยรัฐต้องให้ข้อมูลที่แท้จริงต่อประชาชน ระดับกลางเมื่อ เกิดการขาดแคลน น้ำมันเชื้อเพลิงขึ้น โดยสามารถจัดหาน้ำมันได้ต่ำกว่าปริมาณการใช้ แต่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 80 จะต้องใช้มาตรการบังคับต่างๆ เพื่อลดปริมาณการใช้น้ำมันลงอย่างจริงจัง ระดับร้ายแรง เมื่อมาตรการบังคับไม่สามารถลดปริมาณการใช้น้ำมันลงมาอยู่ในระดับเดียวกับการจัดหา จำเป็นต้องมีการปันส่วนน้ำมัน
(5) มาตรการป้องกันการกักตุน การควบคุมการจำหน่าย และการปันส่วนน้ำมัน เป็น มาตรการเพื่อจัดสรรการใช้น้ำมันที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์ต่อเศรษฐกิจสูงสุด และลดความเดือดร้อนของประชาชนจากการขาดแคลนน้ำมันให้เหลือน้อยที่สุด โดยกำหนดขั้นตอนในการดำเนินการเป็น 3 ขั้นตอน คือ ระยะที่ 1 เมื่อการจัดหาเริ่มมีปริมาณต่ำกว่าความต้องการของประเทศเล็กน้อย ควบคุมผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ให้จำหน่ายน้ำมันในปริมาณเท่าที่จำเป็น ควบคุมการจำหน่ายน้ำมันให้แก่เครื่องบินและเรือที่เดินทางออกนอกราชอาณาจักร ระยะที่ 2 เมื่อการจัดหาเริ่มลดต่ำกว่าความต้องการของประเทศมากยิ่งขึ้น ให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 จัดทำแผนการจำหน่าย เพื่อขอรับความเห็นชอบจากคณะกรรมการส่วนกลางที่จะมีการจัดตั้งขึ้นเป็นประจำ ทุกเดือน ระยะที่ 3 เมื่อการจัดหาเริ่มขาดแคลนมาก เริ่มใช้มาตรการในการปันส่วนน้ำมัน เพื่อให้การปันส่วนน้ำมัน การควบคุมการจำหน่าย และการป้องกันการกักตุนน้ำมันเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
1.รับทราบสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.เห็นชอบแผนเตรียมพร้อมเพื่อรองรับสถานการณ์ในตะวันออกกลาง และมาตรการและแนวทางในการแก้ไขปัญหาภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง
3.มอบหมายให้ สพช. ติดตามสถานการณ์ในตะวันออกกลางและสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างใกล้ ชิด โดยให้ประเมินสถานการณ์และรายงานให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบเป็นระยะๆ
4.หากสถานการณ์ในตะวันออกกลางลุกลาม และมีผลกระทบต่อการจัดหาน้ำมันของประเทศ ให้ สพช. หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย กระทรวงมหาดไทย กระทรวงการต่างประเทศ กระทรวงกลาโหม กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม กระทรวงพาณิชย์ และผู้ค้าน้ำมัน เพื่อกำหนดมาตรการปฏิบัติในการแก้ไขปัญหาภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ เหมาะสมกับสถานการณ์ และเสนอผ่านประธานคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน เพื่อให้นายกรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ออกเป็นคำสั่งนายกรัฐมนตรีต่อไป
กพช. ครั้งที่ 81 - วันพุธที่ 27 ธันวาคม 2543
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 11/2543 (ครั้งที่ 81)
วันพุธที่ 27 ธันวาคม พ.ศ. 2543 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานคุณภาพสิ่งแวดล้อมโรงไฟฟ้าบางปะกง
3.รายงานความก้าวหน้าการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ในภาคการขนส่งและอุตสาหกรรม
4.รายงานความก้าวหน้าการแก้ไขปัญหาภาระจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
5.แนวทางการแก้ไขปัญหาของบริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน)
6.แนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
7.การส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง
นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข รองเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ แทนเลขาธิการคณะกรรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ในเดือนพฤศจิกายน ตลาดน้ำมันดิบอยู่ในภาวะสมดุล จากการเพิ่มปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปค ซึ่งเป็นไปตามกลไกการรักษาระดับราคา ทำให้ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ในระดับ 29-34 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ต่อมาในเดือนธันวาคมราคาน้ำมันดิบได้ลดลงกว่า 6 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณน้ำมันดิบมีมากกว่าความต้องการของตลาด ทั้งนี้ เพราะปริมาณน้ำมันดิบจากกลุ่มโอเปคออกสู่ตลาดมากขึ้น ในขณะที่ความต้องการไม่เพิ่มสูงมาก เนื่องจากอากาศไม่หนาวเย็นมาก ทำให้ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยของเดือนธันวาคมอยู่ที่ระดับ 19.3-25.8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
2. น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในเดือนพฤศจิกายน ราคาน้ำมันเบนซินเฉลี่ยสูงขึ้น 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สาเหตุจากปริมาณสำรองในตลาดอยู่ในระดับต่ำ ส่วนน้ำมันดีเซลลดลง 4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากโรงกลั่นต่างๆ ในย่านเอเซียเพิ่มปริมาณการผลิตขึ้น ทำให้ปริมาณน้ำมันออกสู่ตลาดมากขึ้น ในเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซลและเตา ลดลง 2, 6, 4 และ 4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ซึ่งเป็นการปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบ รวมทั้งปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปต่างๆ ออกสู่ตลาดเพิ่ม มากขึ้น
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยได้ปรับตัวตามราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาด จรสิงคโปร์และ ค่าเงินบาท โดยในเดือนพฤศจิกายนถึงเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันเบนซินทุกชนิดปรับเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง รวม 60 สตางค์/ลิตร ปรับลดลง 6 ครั้ง รวม 1.80 บาท/ลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับเพิ่มขึ้น 3 ครั้ง รวม 90 สตางค์/ลิตร ปรับลดลง 10 ครั้ง รวม 2.80 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 เบนซินออกเทน 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 26 ธันวาคม 2543 อยู่ในระดับ 15.89, 14.89, 13.14 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ในเดือนพฤศจิกายนค่าการตลาดเฉลี่ยของประเทศอยู่ที่ระดับปกติ 1.00 บาท/ลิตร ส่วนค่าการกลั่น ลดลงมาอยู่ในระดับจุดคุ้มทุนที่ 3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (0.79 บาท/ลิตร) เนื่องจากปริมาณน้ำมันดีเซลออกสู่ตลาดมาก ต่อมาในเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันสำเร็จรูปอ่อนตัวลงอย่างรวดเร็วและผู้ค้าน้ำมันทยอยปรับลดราคาลง ตามต้นทุน ทำให้ค่าการตลาดปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 1.40 บาท/ลิตร และค่าการกลั่นอยู่ในระดับ 1.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (1.40 บาท/ลิตร)
5. จากการคาดการณ์ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงต่อเนื่องไปถึงต้นปีหน้าคาดว่าจะ มีแนวโน้มดีขึ้นเป็นลำดับ หลังพ้นช่วงฤดูหนาวแล้วความต้องการใช้น้ำมันของโลกจะลดลง รวมทั้ง การเพิ่มปริมาณการผลิตของโอเปคตามกลไกการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมัน และการเพิ่มปริมาณการผลิตของประเทศนอกกลุ่มโอเปคอันเนื่องจากราคาน้ำมันที่ สูงขึ้น จะทำให้ปริมาณน้ำมันดิบเพียงพอกับความต้องการของโลก ในช่วงต้นปี 2544 ราคาน้ำมันจะทรงตัวอยู่ในระดับเดียวกับปลายปีนี้ โดยแนวโน้มของราคาน้ำมันดิบในปี 2544 น้ำมันดิบดูไบจะอยู่ในระดับ 20 - 22 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันดิบเบรนท์ 22 - 26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยเฉลี่ย ทั้งปีอยู่ในระดับ 22 และ 24 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
6. ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในตลาดโลกเดือนธันวาคม 2543 ลดลง 10 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ในระดับ 335 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ราคาก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ในระดับ 14.62 บาท/กก. อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับ 9.96 บาท/กก. หรือ 1,337 ล้านบาท/เดือน แนวโน้มราคาก๊าซ LPG ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2544 จะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 300 - 330 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ทำให้อัตราเงินชดเชยจะอยู่ ในระดับ 8.50- 10.00 บาท/กก. หรือ 1,140 - 1,340 ล้านบาท/เดือน
7. ในเดือนธันวาคม 2543 ได้มีการปรับขึ้นอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบจำนวน 2 ครั้ง คือปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้นรวม 0.05 บาท/ลิตร และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้เพิ่มขึ้น 612 ล้านบาท/เดือน เป็น 867 ล้านบาท/เดือน กองทุนน้ำมันฯ มีเงินไหลออกสุทธิ 491 ล้านบาท/เดือน ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 21 ธันวาคม 2543 อยู่ในระดับ 1,252 ล้านบาท เงินชดเชยค้างชำระ ณ สิ้นเดือนพฤศจิกายน 2543 อยู่ในระดับ 5,143 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานคุณภาพสิ่งแวดล้อมโรงไฟฟ้าบางปะกง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 9/2543 (ครั้งที่ 79) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2543 ได้รับทราบเรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ 2543-2554 (PDP99-02) โดยมีข้อสังเกตของรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงมหาดไทย (นายพินิจ จารุสมบัติ) เกี่ยวกับผลกระทบสิ่งแวดล้อมต่อแม่น้ำบางปะกงอันเกิดจากโรงไฟฟ้าบางปะกง และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รายงานผลการดำเนินการฟื้นฟูสภาพแวดล้อมจากผลกระทบ ที่เกิดขึ้นจากโรงไฟฟ้าบางปะกงให้ที่ประชุมทราบในการประชุมครั้งต่อไป
2. กฟผ. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รายงานผลการดำเนินงานตามแผนการฟื้นฟูแม่น้ำบางปะกงมาเพื่อให้นำเสนอต่อคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ สรุปได้ดังนี้
2.1 โครงการที่ได้ดำเนินการไปแล้ว ประกอบด้วย การแก้ไขปัญหาน้ำระบายความร้อนโดยก่อสร้างหอหล่อเย็น (Helper Cooling Tower) จำนวน 6 ชุด แล้วเสร็จในปี 2539 การติดตั้งเครื่องมือวัดอุณหภูมิที่กระชังปลาของเกษตรกรเพื่อตรวจสอบผลกระทบ ของอุณหภูมิน้ำตลอด 24 ชั่วโมง การแก้ปัญหาเขม่าควันจากปล่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อน โดยการก่อสร้างเครื่องดักจับฝุ่นไฟฟ้าสถิต (Electrostatic Precipitator) ที่โรงไฟฟ้า พลังความร้อนทั้ง 4 โรง แล้วเสร็จเมื่อเดือนสิงหาคม 2542 การนำระบบการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมตาม มาตรฐาน ISO 14001 มาใช้ตั้งแต่ต้นปี 2541 การปล่อยพันธุ์ปลากระพง จำนวน 29,999 ตัว ในแม่น้ำบางปะกงเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2543
2.2 โครงการที่อยู่ระหว่างดำเนินการ ประกอบด้วย การติดตามตรวจสอบและประเมินผลกระทบต่อคุณภาพน้ำในแม่น้ำบางปะกงปีละ 4 ครั้ง การป้องกันน้ำมันหกรั่วไหลและมีบ่อแยกน้ำมัน (Oil Seperator) ออกจากน้ำทิ้ง การควบคุมและบำบัดน้ำเสียทางชีวภาพจากอาคารสำนักงาน การปลูกป่าชายเลนบริเวณท่าเรือรับน้ำมัน และการศึกษาผลกระทบของสัตว์น้ำในแม่น้ำบางปะกง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความก้าวหน้าการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง ในภาคการขนส่งและอุตสาหกรรม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2543 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง แนวทางการขยายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการขนส่งและภาคอุตสาหกรรม โดยให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เร่งโครงการสนับสนุนการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในยานยนต์ให้เร็วขึ้น และเริ่มทดลองในรถแท็กซี่ก่อน
2. ปตท. ได้คัดเลือกแท็กซี่อาสาสมัครเข้าร่วมโครงการทดสอบการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซ ธรรมชาติใน รถยนต์จำนวน 100 คัน และสำรองอีกจำนวน 27 คัน โดยเริ่มทำการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ ตั้งแต่ปลายเดือนพฤศจิกายน 2543 ปัจจุบันแล้วเสร็จ จำนวน 10 คัน แต่ได้มีการชะลอการติดตั้งออกไป ทั้งนี้ เพื่อรอให้สถานีบริการก๊าซฯ รังสิต สามารถเปิดบริการให้กับรถแท็กซี่ในโครงการฯ ได้
3. ปตท. ได้จัดสัมมนาเพื่อให้ความรู้ความเข้าใจเรื่องการใช้ก๊าซธรรมชาติในยานยนต์ แก่ผู้ประกอบการรถแท็กซี่และผู้สนใจ ณ กรมการขนส่งทางบก ทุกวันศุกร์ระหว่างวันที่ 1 ธันวาคม - 22 ธันวาคม 2543 ซึ่งมีผู้ สนใจเข้าร่วมสัมมนาเป็นจำนวนมาก และ ปตท. ได้เปิดรับสมัครแท็กซี่ผู้สนใจเข้าร่วมโครงการนำร่องการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ ก๊าซธรรมชาติในรถแท็กซี่อาสาสมัคร จำนวน 1,000 คัน โดยไม่จำกัดยี่ห้อและอายุการใช้งานของรถแท็กซี่ ซึ่งได้ขยายเวลาเปิดรับสมัครไปจนถึงวันที่ 31 มกราคม 2544 คาดว่าจะสามารถเริ่มการติดตั้งอุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ ให้กับรถแท็กซี่ผู้เข้าร่วมโครงการฯ ได้ในช่วงปลายไตรมาสที่ 2 ของปี 2544
4. การขยายจำนวนสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ ปตท. อยู่ระหว่างการปรับปรุงสถานีบริการก๊าซฯ ของ ปตท. ที่มีอยู่เดิม ณ สถานีควบคุมก๊าซที่ 11 ถ. ปู่เจ้าสมิงพราย จ. สมุทรปราการ เพื่อสามารถให้บริการรถแท็กซี่ในโครงการฯ เพิ่มเติม คาดว่าจะเริ่มให้บริการได้ในกลางเดือนมกราคม 2544
5. แผนการก่อสร้างสถานีบริการก๊าซฯ เพิ่มเติม เพื่อรองรับการให้บริการรถแท็กซี่ในโครงการนำร่องฯ จำนวน 1,000 คัน ในระยะแรกจะทำการก่อสร้างสถานีบริการก๊าซฯ แบบลูก (Daughter Station) ในสถานีบริการน้ำมันของ ปตท.จำนวน 3 สถานี คือ สถานีบริการน้ำมัน ปตท. สาขาดอนเมือง ถ. พหลโยธิน (ใกล้สี่แยกอนุสรณ์สถาน หลักสี่) สถานีบริการน้ำมัน ปตท. สาขาห้างหุ้นส่วนศรีเจริญภัณฑ์ ถ. พหลโยธิน และสถานีบริการน้ำมัน ปตท. สาขา ถ. กำแพงเพชร 2 ใกล้สถานีขนส่งสายเหนือและตะวันออกเฉียงเหนือ โดยในช่วงแรกจะใช้สถานีบริการก๊าซฯ ที่รังสิต และสถานีควบคุมก๊าซที่ 11 เป็นสถานีแม่ (Mother Station) และคาดว่าการก่อสร้างสถานีบริการก๊าซฯ ดังกล่าวจะเริ่มทยอยแล้วเสร็จประมาณปลายไตรมาสที่ 2 ของปี 2544 สำหรับสถานีบริการก๊าซฯ แบบแม่ จำนวน 1 สถานี และสถานีบริการก๊าซฯ แบบลูกอีกจำนวน 2 สถานี ในสถานที่แห่งอื่น จะได้กำหนดที่ตั้งที่เหมาะสมต่อไป
6. ปตท. ได้ประสานงานกับองค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) ในการขออนุญาตให้เปิดสถานีบริการก๊าซฯ รังสิต เพื่อให้บริการรถแท็กซี่ที่เข้าร่วมโครงการฯ ซึ่ง ขสมก. ได้อนุมัติในหลักการแล้วเมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2543 และอยู่ระหว่างดำเนินการพิจารณาอนุมัติรายละเอียดขั้นตอนการให้บริการเติม ก๊าซฯ ซึ่งคาดว่าจะสามารถเปิดให้บริการได้ภายในสิ้นเดือนธันวาคม 2543 นอกจากนี้ ขสมก. อยู่ระหว่างพิจารณาอนุญาตให้ ปตท. ติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมในสถานีบริการก๊าซฯ ที่รังสิต เพื่อใช้เป็นสถานีบริการแม่
7. ปตท. ได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเรื่องการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์และได้มีการดำเนินการ ดังนี้
7.1 สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง (สศค.) และกรมศุลกากร ในการพิจารณายกเว้น/ลดหย่อนอากรขาเข้าของอุปกรณ์ใช้ก๊าซฯ ในรถยนต์และในสถานีบริการก๊าซฯ รวมถึงรถยนต์ใช้ก๊าซฯ ซึ่งกรมศุลกากรได้จัดทำการกำหนดพิกัดอัตราภาษีของอุปกรณ์ต่างๆ แล้วเสร็จและอยู่ระหว่างนำเสนอ สศค. เพื่อพิจารณาดำเนินการ ยกเว้น/ลดหย่อนอากรขาเข้าของอุปกรณ์ดังกล่าว
7.2 กรมการขนส่งทางบกในการขอผ่อนผันให้รถแท็กซี่ที่เข้าร่วมโครงการฯ สามารถวิ่งใช้งานบนท้องถนนได้เป็นการชั่วคราว ซึ่งกรมการขนส่งทางบกได้เห็นชอบในหลักการ เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2543 และ จะร่วมดำเนินการกับ ปตท. ในการปรับปรุงกฎ ระเบียบ และมาตรฐานความปลอดภัยของรถยนต์ใช้ก๊าซธรรมชาติให้ทันสมัยต่อไป
7.3 กรมโยธาธิการในการพิจารณาข้อกำหนดเกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกรมโยธาธิการได้จัดตั้งคณะทำงานเพื่อยกร่างข้อกำหนดในการควบคุมสถาน ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้เป็นมาตรฐานความปลอดภัย
7.4 กรมทะเบียนการค้าในการจัดทำระเบียบและขั้นตอนการตรวจรับรองมิเตอร์ของตู้ จ่ายก๊าซฯ ในสถานีบริการก๊าซฯ ซึ่งอยู่ระหว่างการประสานงาน
7.5 กระทรวงอุตสาหกรรมในการประสานงานกับผู้ประกอบการอุตสาหกรรมรถยนต์ภายใน ประเทศในการศึกษาผลกระทบของการยกเว้น/ลดหย่อนอากรขาเข้าของรถยนต์ใช้ก๊าซฯ ต่อผู้ประกอบการดังกล่าว และการส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่ายรถยนต์ใช้ก๊าซฯ ให้มากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานความก้าวหน้าการแก้ไขปัญหาภาระจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบแนวทางในการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) กับผู้ใช้ และอัตราค่าผ่านท่อ โดยในประเด็นราคาค่าเนื้อก๊าซฯ ให้แยกออกเป็น 4 กลุ่ม คือ Pool 1 สำหรับโรงแยกก๊าซฯ Pool 2 สำหรับการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) Pool 3 สำหรับ IPP/SPP/อุตสาหกรรม และ Pool 4 สำหรับโรงไฟฟ้าราชบุรี ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. เชื่อมโยงระบบท่อก๊าซฯจากสหภาพพม่าเข้ากับระบบท่อหลักแล้ว ก๊าซฯ จาก Pool 4 (ยาดานา)และ Pool 2 (อ่าวไทยและเยตากุน) จะถูกนำมาเฉลี่ยให้เป็นราคาเดียวกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบให้กำหนดราคาค่าก๊าซฯโดยเฉลี่ยรวม Pool 2 กับ Pool 4 เข้าด้วยกัน หลังจาก โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อยแล้วเสร็จและสามารถเริ่มดำเนินการ จ่ายก๊าซฯได้จริงใน วันที่ 1 มกราคม 2544
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาภาระจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติที่มากกว่าความต้อง การ ซึ่งประกอบด้วย แนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ Take or Pay แนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ Take or Pay กลไกการจัดการกับภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ Take or Pay โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ปตท. และ กฟผ. ร่วมกันจัดทำรายละเอียดวิธีคำนวณ และการบันทึกบัญชีภาระ Take or Pay เพื่อถือเป็นแนวทางในการปฏิบัติต่อไป
3. สพช. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีการดำเนินงานตามแนวทางและขั้นตอนดังกล่าวข้าง ต้น ซึ่งมีความก้าวหน้าในการดำเนินการสรุปได้ดังนี้
3.1 ความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ Take or Pay สรุปได้ดังนี้
(1) มาตราการเร่งรัดแผนการใช้ก๊าซฯทั้งในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม ภาคการ ขนส่ง รวมทั้งการปรับแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีความก้าวหน้าดังนี้
ก) ภาคการผลิตไฟฟ้า โรงไฟฟ้าราชบุรีและโรงไฟฟ้าของบริษัท ไตรเอนเนอจี้ จำกัด (TECO) ได้มีการรับก๊าซฯเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้าแล้ว โครงการท่อราชบุรี - วังน้อยแล้วเสร็จสามารถระบายก๊าซฯจากสหภาพพม่าไปที่โรงไฟฟ้าวังน้อย และการเร่งรัดการใช้ก๊าซฯ โดยมีการปรับแผนพัฒนากำลังการผลิต ไฟฟ้าของ กฟผ. จาก PDP99-01 เป็น PDP99-02 เพื่อให้มีการใช้ก๊าซฯทดแทนการใช้น้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้า พระนครใต้และโรงไฟฟ้าบางปะกง
ข) ภาคอุตสาหกรรม อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการระบบท่อจำหน่ายก๊าซฯรอบกรุงเทพฯ และปริมณฑล (Bangkok Ring Gas Pipeline Project) โดยคาดว่าจะก่อสร้าง แล้วเสร็จปลายปี 2545
ค) ภาคคมนาคมขนส่ง เร่งรัดแผนงานสร้างสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ รวมถึงการ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์โดยสารรับจ้างหรือรถแท็กซี่โดยมีการทำ โครงการทดลองในระยะแรกจำนวน 100 คัน
ง) การปรับปรุงแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ การลงทุนขยายโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติหลัก เพื่อรองรับการขยายตัวของการใช้ก๊าซฯ ในภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่ง
(2) มาตราการลดข้อผูกพันปริมาณการซื้อขายก๊าซฯตามสัญญาฯ มีความก้าวหน้าดังนี้
ก) ปตท. อยู่ระหว่างการเจรจาตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 โดยปรับลดปริมาณก๊าซฯต่อวันตามสัญญา (DCQ) ลงชั่วคราวและรับก๊าซฯเพิ่มขึ้นเพื่อชดเชยในภายหลัง
ข) สัญญายาดานา ผู้ขายก๊าซฯ สนับสนุนแนวทางแก้ไขปัญหาตามวิธีการปรับลดปริมาณต่อวันตามสัญญา (DCQ) ลงชั่วคราวและรับก๊าซเพิ่มขึ้นเพื่อชดเชยในภายหลัง (Reschedule DCQ) ซึ่งผู้ขายก๊าซฯมีข้อเสนอเพิ่มเติมโดยการขอเพิ่มปริมาณต่อวันตามสัญญา (DCQ) ใหม่ในอนาคต เพื่อชดเชยกับการลงทุนเพิ่มกำลังการผลิตก๊าซฯ โดย ปตท. กำลังพิจารณาข้อเสนอของผู้ขายก๊าซฯทั้งในเรื่องปริมาณและราคาสำหรับก๊าซฯ ส่วนเพิ่ม
ค) สัญญาเยตากุน ผู้ขายก๊าซฯกำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาข้อเสนอของ ปตท. ที่จะขอเลื่อนการรับก๊าซฯ ส่วนเพิ่ม
3.2 กลไกการจัดการกับภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ Take or Pay ในขณะนี้ สพช. ปตท. และ กฟผ. ได้ร่วมกันจัดทำรายละเอียดดังกล่าวแล้วเสร็จ โดยมีสาระสำคัญคือ การกำหนดขั้นตอนการปฏิบัติงานในแต่ละปี สกุลเงินและอัตราแลกเปลี่ยนที่ใช้คำนวณ Take or Pay และ Make-up value การคำนวณอัตรา ดอกเบี้ย การคำนวณกำไร/ขาดทุนจากการ Make-up และการใช้ประโยชน์ การจ่าย/รับเงิน และหลักการเกลี่ยราคา (Levelized price)
3.3 ความก้าวหน้าในการนำก๊าซฯ จาก Pool 2 และ Pool 4 มาเฉลี่ยให้เป็นราคาเดียวกันและการกำหนดราคาค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติใหม่ ซึ่ง สพช. ปตท. และ กฟผ. ได้ร่วมกันจัดทำรายละเอียดแล้วเสร็จ โดยกำหนดให้ใช้ราคาค่าก๊าซฯเฉลี่ย Pool 2 กับ Pool 4 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2544 เป็นต้นไป และกำหนดให้ใช้อัตราค่าผ่านท่อส่วนของ Demand Charge ใหม่ คือ 1) ในส่วนของ Zone 1+Zone 3 เป็น 19.4029 บาท ต่อล้านบีทียู และ 2) ในส่วนของ Zone 2 เป็น 14.2177 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2544 เป็นต้นไป โดยกำหนดให้มีการพิจารณาทบทวนข้อสมมุติฐานในประเด็นการชำระคืนเงินต้นและการ ลงทุนเพิ่มเติมของ โครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2544 สำหรับอัตราค่าผ่านท่อในส่วนของ Commodity Charge ให้ใช้อัตราปัจจุบัน โดยกำหนดให้มีการพิจารณาทบทวนข้อสมมุติฐานในประเด็นสูตรการคำนวณให้แล้ว เสร็จภายในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2544 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการแก้ไขปัญหาของบริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีหนังสือลงวันที่ 31 ตุลาคม 2543 ถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เพื่อขอให้ดำเนินการหาข้อยุติเกี่ยวกับปัญหาการประกอบกิจการของบริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) ซึ่งเป็นโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน (Lubebase Oil) หนึ่งในสองโรงที่มีอยู่ปัจจุบันในประเทศไทย โดยกรมสรรพสามิตมีความเห็นว่า บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) ไม่ถือเป็น "โรงกลั่นน้ำมัน" ตามนัยของประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง ยกเว้นภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ 31) ลงวันที่ 17 พฤศจิกายน 2535 จึงไม่มีสิทธิได้รับยกเว้นภาษีตามประกาศกระทรวงดังกล่าว
2. บริษัทฯ ได้รับผลกระทบจากการไม่ได้รับยกเว้นภาษีดังนี้
2.1 ผลกระทบทางตรง คือ วัตถุดิบที่นำมาใช้ในการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานไม่สามารถขอยกเว้นภาษี สรรพสามิตได้ และจะต้องวางเงินค้ำประกันในการนำเข้าวัตถุดิบจากต่างประเทศเป็นจำนวนเงิน ที่สูงอย่างต่อเนื่อง โดยมิได้กำหนดระยะเวลาทวงคืนเงินค้ำประกันที่ชัดเจน ทำให้เกิดความเสียเปรียบต่อผู้ประกอบ อุตสาหกรรมประเภทเดียวกัน คือ บริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีคัลไทย (TPI) ซึ่งได้รับยกเว้นภาษีวัตถุดิบเพราะเป็นโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานที่รวม อยู่เป็นส่วนหนึ่งของโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงของ TPI ในขณะที่บริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) เป็นกิจการแยกออกต่างหากจากโรงกลั่นน้ำมันไทยออยล์
2.2 ผลกระทบทางอ้อม คือ น้ำมันดิบส่วนเบา (Reduced Crude) ซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานมีราคาซื้อขายตลอดจนคุณภาพและคุณสมบัติสูงกว่าน้ำมัน เตาที่ใช้เป็นเชื้อเพลิง หากต้องเสียภาษีสรรพสามิตจะได้รับผลไม่คุ้มค่าเชิงพาณิชย์ และหากไม่มีข้อยุติเกี่ยวกับภาษีสรรพสามิตจะส่งผลต่อแผนการปรับปรุงโครง สร้างหนี้ของบริษัทฯ รวมทั้ง การวางเงินประกันนำเข้าวัตถุดิบทำให้มีผลกระทบต่อสภาพคล่องของบริษัทฯ และทำให้บริษัทฯ มีต้นทุนการผลิตสูง จึงทำให้การแข่งขันไม่ได้อยู่บนพื้นฐานที่เท่าเทียมกัน กับบริษัทอื่นๆ นอกจากนี้ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ซึ่งเป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่จะสูญเงินลงทุนในบริษัทฯ หากบริษัทฯ ไม่สามารถดำเนินกิจการต่อไปได้ และการตีความที่ขัดกันระหว่างกรมสรรพสามิตและสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา จะมีผลให้ชาวต่างชาติที่เข้ามาลงทุนในประเทศขาดความเชื่อมั่นในระบบ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจของประเทศโดยส่วนรวม
3. ปตท. ซึ่งได้รับความเห็นชอบให้เข้าร่วมลงทุนในบริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) ตามมติคณะ รัฐมนตรีเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2535 ได้มีหนังสือขอให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาความหมายของ "โรงกลั่นน้ำมัน" ตามประกาศของกระทรวงการคลัง ซึ่งผลจากการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เห็นว่า คำว่า "โรงกลั่นน้ำมัน" ที่ปรากฏในบัญชีท้ายประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง ยกเว้นภาษี สรรพสามิต (ฉบับที่ ๓๑) ลงวันที่ ๑๗ พฤศจิกายน ๒๕๓๖ ย่อมหมายถึง โรงกลั่นน้ำมันตามความหมายทั่วไป อันเป็นคำที่มีความหมายชัดเจนในตัวเอง ซึ่งไม่ต้องอาศัยการตีความตามเจตนารมณ์แต่อย่างใด และเมื่อข้อ เท็จจริงปรากฏว่าโรงกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานของบริษัท ไทยลู้บเบส จำกัด (มหาชน) เป็นโรงกลั่นน้ำมัน ตามความหมายทั่วไป จึงต้องถือเป็นโรงกลั่นน้ำมันตามประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง ยกเว้นภาษีสรรพสามิต (ฉบับที่ ๓๑) ลงวันที่ ๑๗ พฤศจิกายน ๒๕๓๖
4. สพช. มีความเห็นว่า การกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานมิได้เป็นการกลั่นจากน้ำมันดิบโดยตรง แต่จะเป็นการรับน้ำมันที่เหลือจากขบวนการผลิตน้ำมันสำเร็จรูปมากลั่นซ้ำ เพื่อผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานสำหรับนำไปปรุงแต่งเป็นน้ำมันหล่อลื่นสำเร็จ รูปต่อไป ทำให้วัตถุดิบดังกล่าวจะต้องผ่านขั้นตอนการกลั่นหรือการผลิตเพื่อแยกเอา ผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่มิใช่น้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานออกไป ดังนั้น จึงถือได้ว่าเป็นการผลิตตามความหมายของโรงกลั่นน้ำมัน จึงควรมีการยกเว้นภาษีอากรสำหรับวัตถุดิบที่นำมาผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน มิฉะนั้นแล้วจะทำให้ต้นทุนการผลิตสูงกว่าบริษัทที่ได้รับการยกเว้นภาษีสรรพ สามิต และไม่สามารถแข่งขันได้กับน้ำมันหล่อลื่น นำเข้าจากต่างประเทศ ดังนั้น เพื่อให้เกิดการแข่งขันในการจัดตั้งกิจการกลั่นน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐานขึ้นใน ประเทศ ได้อย่างกว้างขวางและสามารถแข่งขันกันบนพื้นฐานที่เท่าเทียมกัน จึงควรเปิดโอกาสให้ได้รับยกเว้นภาษีสรรพสามิตเช่นเดียวกัน ไม่ว่าจะเลือกจัดตั้งกิจการเป็นส่วนหนึ่งของโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงหรือ เป็นกิจการแยกต่างหากจากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงก็ตาม
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงการคลังรับไปพิจารณาให้การยกเว้นภาษีสรรพสามิตตาม ประกาศกระทรวงคลัง (ฉบับที่ 31) ลงวันที่ 17 พฤศจิกายน 2536 มีผลบังคับใช้กับโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันหล่อลื่นเป็นการ ทั่วไป โดยเร็วที่สุด
เรื่องที่ 6 แนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงอุตสาหกรรม ได้มีหนังสือลงวันที่ 15 พฤศจิกายน 2543 มายังสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เรื่อง แนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบแนวทางในการแปรรูป ปตท. ซึ่งได้มีการ ปรับปรุงใหม่ และได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ ปตท. แล้ว เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2543
2. แนวทางการแปรรูปของ ปตท. ที่ได้ปรับปรุงใหม่ สรุปได้ดังนี้
2. 1 โครงสร้างเพื่อการแปรรูป มีดังนี้
(1) นำกิจการน้ำมันและก๊าซธรรมชาติมาจัดตั้งเป็นบริษัท ปตท. จำกัด เพื่อดำเนินธุรกิจ น้ำมันและก๊าซธรรมชาติครบวงจร (Integrated Oil and Gas Business) ในลักษณะเป็น Operating Holding Structure โดยมี ปตท. รัฐวิสาหกิจ (ปตท.) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดในขั้นต้น โดยเมื่อตลาดทุนเอื้ออำนวยจึงจะแปรสภาพเป็น บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) (บมจ. ปตท.) เพื่อระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ต่อไป โดยใน ระยะยาว ปตท. จะคงสัดส่วนการถือหุ้นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 51
(2) นำหุ้นบริษัทในเครือที่มีความเกี่ยวเนื่องและเสริมสร้างมูลค่า (Value Chain) ต่อการดำเนินธุรกิจก๊าซฯ และน้ำมัน ซึ่งไม่เป็นภาระทางการเงินโอนไปยัง บมจ. ปตท.
(3) สำหรับหุ้นของบริษัทในเครืออื่นๆ อันได้แก่บริษัทในกลุ่มปิโตรเคมีและโรงกลั่นน้ำมัน ซึ่งยังมีภาระทางการเงินทั้งระยะสั้นและระยะกลาง จะคงไว้ที่ ปตท. เพื่อรอปรับปรุงมูลค่า
(4) ทั้งนี้ ปตท. อาจจะทำสัญญาให้สิทธิ (Option) แก่ บมจ. ปตท. ในการซื้อหุ้นบางบริษัทที่มีความสำคัญต่อการดำเนินการของ บมจ. ปตท. จาก ปตท. ในอนาคต ในราคาตามมูลค่าทางบัญชี
(5) สำหรับกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติจะแยกออกมาจัดตั้งเป็นบริษัท ปตท. ท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติ จำกัด ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 โดยมี บมจ. ปตท. เป็นผู้ถือหุ้น ร้อยละ 100
(6) นอกจากนี้ ปตท. เห็นควรจัดตั้งบริษัท ปตท. ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด เพื่อให้ สอดคล้องกับแผนกลยุทธ์ในการขยายการจำหน่ายก๊าซฯ เพิ่มขึ้นด้วย
2.2 การเลือกใช้กฎหมายเพื่อดำเนินการจัดตั้งบริษัท ทางเลือกกฎหมายที่เหมาะสมสำหรับการจัดตั้งบริษัท คือ การใช้ประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ (ป.พ.พ.) เนื่องจากในด้านองค์กรจะมีความ สอดคล้องกับกลยุทธ์และสนับสนุนการจัดโครงสร้างได้ดีกว่า พ.ร.บ. ทุนรัฐวิสาหกิจ โดย ปตท. สามารถนำเงินจากการขายหุ้นใน บมจ. ปตท. และเงินปันผลจาก บมจ. ปตท. มาสนับสนุนกิจการที่เหลือเพื่อลดภาระของภาครัฐได้ นอกจากนั้นการใช้ ป.พ.พ. ยังสามารถควบคุมกระบวนการจัดตั้งบริษัทให้มีการดำเนินการได้เร็วตามแผนที่ กำหนด และในส่วนของพนักงาน ทั้ง ป.พ.พ. และ พ.ร.บ. ทุนฯ จะไม่มีประเด็นแตกต่างกัน
2.3 โครงสร้างการบริหารภายในและกลไกกำกับดูแล
(1) ปตท. รัฐวิสาหกิจ (ปตท.) จะไม่มีการดำเนินธุรกิจใดๆ ยกเว้นเป็นผู้ถือหุ้นใน บมจ. ปตท. และบริษัทในเครือ เช่น บริษัทในกลุ่มปิโตรเคมีและโรงกลั่น โดยยังคงอำนาจหน้าที่และสิทธิตาม พ.ร.บ. ปตท. และจะเป็นผู้ทำการว่าจ้าง บมจ. ปตท. ให้เป็นผู้บริหารและจัดการ
(2) ในระยะยาว ปตท. จะยังคงถือหุ้นใน บมจ. ปตท. เกินร้อยละ 50 เพื่อให้ยังคงสถานภาพ การเป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นผู้ถือหุ้นในบริษัทในเครือที่มีความเกี่ยวเนื่อง กับธุรกิจก๊าซฯ และน้ำมัน รวมทั้งมีหน้าที่รับจ้าง ปตท. บริหารจัดการบริษัทในเครือของ ปตท. โดย ปตท. ได้จัดทำหลักเกณฑ์และรูปแบบการกำกับดูแลกิจการที่ดี (Good Corporate Governance and Management) เพื่อใช้ในการดำเนินธุรกิจของ ปตท. รวมทั้ง บมจ. ปตท. และบริษัทในเครือ
2.4 การจัดโครงสร้างเงินทุนเพื่อการแปรรูป
(1) บมจ. ปตท. จะต้องจัดให้มีสัดส่วนหนี้สินต่อทุนที่เหมาะสม เพื่อให้มีความสามารถในการกู้ยืมเงินด้วยต้นทุนทางการเงินต่ำ และมีความสามารถในการชำระคืนเงินต้นและดอกเบี้ย ในระดับใกล้เคียงกับบริษัทอ้างอิงในอุตสาหกรรม เพื่อให้เป็นที่ยอมรับของนักลงทุน
(2) จำนวนหนี้สินของ ปตท. ที่จะโอนไปยัง บมจ. ปตท. จริงจะขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ความสนใจที่จะลงทุนของนักลงทุน ความสามารถในการสร้างกระแสเงินสดจากการดำเนินงานของ ปตท./บมจ. ปตท. รวมทั้งผลการเจรจากับเจ้าหนี้เงินกู้ ณ เวลาที่ทำการแปรรูป และเพื่อให้ ปตท. สามารถจัดการกับภาระหนี้ ในส่วนที่ไม่สามารถโอนไป บมจ. ปตท. ได้ทั้งหมด รวมทั้งเพื่อให้ ปตท. มีเงินสำรองการบริหารงานและการให้การสนับสนุนทางการเงินแก่บริษัทในเครือที่ มีปัญหาตามสัญญาการให้การสนับสนุนทางการเงิน จึงมีความจำเป็นต้องขายหุ้นใน บมจ. ปตท. จำนวนหนึ่ง รวมทั้งเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนของ บมจ. ปตท. โดยขออนุมัติการเก็บกำไรจากการเสนอขายหุ้นเก่าไว้ทั้งจำนวนโดยไม่นำส่งรัฐ
2.5 การดำเนินการจัดตั้งบริษัทและการโอนธุรกิจให้ บมจ. ปตท.
(1) ปตท. จะจัดตั้งบริษัท ปตท. จำกัด ตาม ป.พ.พ. และจะแปรสภาพเป็นบริษัทมหาชนจำกัด ในภายหลัง โดย ปตท. เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด และกำหนดทุนจดทะเบียนขั้นต้น 100 ล้านบาท
(2) ปตท. จะจัดตั้งบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และบริษัท ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ขึ้น โดยมี บมจ. ปตท. เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมดทั้ง 2 บริษัท และกำหนดทุนจดทะเบียนขั้นต้นบริษัทละ 1 ล้านบาท
(3) ปตท. จะโอนสินทรัพย์กิจการก๊าซฯ และน้ำมัน รวมทั้งหุ้นของบริษัทในเครือที่เกี่ยวข้องกับธุรกิจก๊าซฯ และน้ำมันให้ บมจ. ปตท. ยกเว้นหุ้นบริษัทในเครือที่ยังไม่มีความพร้อม ส่วนสินทรัพย์ที่ไม่สามารถโอนได้ให้คงไว้ที่ ปตท. โดยราคาสินทรัพย์ที่จะโอนไปจะใช้ราคาตามบัญชีสุทธิ ณ วันสิ้นงวดไตรมาส ล่าสุดก่อนวันที่มีการโอน
2.6 การโอนย้ายพนักงาน จะไม่มีการเลิกจ้างพนักงานเนื่องจากการแปรรูป และให้โอนพนักงานของ ปตท. ทั้งหมดไป บมจ. ปตท. โดยยังคงสิทธิประโยชน์ ทั้งนี้ พนักงานที่โอนย้ายไปบริษัท ปตท. จำกัด จะอยู่ภายใต้ระบบการให้ผลตอบแทนเดียวกัน และ ปตท. จะให้พนักงานทุกคนได้มีส่วนร่วมในการให้ข้อคิดเห็น/การพิจารณาร่วมกันในขั้น ตอนการดำเนินงานด้านการแปรรูปที่สำคัญ นอกจากนั้น ปตท. ยังมีนโยบายที่จะให้สิทธิพิเศษแก่พนักงานในการซื้อหุ้นของ บมจ. ปตท.
2.7 แผนการดำเนินงาน เมื่อคณะรัฐมนตรีอนุมัติแนวทางการแปรรูป ปตท. แล้ว (อนุมัติครั้งที่ 1) ปตท. จะดำเนินการจัดตั้งบริษัท ปตท. จำกัด ตามขั้นตอนของ ป.พ.พ. ในช่วงเดือนมกราคม 2544 ส่วนการเตรียมการโอนธุรกิจ รวมทั้ง เตรียมการแปรสภาพเป็น บมจ. ปตท. และเตรียมการแปรรูป บมจ. ปตท. โดยการเสนอขายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์นั้น ปตท. จะนำเสนอรายละเอียดดังกล่าวเพื่อขออนุมัติการดำเนินการต่อคณะรัฐมนตรี (อนุมัติครั้งที่ 2) ให้เสร็จภายในไตรมาส 2 ของ ปี 2544 ทั้งนี้ คาดว่าจะสามารถนำหุ้น บมจ. ปตท. เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ได้ประมาณเดือนกันยายน 2544 หากสภาวะตลาดมีความเหมาะสม
3. กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีข้อเสนอขอความเห็นชอบแนวทางการแปรรูป ปตท. ดังนี้
3.1 การจัดโครงสร้างองค์กรเพื่อการแปรรูป
(1) ขออนุมัติให้ ปตท. จัดตั้ง บริษัท โดยอาศัยมาตรา 7 (11) ของพระราชบัญญัติการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2521 และบทบัญญัติแห่งประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ โดยมีชื่อว่า "บริษัท ปตท. จำกัด" (ภายหลังแปรสภาพเป็นบริษัทมหาชนจำกัด) ให้ ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 100 และให้ บริษัท ปตท. จำกัด จัดตั้งบริษัทในเครือขึ้น 2 บริษัท คือ "บริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด" และ "บริษัท ปตท. ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด" และมี บริษัท ปตท. จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 100 ทั้ง 2 บริษัท โดยมิต้องนำระเบียบว่าด้วยงบลงทุนของรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2522 มาใช้บังคับกับการลงทุนใน 3 บริษัทดังกล่าว และให้ ปตท. ลดสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทมหาชนจำกัด เหลือไม่ต่ำกว่าร้อยละ 51 และเพื่อเป็นการให้ความมั่นใจกับผู้ลงทุนในหุ้นของบริษัท ปตท. จำกัด ขอให้คณะรัฐมนตรีมีนโยบายให้บริษัท ปตท. จำกัดไม่ลดสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท ปตท. ท่อส่งก๊าซธรรมชาติจำกัด และบริษัท ปตท. ท่อจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ จำกัด ลงในอนาคต ยกเว้นกรณีที่บริษัท ปตท. จำกัด เห็นสมควรและเหมาะสม
(2) ขอความเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการเตรียมการเพื่อโอนกิจการ สินทรัพย์ หนี้สิน หุ้นของ ปตท. ให้กับบริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่
(3) ให้พนักงาน ปตท. /พนักงาน บริษัท ปตท. จำกัด/กองทุนสำรองเลี้ยงชีพของพนักงาน ปตท. และพนักงาน บริษัท ปตท. จำกัด มีส่วนร่วมในการซื้อหุ้นในราคาที่ต่ำกว่าราคาที่จะเสนอขายให้แก่นักลงทุน ทั่วไปเพื่อเสริมสร้างความรู้สึกร่วมเป็นเจ้าของกิจการ และให้ ปตท. โอนพนักงานของ ปตท. ทั้งหมด ไปเป็นพนักงานของ บริษัท ปตท. จำกัด โดยไม่มีการเลิกจ้าง
3.2 การดำเนินการของบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ ให้บริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นดังกล่าวข้างต้น สามารถบริหารงานในรูปแบบของบริษัทเอกชนทั่วไป และมีระเบียบข้อบังคับที่ใช้ปฏิบัติงานต่างๆ ของตนเอง รวมทั้งได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป ยกเว้นระเบียบว่าด้วยการก่อหนี้ของประเทศ พ.ศ. 2528 และที่แก้ไขเพิ่มเติมที่ยังคงต้องปฏิบัติต่อไป
3.3 ให้ส่วนราชการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องโดยเฉพาะกระทรวงการคลัง กระทรวงมหาดไทย และ กฟผ. ถือเป็นนโยบายที่จะต้องให้ความร่วมมือและสนับสนุน โดยนำไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังต่อไป
4. สพช. ได้มีการพิจารณาข้อเสนอดังกล่าวข้างต้นแล้วเห็นว่า เนื่องจากการพิจารณาเพื่อให้ความเห็นชอบข้อเสนอแนวทางการแปรรูป ปตท. จำเป็นต้องพิจารณาประเด็นที่เกี่ยวข้องกับหลายหน่วยงานควบคู่กันไปด้วย โดยเฉพาะในประเด็นแนวทางการแปรรูป ปตท. การจัดโครงสร้างองค์กรเพื่อการแปรรูป และการจัดการด้านบุคลากร ซึ่งจะต้องมีการพิจารณาจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติมเพื่อประกอบการพิจารณาของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จึงเห็นควรให้ สพช. เป็นแกนกลางในการดำเนินการและแต่งตั้งคณะกรรมการที่ประกอบด้วยผู้แทนจาก หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และ ปตท. เป็นต้น เพื่อ ทำหน้าที่จัดทำแนวทางการแปรรูป ปตท. โดยคำนึงถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องและนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1.ที่ประชุมรับทราบความคืบหน้าแนวทางการแปรรูป ปตท.
2.มอบหมายให้ สพช. รับเป็นแกนกลางในการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณา เพิ่มเติมในประเด็น 1) รูปแบบโครงสร้างที่เหมาะสม 2) การใช้กฎหมาย 3) การที่จะขอยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามกฎ ระเบียบต่างๆ 4) แนวทางของแผน ระยะเวลา และเงื่อนไข และ 5) ประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การแปรรูปดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งนี้ ให้นำเสนอผลการพิจารณาต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาก่อนนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 7 การส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง
กระทรวงอุตสาหกรรมได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากพืชผลทางการเกษตร โดยกระทรวงอุตสาหกรรมได้นำเสนอแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุนการผลิตและการ ใช้เอทานอลต่อคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2543 ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบในหลักการ และมอบหมายให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาในเรื่องการยกเว้นการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
2. วัตถุประสงค์ของโครงการนี้จะช่วยบรรเทาปัญหาในเรื่องราคาน้ำมันที่เพิ่มสูง ขึ้น และราคาพืชผลทางการเกษตรตกต่ำ โดยการผลิตเอทานอลจะผลิตจากพืชผลทางการเกษตร เช่น อ้อย กากน้ำตาล มันสำปะหลัง ฯลฯ และใช้ผสมในน้ำมันเบนซินแทนสาร MTBE ในสัดส่วนร้อยละ 10 เพื่อไม่ให้เกิดปัญหาผลกระทบด้านเทคนิคต่อรถยนต์ที่ใช้งานอยู่ในปัจจุบัน
3. ขนาดกำลังการผลิตเอทานอลที่เหมาะสมควรมีกำลังการผลิตที่ระดับ 500,000 ลิตรต่อวัน ใช้เงิน ลงทุนประมาณ 2,700 ล้านบาท ถ้าราคาอ้อยอยู่ที่ 550 บาทต่อตัน และกากน้ำตาลราคา 1,250 บาทต่อตัน ราคาขายเอทานอลเท่ากับ 11.00 บาทต่อลิตร จะมีผลตอบแทนการลงทุนร้อยละ 7.6 และถ้าราคาหัวมันสดอยู่ที่ 1.10 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายเอทานอลเท่ากับ 11.00 บาทต่อลิตร จะมีผลตอบแทนการลงทุนร้อยละ 6.5
4. การวิเคราะห์โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้เอทานอลผสมในสัดส่วนร้อยละ 10 สามารถแบ่งออกได้เป็น 2 กรณี คือ กรณีที่ไม่ได้รับการสนับสนุนจากภาครัฐ ราคาขายปลีกจะอยู่ที่ระดับ 15.38 บาทต่อลิตร และกรณีที่ได้รับการสนับสนุนจากภาครัฐ แบ่งออกเป็น 2 กรณี คือ กรณีที่ได้รับการลดหย่อนภาษีสรรพสามิต แต่ไม่ได้รับการยกเว้นการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุน เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ราคาขายปลีกจะอยู่ที่ระดับ 14.94 บาทต่อลิตร และกรณีที่ได้รับการลดหย่อนภาษีสรรพสามิตและได้รับการยกเว้นการเรียกเก็บ เงินเข้ากองทุนฯ ราคาขายปลีกจะอยู่ที่ระดับ 14.37 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากการหารือกับ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ไม่ขัดข้องในเรื่องการลดหย่อนภาษีสรรพสามิต โดยจะเรียกเก็บเฉพาะภาษี สรรพสามิตในส่วนของเนื้อน้ำมันเท่านั้น
5. ประโยชน์ที่จะได้รับจากโครงการนี้ก็คือ สามารถลดการนำเข้าสาร MTBE และลดการใช้น้ำมันเบนซินลงได้ปีละประมาณ 8,000 ล้านบาท ลดค่าใช้จ่ายในการแทรกแซงตลาดมันสำปะหลังปีละ 760 ล้านบาท รวมทั้ง ยังช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน ช่วยยกระดับพืชผลทางเกษตร และช่วยลดมลพิษทางอากาศด้วย
มติของที่ประชุม
1.ให้กระทรวงอุตสาหกรรมแจ้งให้คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติพิจารณา เพื่อให้เกิดความชัดเจนในประเด็นการสนับสนุนจากภาครัฐ โดยเฉพาะอย่างยิ่งในเรื่องการยกเว้นการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ทั้งนี้ ขอให้พิจารณาถึงผลกระทบที่มีต่อผู้ผลิตยานยนต์ ผู้จัดจำหน่าย และผู้บริโภคด้วย แล้วจึงนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
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
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 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 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 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 53 - วันพุธที่ 8 พฤศจิกายน 2538
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2538 (ครั้งที่ 53)
วันพุธที่ 8 พฤศจิกายน พ.ศ. 2538 เวลา 9.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ชั้น 3 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
3.การขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP)
5.การประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม
นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1. รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 เห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้มีการปรับปรุงมาตรการการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้ รัดกุมและมีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น และให้หน่วยงานต่างๆ รับไปดำเนินการและรายงานผลการดำเนินงาน ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมทุกครั้ง นอกจากนี้คณะรัฐมนตรีในชุดปัจจุบันได้มีมติเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2538 เห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 4/2538 (ครั้งที่ 52) เมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2538 ให้กำหนดมาตรการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม ดังนี้
1.1 ให้กรมตำรวจรับไปดำเนินการจัดตั้งหน่วยเฉพาะกิจเพื่อปฏิบัติการป้องกันและ ปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมายที่ได้ยุบไปขึ้นอีก ครั้งหนึ่ง และให้ดำเนินการกวดขันปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างเต็มที่ ทั้งนี้ ให้เริ่มดำเนินการตั้งแต่สัปดาห์หน้าเป็นต้นไปและให้รายงานผลการดำเนินงาน ให้ทราบในการประชุมครั้งต่อไป
1.2 มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและหน่วยงานที่เกี่ยว ข้องรับไปดำเนินการพิจารณาที่จะให้หน่วยงานเอกชนทำหน้าที่ตรวจสอบพฤติการณ์ ของคลังน้ำมันต่างๆ โดยให้ ผู้ค้าน้ำมันสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
2. หน่วยงานต่างๆ ได้รายงานผลการดำเนินงาน ซึ่งมีความคืบหน้าพอสรุปได้ ดังนี้
2.1 กรมศุลกากร
(1) ได้ส่งเจ้าหน้าที่เข้าตรวจสอบปริมาณน้ำมันคงเหลือบนบกของคลังน้ำมันในเดือน กันยายน 2538 รวม 27 แห่ง แต่ไม่พบการกระทำความผิดแต่อย่างใด
(2) ได้ติดตามความคืบหน้าในการตรวจสอบการดัดแปลงเรือประมงที่ถูกจับกุมได้รวม 4 ลำ จากสำนักงานเจ้าท่าภูมิภาคที่ 4 (สงขลา) ซึ่งได้รับรายงานการดำเนินการเพียง 2 ลำ คือ เรือ น. โชคชัยสมุทร จากการตรวจสอบพบว่า เรือดังกล่าวได้มีการดัดแปลงตัวเรือจริง จึงได้ปรับเป็นเงิน 21,200 บาท ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาเพิกถอนใบอนุญาตใช้เรือและใบทะเบียน ส่วนเรือประมงดัดแปลงอีกลำ ไม่ทราบชื่อ แต่จากการตรวจสอบพบว่าเรือลำนี้ใช้ชื่อทางทะเบียนเรือว่า "ชัยเจริญทรัพย์" ซึ่งได้มีการดัดแปลงตัวเรือจริง จึงดำเนินคดีในความผิดที่เกี่ยวกับพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย และพระราชบัญญัติเรือไทยในอัตราสูงสุดรวม 9 ข้อหา ส่วนใบอนุญาตใช้เรือและใบทะเบียนเรือไทยอยู่ในระหว่างเสนออธิบดีกรมเจ้าท่า ทำการยกเลิก
(3) คณะทำงานเพื่อทำหน้าที่ติดตามพฤติการณ์ของเรือบรรทุกน้ำมันลักลอบหนีศุลกากร ที่ถูกจับกุม ซึ่งได้รับการวางประกันนำเรือออกไปในระหว่างดำเนินคดี ปรากฏว่า ขณะนี้มีเรือประมงดัดแปลงชื่อเรือ "ลักษณ์สมุทร" และเรือ "ศิริมงคล 1" ไม่จอดเก็บรักษาตามสถานที่ที่กำหนดไว้ในสัญญาประกันที่ทำไว้ต่อกรมศุลกากร
2.2 กรมสรรพสามิต
(1) ได้ดำเนินการจัดซื้อและติดตั้งเครื่องมือวัดพร้อมอุปกรณ์ควบคุมการรับ-จ่าย น้ำมันในคลังน้ำมันชายฝั่งต่างๆ 42 แห่ง และพบว่ามีคลังน้ำมัน 4 แห่ง คือ คลังน้ำมันของบริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด ที่จังหวัดชลบุรี และจังหวัดสุราษฎร์ธานี คลังน้ำมันของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ที่จังหวัดชลบุรี และคลังน้ำมันของบริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด (มหาชน) ที่จังหวัดระยอง ไม่จำเป็นต้องติดตั้งมาตรวัดและอุปกรณ์ควบคุมการรับ-จ่ายน้ำมัน เนื่องจากคลังของบริษั> เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด ที่ชลบุรี นั้น ทางบริษัทฯ จะเลิกสัญญาเช่าจาก ปตท. และคลังที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี ทางบริษัทฯจะย้ายไปทำการในคลังใหม่ที่กำลังก่อสร้าง ส่วนคลังของ ปตท. ที่จังหวัดชลบุรี และคลังของบริษัท อุตสาหกรรมปิโตรเคมีกัลไทย จำกัด (มหาชน) ที่จังหวัดระยอง เป็นคลังที่ถือเป็นโรงอุตสาหกรรมน้ำมัน ซึ่งจะมีเจ้าหน้าที่สรรพสามิตอยู่ประจำเพื่อควบคุมการจัดเก็บภาษีของ ผลิตภัณฑ์ทั้งหมดอยู่แล้ว จึงเหลือคลังน้ำมันชายฝั่งเพียง 38 แห่ง ที่กรมสรรพสามิตจะต้องดำเนินการติดตั้งมาตรวัดและอุปกรณ์ควบคุมการรับ-จ่าย น้ำมัน ซึ่งขณะนี้ทางกรมฯ ได้ลงนามทำสัญญากับบริษัทผู้ดำเนินการแล้ว ตั้งแต่วันที่ 17 ตุลาคม 2538 ที่ผ่านมา โดยกำหนดให้ดำเนินการติดตั้งให้แล้วเสร็จภายใน 240 วัน นับแต่วันลงนามในสัญญาเป็นต้นไป และจะเริ่มดำเนินการติดตั้งที่คลังน้ำมันของบริษัท คอสโมออยล์ จำกัด ที่จังหวัดระยอง เป็นแห่งแรก
(2) ในระหว่างที่การติดตั้งอุปกรณ์ยังไม่แล้วเสร็จ กรมสรรพสามิตจะยังคงใช้วิธีการควบคุมการขนถ่ายน้ำมันด้วยการให้เจ้าหน้าที่ ผนึกตราที่ท่อทางรับ-จ่ายน้ำมัน และตรวจวัดปริมาณน้ำมันทุกครั้งที่มีการขนถ่ายน้ำมันและรายงานข้อมูลไปยัง ห้อง Operation Room ตลอดเวลา 24 ชั่วโมง
(3) ผลการจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในช่วงที่กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการตาม ข้อ (2) ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2537 - กันยายน 2538 เป็นเวลา 10 เดือน สามารถจัดเก็บภาษีได้ สูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อนถึงร้อยละ 18.7
3.3 กองทัพเรือ
(1) ผลการดำเนินการตรวจลาดตระเวนในช่วงวันที่ 14 กันยายน -27 ตุลาคม 2538 กองทัพเรือไม่มีการจับกุมเรือที่มีการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้เลย แต่ได้ตรวจพบเรือที่มีพฤติการณ์ว่าลักลอบนำเข้า รวม 3 ครั้ง และได้ทำการบันทึกไว้เป็นหลักฐาน ดังนี้
เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2538 เวลา 16.45 น. เรือหลวงกระบุรีได้ตรวจพบเรือบรรทุกน้ำมันสัญชาติไทยชื่อ LUCKY ซึ่งมีพฤติกรรมลักลอบค้าน้ำมันอยู่นอกทะเลอาณาเขต บริเวณตำบลที่แลตติจูด 11 องศา 12 ลิบดาเหนือ ลองติจูด 102 องศา 01 ลิบดาตะวันออก พบน้ำมันดีเซล จำนวน 200,000 ลิตร โดยเรือดังกล่าวได้บรรทุกน้ำมันมาจากประเทศสิงคโปร์และจำหน่ายให้เรือประมง ไทยมาตั้งแต่บริเวณเกาะวัย
เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2538 เวลา 11.04 น. อากาศยาน F-27 ได้ตรวจลาด ตระเวนพบเรือบรรทุกน้ำมันขนาดกลางชื่อ ISENAGI-MARU มีเรือประมงจำนวน 1 ลำ อยู่ที่ท้ายเรือ ซึ่งมีพฤติกรรมลักลอบค้าน้ำมันในทะเลบริเวณตำบลที่แลตติจูด 11 องศา 25 ลิบดา 0.2 พิลิบดาเหนือ ลองติจูด 100 องศา 20 ลิบดา 0.5 พิลิบดาตะวันออก
ในวันที่ 24 ตุลาคม 2538 เช่นกัน อากาศยาน F-27 ลำดังกล่าว ได้ลาดตระเวนพบเรือ TOYOTA-MARU มีเรือประมงจำนวน 1 ลำ อยู่ที่ท้ายเรือซึ่งมีพฤติกรรมลักลอบค้าน้ำมันในทะเลบริเวณตำบลที่แลตติจูด 11 องศา 50 ลิบดาเหนือ ลองติจูด 100 องศา 21 ลิบดาตะวันออก
(2) กองทัพเรือได้อนุมัติให้ยุบเลิกหน่วยเฉพาะกิจป้องกันและปราบปรามการลักลอบ ค้าน้ำมันในทะเลของกองทัพเรือลงแล้ว ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2538 เป็นต้นไป โดยมอบภารกิจดังกล่าวให้เป็นหน้าที่ของหน่วยปกติ คือ กองเรือภาคที่ 1,2 และ 3 และกองเรือป้องกันฝั่ง
มติของที่ประชุม
ให้หน่วยงานต่างๆ รับไปดำเนินการ และรายงานผลการดำเนินงานในการประชุมครั้งต่อไป ดังนี้
1.ให้กรมตำรวจ กองทัพเรือ และกรมศุลกากร รับไปพิจารณาปรับปรุงค่าใช้จ่ายที่จะใช้ใน การปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในปีงบประมาณ 2539 ให้เหมาะสมอีกครั้งหนึ่ง โดยอาจให้บริษัทผู้ค้าน้ำมันช่วยสนับสนุนค่าใช้จ่าย และให้สำนักงบประมาณพิจารณาหาทางช่วยเหลือให้หน่วยงานดังกล่าวได้รับเงินงบ ประมาณเพิ่มขึ้น ส่วนงบประมาณปี 2540 นั้น ให้กรมตำรวจ กองทัพเรือและกรมศุลกากรของบประมาณเพิ่มเติมโดยจัดทำเป็นโครงการขึ้น และให้สำนักงบประมาณพิจารณาความเหมาะสม ในรายละเอียดของโครงการอีกครั้งหนึ่ง
2.ให้กรมโยธาธิการ รับไปดำเนินการตรวจสอบการก่อสร้างคลังน้ำมันที่ไม่ได้รับอนุญาตจากกรมโยธาธิการในท้องที่ต่างๆ ทั่วราชอาณาจักร
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 เห็นชอบตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้แก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยวิธีการนำเรือบรรทุก น้ำมัน (Tanker) มาลอยลำจำหน่ายน้ำมันในอ่าวไทยบริเวณนอกเขตทะเลอาณาเขต ซึ่งห่างจากฝั่ง เกินกว่า 12 ไมล์ทะเลออกไป โดยให้มีการขยายเขตน่านน้ำจากปัจจุบัน 12 ไมล์ทะเล เป็น 24 ไมล์ทะเล และให้จัดตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นชุดหนึ่งเพื่อพิจารณาแก้ไขเพิ่มเติมพระราช บัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 ให้เจ้าหน้าที่ศุลกากรมีอำนาจปฏิบัติการใน "เขตต่อเนื่อง" ระหว่าง 12-24 ไมล์ทะเลได้
2. รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ประธานคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรใน เขตต่อเนื่องขึ้น เพื่อดำเนินการตามมติ ครม. ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการเสร็จเรียบร้อยแล้วและ จัดทำข้อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 2/2538 (ครั้งที่ 50) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2538 ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการกำหนดเขตต่อเนื่อง และการขยายอำนาจศุลกากรให้สามารถปฏิบัติงานในเขตต่อเนื่องได้นั้น ถึงแม้จะช่วยแก้ไขปัญหาการลักลอบ นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ แต่น่าจะส่งผลกระทบต่ออุตสาหกรรมประมงภายในประเทศโดยเฉพาะกลุ่มประมงรายย่อย ดังนั้น จึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (นายประพาส ลิมปพันธ์) รับไปหารือร่วมกับกรมประมง เพื่อกำหนดมาตรการบรรเทาความเดือดร้อนแก่กลุ่มประมงรายย่อยและนำเสนอคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาพร้อมกับมาตรการกำหนดเขตต่อเนื่องต่อไป
3. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 3/2538 (ครั้งที่ 51) เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2538 ได้พิจารณาข้อเสนอของคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรใน เขตต่อเนื่องอีกครั้ง ร่วมกับข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายประมงแห่งชาติ ที่เห็นชอบให้กำหนดมาตรการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันของชาวประมงขนาดเล็ก โดยให้สามารถซื้อน้ำมันได้ในราคาต่ำกว่าราคาตลาดลิตรละ 1.20 บาท และมีมติเห็นชอบในหลักการของร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย ร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ตามที่คณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรในเขตต่อเนื่อง เสนอ โดยมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปพิจารณาตรวจร่างต่อไป
4. ครม. ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538 ได้พิจารณาข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รวมทั้งร่างประกาศเขตต่อเนื่องและร่างกฎหมายอีก 2 ฉบับ ที่สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจร่างแล้ว และในขณะเดียวกันกระทรวงการต่างประเทศ ได้นำข้อเสนอของคณะกรรมการกฎหมายทะเลในเรื่องเดียวกันเสนอให้ ครม. พิจารณาประกอบด้วย โดยคณะกรรมการกฎหมายทะเลได้เสนอให้ประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย และออกพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการของพนักงานเจ้าหน้าที่ในเขตต่อ เนื่องเพื่อป้องกันและปราบปรามการกระทำผิด พ.ศ. .... ซึ่ง ครม. ได้มีมติ ดังนี้
4.1 เห็นชอบร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย ตามข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตรวจพิจารณาแล้ว และให้นำความกราบบังคมทูลพระกรุณาขอพระราชทานพระบรมราชานุญาตให้ประกาศต่อไป
4.2 สำหรับร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติ การเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ตามข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาแล้ว ให้ทางสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกานำกลับไปพิจารณาประกอบกับร่างพระราชบัญญัติ ว่าด้วยการปฏิบัติการฯ ที่กระทรวงการต่างประเทศเสนอมาและนำเสนอ ครม. ต่อไป
5. สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ได้นำความกราบบังคมทูลพระกรุณาพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวขอพระราชทานพระบรม ราชานุญาตให้ประกาศเขตต่อเนื่องแล้ว โดยสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา ฉบับประกาศทั่วไป เล่ม 112 ตอนที่ 69 ง ลงวันที่ 29 สิงหาคม 2538 แล้ว นอกจากนี้ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตรวจพิจารณาร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือ ในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... พร้อมกับร่างพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการของพนักงาน เจ้าหน้าที่ในเขตต่อเนื่องเพื่อป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิด พ. .... ของกระทรวงการต่างประเทศเสร็จเรียบร้อยแล้วมีข้อเสนอ ดังนี้
5.1 ร่างพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการของพนักงานเจ้าหน้าที่ในเขตต่อเนื่อง เพื่อป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิด พ.ศ. .... ที่กระทรวงการต่างประเทศเสนอมีจุดมุ่งหมาย เพื่อให้เป็นกฎหมายที่วางหลักเกณฑ์กลาง เพื่อรักษาสิทธิประโยชน์ของประเทศในเขตต่อเนื่องในส่วนที่เกี่ยวกับการคลัง การศุลกากร การเข้าเมือง และการสาธารณสุข ส่วนกรณีที่กฎหมายใดมีรายละเอียดเป็นเช่นใดแล้วก็จะบังคับตามกฎหมายเฉพาะ ดังนั้น หลักการของร่างพระราชบัญญัติฉบับนี้ จึงไม่ขัดแย้งกับหลักการของร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... อันเป็นกฎหมายเฉพาะเกี่ยวกับการศุลกากรและการเดินเรือในเขต ต่อเนื่อง ซึ่งผ่านการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาแล้วแต่อย่างใด
5.2 แต่โดยที่ร่างพระราชบัญญัติที่กระทรวงการต่างประเทศเสนอมีปัญหาข้อกฎหมาย ค่อนข้างมาก ซึ่งคงต้องใช้เวลาอีกนานจึงจะหาข้อยุติได้ จึงเห็นสมควรเสนอร่างพระราชบัญญัติทั้ง 2 ฉบับดังกล่าว ที่ผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาแล้วมาเพื่อพิจารณาก่อน สำหรับร่างพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการของพนักงานเจ้าหน้าที่ในเขตต่อ เนื่อง เพื่อป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิด พ.ศ. .... นั้น เมื่อสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาเป็นประการใดแล้วจะได้เสนอมา อีกครั้งหนึ่ง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้พิจารณาตรวจร่างเรียบร้อยแล้ว
เรื่องที่ 3 การขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตรายเล็ก โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กซึ่งผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration อันเป็นการใช้พลังงานนอกรูปแบบและต้นพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์ มากยิ่งขึ้น และยังเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและระบบ จำหน่ายไฟฟ้าด้วย
2. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วน ภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก โดยมีการกำหนดเงื่อนไขและหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าไว้หลายประการ เช่น กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กให้ไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ ณ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และกำหนดหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคาที่เรียกว่า ค่าใช้จ่ายที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) หรือหลักเกณฑ์สำหรับค่าใช้จ่ายที่ กฟผ. สามารถลดได้หรือหลีกเลี่ยงได้จากการไม่ต้องผลิตไฟฟ้าในส่วนที่ผู้ผลิตราย เล็กผลิตไฟฟ้าให้กับ กฟผ. นอกจากนี้ราคารับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดยังมีหลายระดับ โดยผู้ผลิตรายเล็กที่สามารถผลิตไฟฟ้าให้กับ กฟผ. เป็นระยะเวลาที่ยาวนานและมั่นคงก็จะได้ราคารับซื้อไฟฟ้าที่สูงกว่าผู้ผลิต รายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าให้กับ กฟผ. ในระยะเวลาที่สั้นกว่า
3. ความก้าวหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก มีดังนี้
3.1 ปัจจุบันมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก รวมทั้งสิ้น 17 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายรวม 285.5 เมกะวัตต์ ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าไม่เกิน 5 ปี เป็นลักษณะ Non-Firm Contract จำนวน 15 ราย ซึ่งได้แก่ การผลิตกระแสไฟฟ้าจากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร เช่น โรงงานน้ำตาลใช้กากอ้อยเป็นเชื้อเพลิง โรงสีข้าวใช้แกลบและเศษไม้เป็นเชื้อเพลิง เป็นต้น และมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภท Firm จำนวน 2 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายรวม 150 เมกะวัตต์
3.2 ปริมาณการจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบจากผู้ผลิตรายเล็กมีปริมาณเพิ่มขึ้นอย่างมาก กล่าวคือ ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กเฉลี่ยต่อเดือนเท่ากับ 1.1 ล้านหน่วย ในปี 2537 เพิ่มขึ้นเป็น 12.3 ล้านหน่วย/เดือน ในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2538
3.3 การส่งเสริมผู้ผลิตรายเล็กเป็นการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศโดยรวม เนื่องจาก ผู้ผลิตรายเล็กสามารถผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองและ/หรือขายให้ผู้ใช้ไฟรายอื่นใน บริเวณใกล้เคียงแล้ว ยังสามารถขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ได้ด้วย ซึ่งหากพิจารณาจากกำลังการผลิตไฟฟ้ารวมที่ผู้ผลิตรายเล็กลงนามในสัญญากับ กฟผ. แล้ว แสดงให้เห็นว่าระบบจะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอีก 783.5 เมกะวัตต์ ทำให้ กฟผ. สามารถลดการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้เป็นจำนวนเงินประมาณ 23,500 ล้านบาท
4. ปัญหาในการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กมีดังนี้
4.1 ผู้ผลิตรายเล็กยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อ โดยปัจจุบันมีผู้ผลิตรายเล็กยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าต่อ กฟผ. เป็นจำนวนถึง 1,444 เมกะวัตต์ สูงกว่าปริมาณที่ กฟผ. ประกาศรับซื้อ ซึ่งมีจำนวน 300 เมกะวัตต์ ดังนั้น หากมีการพิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กเพิ่มขึ้น จะทำให้เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศได้อีกมาก
4.2 สูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าในสัญญาประเภท Firm มีความไม่แน่นอน สูตร ปรับอัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก ในสัญญาประเภท Firm กำหนดให้ "อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตาม ค่าพลังงานไฟฟ้าของราคาที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท กิจการขนาดกลาง/ใหญ่ ซึ่งจะเปลี่ยนแปลงตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ" โดยสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวจะขึ้นอยู่กับการเปลี่ยนแปลงของราคาเชื้อ เพลิง และสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ของ กฟผ. ซึ่งมีการจัดการที่แตกต่างไปจากการใช้เชื้อเพลิงของผู้ผลิตรายเล็ก จึงเป็นผลให้เกิดความเสี่ยงต่อผู้ลงทุน และเป็นปัญหาในการจัดหาเงินกู้ของโครงการ
4.3 การเชื่อมโยงระบบของผู้ผลิตรายเล็กเข้ากับระบบของ กฟภ. การ เชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็กเข้ากับระบบของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ในระดับแรงดัน 69 หรือ 115 kV กฟภ. ได้กำหนดเงื่อนไขให้ผู้ผลิตรายเล็กจัดหาที่ดินเป็นจำนวนประมาณ 5 ไร่ ให้ กฟภ. เพื่อใช้ในการก่อสร้างสถานีไฟฟ้าย่อยของ กฟภ. การกำหนดเงื่อนไขดังกล่าวก่อให้เกิดภาระอย่างมากต่อผู้ผลิตรายเล็ก จนอาจไม่สามารถดำเนินโครงการต่อไปได้ แต่ปัญหาดังกล่าว ได้รับการแก้ไขแล้วในระดับหนึ่ง โดย กฟภ. ประกาศให้ผู้ผลิตรายเล็กไม่ต้องจัดหาที่ดินให้ กฟภ. เพื่อสร้างสถานีไฟฟ้าย่อย แต่ขอให้จัดทำระบบเชื่อมโยงเพื่อรับไฟในลักษณะ ring main (Terminal Station) ซึ่งจะใช้เนื้อที่เล็กลงมาก พร้อมกับให้มีข้อกำหนดทางเทคนิคของอุปกรณ์ที่จะใช้ด้วย
5. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการ เพื่อให้นโยบายดังกล่าวเกิดผลในการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และลดภาระด้านการลงทุนของรัฐอย่างจริงจัง โดยมีข้อเสนอเพื่อการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ดังนี้
5.1 การขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก เนื่องจาก ผู้ผลิตรายเล็กมีความประสงค์จะผลิตและเสนอขายไฟฟ้าต่อ กฟผ. สูงกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อไว้มาก ขณะที่ความต้องการพลังงาน ไฟฟ้าของประเทศได้เพิ่มขึ้นสูงมากเช่นกัน การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กจึงเป็นแนวทางหนึ่งในการจัดหาไฟฟ้าเพื่อ สนองตอบต่อความต้องการที่เพิ่มขึ้น และเป็นการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วย อย่างไรก็ตาม หากปริมาณการรับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กมีสัดส่วนที่สูงเกินไป จะทำให้มีผลต่อการควบคุมระบบผลิตไฟฟ้าและกำลังการผลิตสำรองอันจะส่งผลกระทบ ต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยรวม ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่เหมาะสมควรอยู่ในระดับร้อยละ 5 ของความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดของประเทศ ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการกำหนดหลักการในการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ ดังนี้
(1) เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในปัจจุบันสมควรที่จะ ประกาศขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กจาก 300 เมกะวัตต์ เป็น 800 เมกะวัตต์ โดยให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันจัดทำประกาศการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อต่อไป
(2) การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในปริมาณที่เกินกว่า 800 เมกะวัตต์ ในอนาคตนั้น สมควรมอบหมายให้ สพช. และ กฟผ. พิจารณาดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศที่อาจจะเปลี่ยนแปลง ไป โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อพิจารณาต่อไป
5.2 การปรับปรุงสูตรปรับค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กในสัญญาประเภท Firm สำหรับผู้ผลิต รายเล็กตามสัญญาประเภท Firm และอยู่ในขอบเขตการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 800 เมกะวัตต์ เพื่อให้ราคารับซื้อไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามสถานการณ์ราคาพลังงานที่แท้ จริง และเป็นการลดความเสี่ยงของ ผู้ลงทุน โดยให้ผู้ผลิตรายเล็กสามารถดำเนินการจัดหาเงินกู้ได้ กฟผ. และ สพช. พิจารณาเห็นควรให้ปรับปรุงสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าที่จะรับซื้อจากผู้ผลิตราย เล็กในสัญญาประเภท Firm ที่ใช้น้ำมันเตาหรือก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงจากเดิมที่กำหนดไว้ให้ "ค่าพลังงานไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตามค่าพลังงานไฟฟ้าของราคาที่การไฟฟ้าฝ่าย จำหน่ายขายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลาง/ใหญ่ ซึ่งจะเปลี่ยนแปลงตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ" เป็นการเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาน้ำมันเตาที่ กฟผ. ซื้อ หรือราคาก๊าซที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จำหน่ายให้แก่ผู้ผลิตรายเล็ก เปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (ราคาเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2538) ตามสูตร ดังนี้
สูตรปรับค่าพลังงานไฟฟ้า = (Pt-1 - Po) x Heat Rate
- เมื่อ Pt-1 คือราคาเชื้อเพลิงในเดือนก่อนหน้าเดือนคิดเงินค่าไฟฟ้า 1 เดือน
- Po คือราคาเชื้อเพลิงในเดือนสิงหาคม 2538 ที่ใช้เป็นฐานในการคำนวณ
- Heat Rate คือค่าความสิ้นเปลืองในการใช้เชื้อเพลิงเฉลี่ย เพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้า 1 kWh ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยอง
- ราคาน้ำมันเตา ใช้ราคาเฉลี่ยที่ กฟผ. ซื้อในเดือนก่อนหน้าเดือนคิดเงินค่าไฟฟ้า 1 เดือน
- ราคาก๊าซธรรมชาติ ใช้ราคาเฉลี่ยที่ ปตท. จำหน่ายให้แก่ผู้ผลิตรายเล็ก ในเดือนก่อนหน้าคิดเงินค่าไฟฟ้า 1 เดือน
ทั้งนี้ ผู้ผลิตรายเล็กที่ใช้เชื้อเพลิงนอกเหนือจากน้ำมันเตาหรือก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิง ให้มีการปรับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตราย เล็กฉบับเดิม เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้ขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก จาก 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จัดทำประกาศการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กและประกาศใช้ต่อ ไป
2.เห็นชอบให้มีการปรับปรุงสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กตามข้อ 5.2 และมอบหมายให้ กฟผ. ร่วมกับ สพช. จัดทำประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กและประกาศใช้ต่อไป ทั้งนี้ จะต้องไม่มีการเพิ่มเติมปัจจัยอื่นๆ เข้าไปในสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวอีก
3.เห็นชอบให้ สพช. และ กฟผ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ในปริมาณที่เกิน 1,444 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับความต้องการพลังไฟฟ้าของประเทศในอนาคตและนำเสนอคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การแปรูปการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2535 เห็นชอบตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่องแนวทางการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ซึ่งกำหนดแนวทางในการดำเนินการ Corporatize การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็น 4 ขั้นตอน ดังนี้
1.1 แปลง กฟภ. เป็นรัฐวิสาหกิจที่ดี เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการปฏิบัติงาน และดำเนิน กิจการในลักษณะเชิงธุรกิจมากขึ้น
1.2 ปรับปรุงโครงสร้าง กฟภ. ออกเป็นหน่วยธุรกิจ รับผิดชอบการจำหน่ายไฟฟ้าในแต่ละภาค เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการปฏิบัติงาน ความคล่องตัวในการบริหารงาน และคุณภาพบริการลูกค้า
1.3 แปลง กฟภ. เป็นบริษัทจำกัด โดยการแก้ไขพระราชบัญญัติการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (พ.ร.บ. กฟภ.)
1.4 แยกบริษัท กฟภ. จำกัด เป็นบริษัทจำหน่ายไฟฟ้าในแต่ละภาคตามหน่วยธุรกิจที่ได้จัดตั้งขึ้นแล้ว
2. ต่อมา กฟภ. ได้ดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อเป็นรัฐวิสาหกิจที่ดี โดยได้ว่าจ้างบริษัท Southern Electric International ทำการศึกษาความเหมาะสมโครงการแปรรูป กฟภ. ซึ่งได้ทำการศึกษาเสร็จแล้ว ดังนั้น กฟภ. จึงได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ขอให้นำรายงานดังกล่าวเสนอคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการ ไฟฟ้า และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาตามลำดับ ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณารายงานการศึกษาของ กฟภ. แล้ว มีความเห็นว่า กฟภ. มีความจำเป็นจะต้องปรับปรุงโครงสร้างองค์กร เพื่อให้บรรลุวัตถุประสงค์ 4 ประการ คือ
2.1 ปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินงาน การให้บริการ ให้อยู่ในระดับสากล รวดเร็ว ทันสมัย และมีคุณภาพ
2.2 ส่งเสริมและสร้างโอกาสให้เอกชนอื่นๆ เข้ามามีบทบาทและมีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการด้านสาธารณูปโภคให้กว้างขวาง
2.3 ส่งเสริมและขยายโอกาสการแข่งขันในเชิงธุรกิจให้เต็มที่
2.4 ลดภาระการลงทุนของรัฐให้มากที่สุด
3. การดำเนินการแปรรูป กฟภ. มีมาตรการสำคัญๆ ดังนี้
3.1 การปรับโครงสร้าง
(1) กระจายอำนาจในการบริหารไปสู่ส่วนภูมิภาคให้มากที่สุด โดยแยกกิจการจำหน่ายไฟฟ้าเป็น 4 ภาค ในลักษณะกิจการในเครือของ กฟภ. (Subsidiary) ตลอดจนการพัฒนากิจการในเครืออื่นๆ เช่น กิจการบริการระบบข้อมูลและประมวลผล (Information System) กิจการวิศวกรรม (Engineering and Supervision) กิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีต (Poles Manufacturing) กิจการก่อสร้างและบำรุงรักษา (Construction and Maintenance) และกิจการผลิตไฟฟ้า (Power Services) โดยมีการดำเนินการ ดังนี้
ระยะที่ 1 ให้การไฟฟ้าภาคทั้ง 4 ภาค และกิจการในเครือดำเนินการในลักษณะหน่วยธุรกิจ
ระยะที่ 2 ให้การไฟฟ้าภาคทั้ง 4 ภาค และกิจการในเครือปรับการดำเนินการให้เป็นลักษณะศูนย์กำไร
ระยะที่ 3 ให้การไฟฟ้าภาคทั้ง 4 ภาค และกิจการในเครือมีการดำเนินงานในรูปลักษณะของกิจการบริษัทจำกัด ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ กฟภ. โดย กฟภ. ยังคงเป็นเจ้าของในรูปแบบของบริษัทผู้ถือหุ้น โดยที่ กฟภ. ยังมีความรับผิดชอบในด้านการให้บริการ เช่น ด้านวิศวกรรม ด้านการกำกับดูแลนโยบายอย่างกว้างๆ การดูแลความมั่นคงด้านการเงิน และด้านการประสานงาน เช่น ด้านพลังงานไฟฟ้ากับ กฟผ. และหน่วยงานอื่นทั้งในประเทศและต่างประเทศ นอกเหนือไปจากนี้แล้ว กิจการหรือบริษัทที่แยกออกมา ก็จะสามารถดำเนินกิจการไปอย่างเอกเทศได้ และพร้อมที่จะเป็นบริษัทจำกัดที่แยกออกมาอย่างเต็มตัว
(2) บริษัทในเครือของ กฟภ. ต้องเตรียมตัวในการที่จะขยายขอบเขตธุรกิจไปยังภาคเอกชน และควรจะประเมินสถานภาพในการที่จะเข้าร่วมลงทุนกับภาคเอกชน
(3) บทบาทของสำนักงานกลางของ กฟภ. จะมีลักษณะการทำงานและบทบาทคล้ายกับบริษัทผู้ถือหุ้น โดยเป็นไปในรูปของงานด้านสนับสนุนองค์กร
3.2 การเปลี่ยนแปลงองค์กรและขั้นตอนการเปลี่ยนแปลง กฟภ. ต้องมีการเปลี่ยนแปลงองค์กร เพื่อให้ กฟภ. สามารถดำเนินกิจการในรูปของบริษัทจำกัดได้ในปี 2541 ดังนั้นโครงสร้างของ กฟภ. ในปัจจุบันจะต้องเริ่มมีการเปลี่ยนแปลงเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ปัจจุบันและรองรับกับการดำเนินงานในอนาคต โดยขั้นตอนการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างของ กฟภ. แบ่งเป็น 4 ขั้นตอน ดังนี้
(1) การเปลี่ยนแปลงในช่วงปีงบประมาณ 2538 เป็นการเปลี่ยนแปลงการดำเนินการให้เป็นลักษณะหน่วยธุรกิจ โดยการโอน ย้ายงาน และความรับผิดชอบบางส่วนจากสำนักงานกลาง ไปยังการไฟฟ้าภาคทั้ง 4 ภาค ตลอดจนปรับปรุง โอน ย้ายหน่วยงานที่มีลักษณะเกี่ยวข้องและคล้ายคลึงกันให้อยู่ ภายใต้สายงานเดียวกัน โดยให้ความสำคัญของงานด้านวางแผนกลยุทธ์ของสำนักงานใหญ่ และด้านค้นคว้าวิจัยและวางแผนการตลาด
(2) การเปลี่ยนแปลงในช่วงปีงบประมาณ 2539 เป็นการเปลี่ยนแปลงการไฟฟ้าภาคต่างๆ จากลักษณะหน่วยธุรกิจไปเป็นลักษณะศูนย์กำไร โดยรวมงานด้านการบริหารธุรการส่วนกลาง เข้าด้วยกัน และให้รวมไว้ที่สำนักงานกลาง โดยอยู่ภายใต้สายงานการบริการส่วนกลางและจัดตั้งหน่วยประสานงานให้มีหน้าที่ ติดต่อกับหน่วยงานภายนอก กฟภ. หรือต่างประเทศ
(3) การเปลี่ยนแปลงในช่วงปีงบประมาณ 2540 กำหนดให้มีการวางแผนรวม หรือจัดหากลยุทธ์ระยะยาวด้านการตลาด ลูกค้า และธุรกิจของ กฟภ. และปรับเปลี่ยนสำนักงานกลางของ กฟภ. ไปเป็นสำนักบริการส่วนกลาง ซึ่งมีลักษณะการทำงานและบทบาทคล้ายกับบริษัทผู้ถือหุ้น ส่วนศูนย์กำไรจะดำเนินการโดยมีเป้าหมายที่จะเปลี่ยนไปเป็นบริษัทในเครือ ต่างๆ ได้แก่ บริษัทการไฟฟ้าภาคทั้ง 4 ภาค บริษัทบริการระบบข้อมูลและประมวลผล บริษัทวิศวกรรม บริษัทผลิตภัณฑ์คอนกรีต บริษัทก่อสร้างและบำรุงรักษา และในที่สุดจะกลายเป็นบริษัทอิสระ
(4) การเปลี่ยนแปลงในช่วงปีงบประมาณ 2541 เป็นต้นไป โครงสร้าง กฟภ. จะประกอบด้วย สำนักงานกลางของ กฟภ. บริษัทการไฟฟ้าภาค บริษัทในเครือด้านการตลาดทั้งในและต่างประเทศ และบริษัทในเครือด้านการบริการภายใน
3.3 การปรับปรุงกฎหมายและกฎระเบียบ ขณะนี้ พ.ร.บ. กฟภ. ยังไม่เปิดโอกาสให้ กฟภ.ร่วมลงทุนกับภาคเอกชนได้ จึงจำเป็นต้องแก้ไข พ.ร.บ. กฟภ. ในส่วนที่เกี่ยวกับอำนาจหน้าที่ และความรับผิดชอบของ กฟภ. เพื่อให้สามารถร่วมลงทุนกับภาคเอกชนได้ รวมทั้ง ก่อตั้งบริษัทในเครือ
3.4 กฟภ. จะต้องดำเนินการในด้านต่างๆ ได้แก่ ด้านการเงิน ด้านการวางแผนทรัพยากรมนุษย์ ด้านการรายงานข้อมูลเพื่อการบริหารรวม ด้านการพัฒนาระบบไฟฟ้า ด้านการสร้างความพึงพอใจให้กับลูกค้า
4. การดำเนินการในขั้นตอนต่อไป ภายหลังจากที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และ ครม. ให้ความเห็นชอบในหลักการแผนการแปรรูป กฟภ. แล้ว กฟภ. จะดำเนินการจัดทำแผนปฏิบัติการและรายละเอียดเพื่อนำไปสู่การปฏิบัติ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรให้มีการทำการศึกษาเพิ่มเติมใน 2 เรื่อง คือ
4.1 การปรับปรุงประสิทธิภาพ กฟภ.
4.2 ความเหมาะสมและแนวทางในการแยกระบบส่งไฟฟ้าออกเป็นองค์กรอิสระจากการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการแผนการแปรรูปการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และมอบหมายให้ กฟภ. รับไปดำเนินการต่อไป
2.ให้ กฟภ. จัดทำแผนปฏิบัติการและรายละเอียดเกี่ยวกับการปรับโครงสร้างเพื่อการแปรรูป กฟภ. เป็นบริษัทและบริษัทในเครือ รวมทั้ง แก้กฎหมายที่เกี่ยวข้อง ตลอดจนการศึกษาแนวทางในการปรับปรุงประสิทธิภาพ กฟภ. ทั้งนี้ให้คำนึงถึงข้อสังเกตของที่ประชุมด้วย และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบต่อไป
3.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ประกอบด้วย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ร่วมกันทำการศึกษาแนวทางในการแยกระบบส่งไฟฟ้าออกเป็นองค์กรอิสระจากการไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่ง
เรื่องที่ 5 การประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2534 เห็นชอบแผนการระดมทุนของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จากตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยจัดตั้งบริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (บผฟ.) ขึ้น โดยในขั้นแรก กฟผ. ถือหุ้นทั้งหมด เพื่อรับซื้อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ระยองของ กฟผ. โดยใช้เงินจากการระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ และให้ลดสัดส่วนการถือหุ้นของ กฟผ. เหลือไม่เกินร้อยละ 49 และเห็นชอบให้ซื้อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมขนอม ซึ่งต่อมา ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2535 เห็นชอบแนวทางการดำเนินงานในอนาคตของ กฟผ. ในส่วนของ บผฟ. และเพื่อให้เป็นที่จูงใจแก่ผู้ลงทุน จึงกำหนดให้ บผฟ. สามารถขยายกิจการได้ โดยในสัญญาซื้อขายโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยองระหว่าง กฟผ. และ บผฟ. ให้ระบุ กฟผ. ให้สิทธิ (Option) บผฟ. ซื้อโรงไฟฟ้าขนอมด้วย (ทั้งโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่)
2. ต่อมา ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2537 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่องการแปรรูป กฟผ. บางส่วน โดยการจัดตั้ง บผฟ. ตามขั้นตอนการขออนุมัติ และการขอรับการสนับสนุนจากรัฐบาล ซึ่ง ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2537 เห็นชอบขั้นสุดท้ายในเรื่องต่อไปนี้
2.1 อนุมัติให้ กฟผ. ขายโอนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยองให้ บผฟ. หรือบริษัทในเครือได้ตามร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
2.2 อนุมัติให้ กฟผ. ซื้อกระแสไฟฟ้าจาก บผฟ. หรือบริษัทในเครือที่รับโอนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมระยองได้ตามร่างสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ยกเว้นในส่วนของอัตราค่าไฟฟ้า
2.3 ให้ กฟผ. และ บผฟ. เร่งเจรจาต่อรองกับสถาบันการเงินเพื่อให้ได้อัตราดอกเบี้ย และเงื่อนไขเงินกู้ที่เป็นประโยชน์สูงสุด และปรับปรุงการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้า ในกรณีที่อัตราค่าไฟฟ้าไม่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมมากให้เสนอประธานคณะกรรมการ พิจารณานโยบายพลังงาน (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) พิจารณาอนุมัติค่าไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป สำหรับกรณีที่อัตราค่าไฟฟ้าเปลี่ยนไปจากเดิมมาก ให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง และเมื่อวันที่ 15 กันยายน 2537 ประธานคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้อนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จะซื้อจาก บผฟ. หรือบริษัทในเครือ
3. กฟผ. และ บริษัท ผลิตไฟฟ้าระยอง จำกัด (บฟร.) ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายทรัพย์สิน สัญญาซื้อขายไฟฟ้าและสัญญาการบำรุงรักษาหลัก โดยสัญญาซื้อขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าระยองได้ให้สิทธิ (Option) แก่ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. เจรจาซื้อขายโรงไฟฟ้าขนอมจาก กฟผ. ได้ ซึ่งต่อมา บผฟ. ได้มีหนังสือแจ้งการขอใช้สิทธิซื้อโรงไฟฟ้าขนอมมายัง กฟผ. เมื่อวันที่ 4 มกราคม 2538 และได้ จดทะเบียนจัดตั้งบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) ขึ้นเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2538 โดย บผฟ. ถือหุ้นร้อยละ 99.99 เพื่อจะรับซื้อโรงไฟฟ้าขนอมจาก กฟผ. ซึ่ง ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่องการขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขายโรงไฟฟ้าขนอมโดยเห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. ขายโรงไฟฟ้าขนอมให้แก่ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด ตามขั้นตอนการขออนุมัติและการขอรับการสนับสนุนจาก ครม. ดังมีรายละเอียดดังนี้
ขั้นตอนที่ 1 : การขออนุมัติและการขอรับการสนับสนุนในหลักการจาก .
ในการดำเนินการเบื้องต้นนั้น กฟผ. จำเป็นต้องขออนุมัติและขอรับการสนับสนุนในหลักการจาก ครม. เพื่อให้สามารถดำเนินการต่างๆ ที่จำเป็นได้ครบถ้วน ภายในวันที่ 30 กันยายน 2538 ดังนี้
(1) ขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขายโรงไฟฟ้าขนอม (ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 1 ชุด ขนาด 674 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน 2 เครื่องขนาด 2 x 75 เมกะวัตต์ รวมเป็นกำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด 824 เมกะวัตต์) แก่ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. โดยใช้สาระสำคัญตามสัญญาซื้อขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าระยองระหว่าง กฟผ. กับ บฟร. เป็นแนวทางในการจัดทำสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม
(2) ขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งดำเนินกิจการโดย บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. โดยใช้สาระสำคัญตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าระยองระหว่าง กฟผ. กับ บฟร. เป็นแนวทางในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจาก โรงไฟฟ้าขนอม
(3) ขออนุมัติให้ กฟผ. ทำสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายและการประกอบการโรงไฟฟ้าขนอมเป็นภาษาอังกฤษ
(4) ขอให้ ครม. กำหนดนโยบายให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาในการส่งเสริมการลงทุนแก่ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. โดยให้ได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลและภาษีอื่นๆ เป็นระยะเวลาสูงสุดตามที่กฎหมายอนุญาต
(5) ขอให้ ครม. แต่งตั้งคณะกรรมการประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่ายกิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการ หรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504 โดยขอให้แต่งตั้งผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และผู้แทน กฟผ. ร่วมเป็นกรรมการด้วย แล้วนำผลการประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมเสนอต่อ ครม. โดยเสนอผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(6) ขอการสนับสนุนให้หน่วยงานของภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความอนุเคราะห์ให้ความ ร่วมมือ และอำนวยความสะดวกในการขอรับการอนุมัติและใบอนุญาตต่างๆ ที่จำเป็นในการซื้อขายและการประกอบกิจการโรงไฟฟ้าขนอม เพื่อให้ทันกำหนดการโอนทรัพย์สิน ภายในวันที่ 30 กันยายน 2538
ขั้นตอนที่ 2 : การขออนุมัติขั้นสุดท้ายจากคณะรัฐมนตรี
ภายหลังจากการดำเนินการตามขั้นตอนที่ 1 และการจัดทำร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอมเสร็จแล้ว ยังมีขั้นตอนการขออนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และ ครม. ขั้นสุดท้ายดังนี้
(1) การขออนุมัติราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมที่ กฟผ. จะขายและโอนให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. ตามสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม และการขออนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าอันกำหนดโดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรง ไฟฟ้าขนอม
(2) การขออนุมัติให้ กฟผ. ขายและโอนโรงไฟฟ้าขนอมให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. ได้ตามร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม และการขออนุมัติให้ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอมได้ตามร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจาก โรงไฟฟ้าขนอม
5. รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายกร ทัพพะรังสี) ได้มีคำสั่งสำนักนายกรัฐมนตรี ที่ 91/2538 ลงวันที่ 27 มิถุนายน 2538 เรื่องแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอม โดยมีปลัดสำนักนายกรัฐมนตรี (นายอภิลาศ โอสถานนท์) เป็นประธาน และกรรมการ ประกอบด้วย ผู้แทนจากกระทรวงการคลัง สำนักงบประมาณ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานตรวจเงินแผ่นดิน สพช. และ กฟผ. เพื่อพิจารณาประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมให้เป็นไปตามมติคณะ รัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538
6. คณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอม ได้รายงานผลการพิจารณาต่อ สพช. เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2538 โดยในการพิจารณาราคาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอม ได้ใช้วิธีการประเมินราคาจำหน่าย ซึ่งเป็นที่ยอมรับและใช้กันทั่วไป ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมขนอม (ขนาด 674 เมกะวัตต์) เป็น โรงไฟฟ้าที่เพิ่งก่อสร้างเสร็จ จึงใช้วิธีการทางบัญชีสุทธิบวกผลตอบแทนเงินลงทุนที่ใช้เงินรายได้ของ กฟผ. (Original Cost Less Depreciation Plus Interest From Fixed Deposit: OCLD+FD) โดยคำนวณผลตอบแทนตั้งแต่เริ่มลงทุนจนถึงวันโอนทรัพย์สิน และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนบนเรือขนอมเครื่องที่ 1 และ 2 (ขนาด 2 x 75 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าเก่าใช้งานมาเป็นเวลา 15 ปี และ 6 ปี ตามลำดับ จึงประเมินราคาโดยใช้วิธีประเมินราคาทดแทนตามมูลค่าปัจจุบัน (Replacement Cost Less Depreciation: RCLD) ทั้งนี้ คณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอม ได้ประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ณ วันที่ 30 กันยายน 2538 เป็นเงินรวมทั้งสิ้น 17,483 ล้านบาท
โดยมีรายละเอียดสรุปได้ดังนี้
6.1 ราคาที่ดิน จำนวน 358 ไร่ 3 งาน 58.5 ตารางวา (ตามการประเมินของกรมที่ดิน) เป็นเงิน 943 ล้านบาท
6.2 ราคาโรงไฟฟ้าพลังความร้อนบนเรือขนอม เครื่องที่ 1 และ 2 (ตามวิธี RCLD) เป็นเงิน 2,479 ล้านบาท
6.3 ราคาโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมขนอม (ตามวิธี OCLD+FD) เป็นเงิน 14,054 ล้านบาท
6.4 ค่าใช้จ่ายดำเนินการขายโรงไฟฟ้าขนอม เป็นเงิน 7 ล้านบาท
รวมทั้งสิ้น 17,483 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับไปดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม โดยใช้หลักสากลคือ กำหนดให้ กฟผ. คัดเลือกผู้เชี่ยวชาญการประเมินทรัพย์สินที่พิจารณาเห็นว่ามีความเหมาะสม 1 ราย และให้บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) คัดเลือก 1 ราย แล้วให้ ผู้เชี่ยวชาญฯ ทั้ง 2 รายร่วมกันพิจารณาคัดเลือกผู้เชี่ยวชาญการประเมินทรัพย์สินที่น่าเชื่อถือ อีก 2 ราย ทำการประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม เมื่อได้ราคาประเมินจากผู้เชี่ยวชาญฯ ทั้ง 4 รายแล้ว ให้คัดมูลค่าประเมินสูงสุดและต่ำสุดออก และนำส่วนที่เหลือมาเฉลี่ยเป็นค่าประเมิน ซึ่งหากราคาประเมินที่ผู้เชี่ยวชาญฯ ประเมินสูงกว่าราคาประเมินของคณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอม ก็ให้ใช้ราคาประเมินของผู้เชี่ยวชาญฯ แต่หากราคาประเมินของผู้เชี่ยวชาญฯ ต่ำกว่า ก็ให้ใช้ราคาประเมินตามที่คณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอมได้ประเมิน ไว้ คือ 17,483 ล้านบาท และให้ กฟผ. นำผลการประเมินเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ภายใน 30 วัน นับแต่วันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติดังกล่าว
กพช. ครั้งที่ 54 - วันพุธที่ 27 ธันวาคม 2538
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2538 (ครั้งที่ 54)
วันพุธที่ 27 ธันวาคม พ.ศ. 2538 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการลดช่องว่างระหว่างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
3.การดำเนินการในการลดอัตราค่าไฟฟ้า
7.ขออนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขายโรงไฟฟ้าขนอม
9.การทบทวนการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษในการจัดตั้งโรงกลั่นน้ำมัน
นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การจัดสรรงบประมาณเพิ่มเติม
1.1 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 5/2538 (ครั้งที่ 53) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2538 ได้มีมติมอบหมายให้กรมตำรวจ กองทัพเรือ และกรมศุลกากร รับไปพิจารณาปรับปรุงค่าใช้จ่ายที่จะใช้ในการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมัน เชื้อเพลิงในปีงบประมาณ 2539 ให้เหมาะสมอีกครั้งหนึ่ง โดยอาจให้บริษัทผู้ค้าน้ำมันสนับสนุนค่าใช้จ่าย และให้สำนักงบประมาณพิจารณาหาทางช่วยเหลือให้หน่วยงานดังกล่าวได้รับเงินงบ ประมาณเพิ่มขึ้น สำหรับงบประมาณในปี 2540 นั้น ให้กรมตำรวจ กองทัพเรือ และกรมศุลกากรของบประมาณเพิ่มเติมโดยจัดทำเป็นโครงการขึ้น โดยให้สำนักงบประมาณพิจารณาในรายละเอียดให้เหมาะสมอีกครั้งหนึ่ง
1.2 สำนักงบประมาณได้พิจารณาจัดสรรงบประมาณในปี 2538 จากงบกลางให้แก่กองทัพเรือเพิ่มขึ้นเป็นจำนวนเงิน 44.725 ล้านบาท และในปี 2539 ได้พิจารณาข้อเสนอของสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ที่ได้ขอแปรญัตติให้แก่หน่วยงานต่างๆ เพื่อใช้ในการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในวงเงิน 217.4 ล้านบาท โดยสำนักงบประมาณได้พิจารณาจัดสรรงบประมาณเพิ่มให้กรมตำรวจเป็นจำนวนเงิน 13 ล้านบาทเศษ แต่ในส่วนของกองทัพเรือ กรมโยธาธิการ กรมศุลกากร และกรมสรรพสามิตไม่ได้จัดสรรเพิ่มให้ เพราะได้จัดสรรไว้ให้เต็มตามจำนวนคนที่ปฎิบัติการแล้ว
1.3 สำหรับงบประมาณในปี 2540 กรมศุลกากรได้พิจารณาจัดทำโครงการขึ้น โดยมีระยะเวลาดำเนินการตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2539 - 30 กันยายน 2540 เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 120.9 ล้านบาท
2. การให้เอกชนมีส่วนร่วมในการตรวจสอบ
2.1 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2538 มอบหมายให้ สพช. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพิจารณาที่จะให้มีหน่วยงานเอกชนทำ หน้าที่ตรวจสอบพฤติการณ์ของคลังน้ำมันต่างๆ โดยให้ผู้ค้าน้ำมันสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
2.2 สพช. ได้สอบถามความเห็นจากผู้ค้าน้ำมันต่างๆ แล้ว สรุปผลได้ว่า ผู้ค้าน้ำมันยินดีให้ความร่วมมือดำเนินการและรายงานผลการตรวจสอบให้แก่หน่วย งานของรัฐทราบ ส่วนการกำหนดให้เอกชนทำการตรวจวัดปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าสามารถ กระทำได้โดยอาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการส่งออกไปนอกและการนำเข้ามาในราช อาณาจักรซึ่งสินค้า พ.ศ. 2522 ประกาศเป็นเงื่อนไขให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ทุกราย ต้องจัดให้มีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันที่นำเข้าโดยผู้ตรวจวัดอิสระ (Independent Surveyor) ทั้งปริมาณต้นทาง ณ เมืองท่าที่ส่งออก และปลายทาง ณ คลังนำเข้า โดยผู้ตรวจวัดอิสระนั้นจะต้องมีคุณสมบัติตามมาตรฐานที่ราชการกำหนด และให้ผู้ค้าตามมาตรา 6 ทุกราย จัดส่งผลการตรวจวัด ดังกล่าวให้แก่กรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์
2.3 ในปัจจุบันบริษัทผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่ต่างๆได้จัดให้มีผู้ตรวจวัดอิสระดัง กล่าวทำการตรวจสอบยืนยันปริมาณอยู่แล้ว แต่อาจมีผู้ค้าน้ำมันรายย่อยบางรายไม่มีการจัดจ้างผู้ตรวจวัดอิสระ หรืออาจมีการจัดจ้าง แต่ผู้ตรวจวัดอิสระนั้นยังไม่มีคุณภาพตามมาตรฐาน ดังนั้น ผลกระทบจากการกำหนดให้มีผู้ตรวจวัดอิสระจะทำให้มีค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นสำหรับ ผู้ค้าน้ำมันที่ยังไม่มีการจัดจ้างผู้ตรวจวัดอิสระหรือจัดจ้าง ผู้ตรวจวัดอิสระที่ไม่ได้มาตรฐาน แต่ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในระดับต่ำมาก ประมาณลิตรละ 1 สตางค์ เท่านั้น นอกจากนี้ ผลจากการกำหนดให้มีผู้ตรวจวัดอิสระจะช่วยให้หน่วยงานของรัฐสามารถตรวจสอบ ปริมาณการขนส่งน้ำมันต้นทาง-ปลายทางได้ชัดเจนยิ่งขึ้น ซึ่งหากมีปริมาณแตกต่างกันเกิดขึ้นอาจแสดงให้เห็นว่ามีการลักลอบค้าน้ำมัน กลางทะเล และหากผู้ตรวจวัดอิสระตรวจวัดปริมาณนำเข้าได้สูงกว่าที่เจ้าหน้าที่ตรวจวัด ได้ กรมศุลกากรอาจใช้ปริมาณของผู้ตรวจวัดอิสระเป็นเกณฑ์ในการคำนวณภาษีได้
3. ความคืบหน้าในการดำเนินงานของหน่วยงานต่างๆ
หน่วยงานต่างๆ ได้รายงานผลความคืบหน้าในการดำเนินงานสรุปได้ ดังนี้
3.1 กรมศุลกากร ได้ตรวจติดตามเรือเพื่อใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในเรือที่เดินทางไปต่างประเทศพบ ว่าบริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ดประเทศไทย จำกัด ได้ทุจริตเกี่ยวกับการขอคืนภาษีสรรพสามิตและภาษีเพื่อมหาดไทยเป็นปริมาณ 509,032 ลิตร คิดเป็นเงินทั้งสิ้น 1,119,868 บาท จึงได้แจ้งให้มีการระงับการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมีหนังสือแจ้งกรมสรรพสามิตให้ระงับการจ่ายคืนภาษีสรรพสามิตด้วย
3.2 กรมสรรพสามิต ได้รายงานการจัดซื้อและติดตั้งเครื่องมือวัดพร้อมอุปกรณ์ควบคุมน้ำมันว่า ขณะนี้อยู่ระหว่างการสำรวจสถานที่ติดตั้งในคลังน้ำมันต่างๆ เพื่อออกแบบระบบขั้นสุดท้าย (Detailed Design) และกำหนดจุดติดตั้ง ซึ่งคาดว่าจะเริ่มที่คลังน้ำมันบริษัท คอสโมออยล์ จำกัด จังหวัดระยอง และคลัง น้ำมันบริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จำกัด จังหวัดตรัง ก่อน เพื่อใช้เป็นคลังสาธิต นอกจากนี้ กรมสรรพสามิตได้ สั่งการให้มีการตรวจสอบเรือประมงดัดแปลงที่นำน้ำมันเข้ามาจำหน่ายให้แก่รถ บรรทุกน้ำมันบนบก ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2538 เป็นต้นมา แต่ยังไม่พบการกระทำความผิดแต่อย่างใดและผลจากการดำเนินการของกรมสรรพสามิต ทำให้การจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในเดือนตุลาคม 2538 เพิ่มสูงขึ้น โดยสามารถจัดเก็บได้ 1,210.1 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 21
3.3 กองทัพเรือ ในช่วงวันที่ 27 ตุลาคม 2538 ถึงปัจจุบัน กองทัพเรือไม่มีการจับกุมเรือที่ลักลอบนำเข้า แต่เครื่องบินลาดตระเวนได้ตรวจพบเรือบรรทุกน้ำมันขนาดกลาง 1 ลำ ไม่ทราบชื่อ ลอยลำจ่ายน้ำมันให้แก่เรือประมง 2 ลำ ที่บริเวณตำบลที่แลตติจูด 12 องศา 01 ลิบดาเหนือ ลองติจูด 101 องศา 04 ลิบดาตะวันออก จึงได้ทำการบันทึกภาพไว้เป็นหลักฐาน
4. สพช. ได้รายงานสถานการณ์น้ำมันเชื้อเพลิงในเดือนพฤศจิกายน 2538 ปรากฏว่าปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีปริมาณทั้งสิ้น 1,248.3 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนเดียวกันของปีก่อน ซึ่งมีการจำหน่ายรวมทั้งสิ้น 1,132.7 ล้านลิตร หรือเพิ่มขึ้นประมาณ 115.6 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราเพิ่มร้อยละ 10 ซึ่งนับว่าเป็นอัตราเพิ่มที่ต่ำที่สุดในรอบปี 2538 ซึ่งมีอัตราเพิ่มขึ้นตลอดทั้งปีในช่วงร้อยละ 15-31 ทั้งนี้ อาจมีสาเหตุได้หลายประการ เช่น ความต้องการใช้ในเดือนพฤศจิกายน 2538 ได้ชะลอตัวลง ภายหลังเหตุการณ์น้ำลด เป็นต้น
การพิจารณาของที่ประชุม
1. ผู้แทนกองทัพเรือ ได้ชี้แจงในที่ประชุมว่า ในปีงบประมาณ 2538 กองทัพเรือได้รับการจัดสรรงบประมาณเพื่อใช้ในการปราบปรามการลักลอบนำเข้า น้ำมันเชื้อเพลิง ในช่วงเดือนเมษายน-กันยายน 2538 เพียง 5 เดือน แต่มีสถิติการปราบปรามเป็นที่น่าพอใจ โดยสามารถจับกุมเรือลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ถึง 10 ลำ เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงรวม 900,000 ลิตร แต่สำหรับในปีงบประมาณ 2539 กองทัพเรือไม่ได้รับการจัดสรรงบประมาณเพื่อใช้ในการปราบปรามการลักลอบนำเข้า น้ำมันเชื้อเพลิงแต่อย่างใด จึงเป็นการปฏิบัติภารกิจตามที่ได้รับการสนับสนุนงบประมาณปกติ เช่น การปราบปรามการขนส่งแร่เถื่อน และยาเสพติด เป็นต้น ดังนั้น จึงขอให้คณะกรรมการฯ พิจารณาจัดสรรงบประมาณในปี 2539 เพิ่มเติมเพื่อใช้ในการปราบปรามน้ำมันลักลอบนำเข้าให้แก่กองทัพเรือด้วย
2. ผู้แทนสำนักงบประมาณ ได้ชี้แจงว่า สำนักงบประมาณได้พิจารณาข้อเสนอของ สพช. ที่ขอแปรญัตติงบประมาณปี 2539 ให้แก่หน่วยงานต่างๆ รวม 217.4 ล้านบาท โดยเป็นงบประมาณของกองทัพเรือ จำนวน 180 ล้านบาท แต่เนื่องจากสำนักงบประมาณได้รับการชี้แจงจากกองทัพเรือว่างบประมาณที่จัด สรรให้เดิมในปี 2539 เพื่อใช้เป็นค่าดูแลและคุ้มครองทะเลฝั่งอันดามัน จำนวน 30 ล้านบาท และฝั่งอ่าวไทย จำนวน 100 ล้านบาท นั้น เพียงพอในการปฏิบัติภารกิจแล้ว ดังนั้น สำนักงบประมาณ จึงไม่ได้จัดสรรเงินเพิ่มให้แต่อย่างใด อย่างไรก็ตาม หากจำเป็นต้องใช้งบประมาณเพิ่ม ขอให้ประธานฯ ได้โปรดสั่งการไปยัง ผู้อำนวยการสำนักงบประมาณโดยตรงด้วย เพื่อความสะดวกในการปฏิบัติงาน
3. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม (นายไชยวัฒน์ สินสุวงศ์) ได้กล่าวเพิ่มเติมว่าในปัจจุบันปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ทวี ความรุนแรงยิ่งขึ้นโดยลำดับ แต่ในการดำเนินงานโดยหน่วยงานของรัฐมีปัญหาที่ไม่ได้รับงบประมาณสนับสนุน อย่างเพียงพอ จึงขอเสนอให้หน่วยงานต่างๆ ร่วมกันเป็นองค์กรกลางเพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงอย่าง เป็นเอกภาพ ทั้งนี้เพื่อให้มีการแลกเปลี่ยนข้อมูลด้านการข่าวระหว่างกัน รวมทั้งให้มีการประสานงานและร่วมมือกันปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อ เพลิงด้วย นอกจากนี้ คณะกรรมการฯ ควรจะพิจารณาให้ความเห็นชอบมาตรการในการให้หน่วยงานเอกชนทำการตรวจวัดปริมาณ น้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ สพช. เสนอในการประชุมครั้งนี้ด้วย นอกเหนือจากมาตรการที่ให้เอกชนทำหน้าที่ตรวจสอบพฤติการณ์ของคลังน้ำมันต่างๆ ซึ่งได้อนุมัติไปแล้ว
4. รองนายกรัฐมนตรี (นายสมัคร สุนทรเวช) ได้กล่าวว่า ในขณะนี้น้ำมันลักลอบหนีภาษีศุลกากรได้มีการขนส่งไปจำหน่ายในแถบภาคอีสาน เป็นจำนวนมาก ซึ่งจะสังเกตได้ว่ามีสถานีบริการขนาดเล็กจำหน่ายน้ำมันในราคาที่ต่ำมาก จึงขอให้องค์กรดังกล่าวดำเนินการตรวจสอบรวมไปถึงสถานีบริการขนาดเล็กที่ จำหน่าย น้ำมันในราคาที่ต่ำมากด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2.มอบหมายให้กระทรวงพาณิชย์รับไปดำเนินการให้มีการตรวจสอบปริมาณ น้ำมันที่นำเข้าโดยผู้ตรวจวัดอิสระ (Independent Surveyor) ทั้งปริมาณต้นทาง ณ เมืองท่าที่ส่งออก และปลายทาง ณ คลังนำเข้า โดยผู้ตรวจวัดอิสระดังกล่าว จะต้องมีคุณสมบัติตามมาตรฐานที่ทางราชการกำหนด และให้ผู้ค้าตามมาตรา 6 ทุกราย จัดส่งผลการตรวจวัดดังกล่าวให้แก่กรมทะเบียนการค้า กระทรวงพาณิชย์
3.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาจัดตั้ง องค์กรกลางในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้เกิดเอกภาพในการดำเนินงาน โดยให้พิจารณากำหนดรูปแบบและขอบเขตอำนาจหน้าที่ขององค์กรดังกล่าว และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานผลการลดช่องว่างระหว่างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. นโยบายด้านพลังงานที่รัฐบาลแถลงต่อรัฐสภา ได้กำหนดให้มีการปรับปรุงและพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อเพื่อลดต้นทุนการ ขนส่ง และให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้เคียงกันทั่วประเทศ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จึงได้จัดทำข้อเสนอมาตรการดำเนินการเพื่อลดช่องว่างระหว่างราคาขายปลีก น้ำมันในกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค ซึ่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2538 รับทราบและเห็นชอบข้อเสนอมาตรการ รวม 5 มาตรการ ดังนี้
มาตรการที่ 1 เกลี่ยค่าการตลาดกรุงเทพมหานครและต่างจังหวัด
มาตรการที่ 2 ปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง
มาตรการที่ 3 ปรับปรุงกฎเกณฑ์ส่งเสริมการตั้งสถานีบริการ
มาตรการที่ 4 การขยายหรือสร้างโรงกลั่นในภูมิภาค
มาตรการที่ 5 ส่งเสริมการขนส่งน้ำมันทางท่อ
2. สพช. ได้รับมอบหมายจากรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายปิยะณัฐ วัชราภรณ์) ให้เร่งดำเนินการในมาตรการที่สามารถปฏิบัติได้ทันที ได้แก่ การเกลี่ยค่าการตลาด และการปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง
3. ผลการดำเนินงานตามมาตรการที่สามารถปฏิบัติได้ทันที สรุปได้ดังนี้
3.1 การเกลี่ยค่าการตลาด ได้มีการเกลี่ยค่าการตลาดโดยการปรับราคาขายปลีกทั่วประเทศ ครั้งใหญ่รวม 3 ครั้ง โดยครั้งแรกดำเนินการในวันที่ 20-22 กันยายน 2538 ครั้งที่ 2 วันที่ 28 กันยายน - 2 ตุลาคม 2538 การปรับราคาทั้ง 2 ครั้งดังกล่าว ทำให้ความแตกต่างระหว่างราคาขายปลีกน้ำมันในกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาคลด ลงโดยเฉลี่ยลิตรละ 15 สตางค์ และมีจำนวนจังหวัดที่ราคาจำหน่ายลดลงจนเท่ากับกรุงเทพมหานคร รวม 12 จังหวัด และครั้งที่ 3 ในช่วงกลางเดือนตุลาคม ได้ทำการปรับราคา ขายปลีกครั้งใหญ่อีกครั้ง ทำให้ความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันในกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาคได้ลดลง อีกประมาณลิตรละ 10 สตางค์ รวมทั้ง 3 ครั้ง ลดลงประมาณลิตรละ 25 สตางค์ และมีจำนวนจังหวัดที่ราคาจำหน่ายเท่ากับกรุงเทพมหานคร เพิ่มเป็น 18 จังหวัด
หลังจากช่วงกลางเดือนตุลาคมถึงต้นเดือนธันวาคม 2538 ได้มีการเกลี่ยค่าการตลาด อีกหลายครั้งต่อเนื่องกันมาโดยตลอด โดยการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เป็นผู้นำในการปรับราคาทุกครั้ง เพื่อให้ความแตกต่างระหว่างกรุงเทพมหานครกับจังหวัดต่างๆ สอดคล้องกับระดับความแตกต่างของราคาที่ สพช. ได้ดำเนินการศึกษาไว้
3.2 การปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง สพช. ได้ดำเนินการศึกษาและปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากบัญชีเดิม ซึ่งจัดทำขึ้นตั้งแต่ปี พ.ศ. 2531 โดยคำนึงถึงปัจจัยที่มีผลกระทบต่ออัตราค่าขนส่งอย่างครบถ้วน รวมถึงเส้นทางและวิธีการขนส่งน้ำมันที่ได้เปลี่ยนแปลงไป หรือที่กำลังจะมีการเปลี่ยนแปลงในอนาคต โดยได้นำผลการศึกษาดังกล่าวไปประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมัน ผู้ประกอบการขนส่งน้ำมัน และส่วนราชการที่เกี่ยวข้องแล้ว มีความเห็นสอดคล้องกันว่าอัตราค่าขนส่งนี้สามารถนำมาใช้แทนบัญชีอัตราค่าขน ส่งเดิมได้ สพช. จึงได้ประสานงานกับ ปตท. เพื่อนำไปปรับราคาจำหน่ายในต่างจังหวัดลง พร้อมทั้งได้จัดทำบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับ ส่วนภูมิภาคขึ้น แทนบัญชี อัตราค่าขนส่งที่มีอยู่เดิม โดยนำความแตกต่างจากค่าการตลาดซึ่งบริษัทน้ำมันต่างๆ รวมทั้ง ปตท. ได้ปรับลดไปแล้ว และค่าขนส่งมารวมไว้ในที่เดียวกัน เพื่อให้สะดวกในการพิจารณาความแตกต่างระหว่างราคาน้ำมันในกรุงเทพมหานคร กับจังหวัดต่างๆ
ผลการปรับปรุงอัตราค่าขนส่ง ทำให้ช่องว่างระหว่างราคาน้ำมันในกรุงเทพมหานคร และส่วนภูมิภาคลดลงไปอีก ซึ่งเมื่อรวมกับการเกลี่ยค่าการตลาดในข้อ 3.1 แล้ว สรุปได้ดังนี้
(1) ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการในเขตกรุงเทพมหานครและ 18 จังหวัดโดยรอบ ไม่มีความแตกต่างกันอีกต่อไป คือ ลพบุรี สิงห์บุรี อ่างทอง สุพรรณบุรี กาญจนบุรี สระบุรี พระนครศรีอยุธยา นครนายก ปทุมธานี นนทบุรี นครปฐม สมุทรสาคร สมุทรสงคราม สมุทรปราการ ฉะเชิงเทรา ปราจีนบุรี ราชบุรี และเพชรบุรี สำหรับจังหวัดชลบุรีมีราคาจำหน่ายต่ำกว่ากรุงเทพมหานคร
(2) ในภูมิภาคอื่นๆ ความแตกต่างในปัจจุบัน จะต่ำกว่าความแตกต่างเดิม ดังนี้
-
ภาคเหนือตอนบน ความแตกต่างในปัจจุบันลดลงต่ำกว่าเดิมประมาณครึ่งหนึ่ง คือ เฉลี่ยประมาณลิตรละ 18-54 สต. จากเดิมลิตรละ 39-80 สต.
ภาคเหนือตอนล่าง ความแตกต่างในปัจจุบันลดลงต่ำกว่าเดิมร้อยละ 50-80 คือ เฉลี่ยประมาณลิตรละ 2-17 สต. จากเดิมลิตรละ 20-35 สต.
ภาคตะวันออกเฉียงเหนือตอนบน ความแตกต่างในปัจจุบันลดลงต่ำกว่าเดิมร้อยละ 40-60 คือ เฉลี่ยประมาณลิตรละ 12-30 สต. จากเดิมลิตรละ 33-47 สต.
ภาคตะวันออกเฉียงเหนือตอนล่าง ความแตกต่างในปัจจุบันลดลงต่ำกว่าเดิมร้อยละ 54-80 คือ เฉลี่ยประมาณลิตรละ 4-22 สต. จากเดิมลิตรละ 24-43 สต.
สำหรับภาคใต้ซึ่งมีการขนส่งน้ำมันทางเรือเป็นหลัก มีอัตราค่าขนส่งที่ต่ำกว่าภาคอื่นอยู่แล้ว ได้แยกการพิจารณาออกเป็น 2 ชนิดน้ำมัน คือ เบนซินและดีเซล เนื่องจากดีเซลมีการนำเข้าจากต่างประเทศโดยตรง และสามารถลดความแตกต่างได้ดังนี้
-
ภาคใต้ตอนบน ความแตกต่างในปัจจุบันลดลงต่ำกว่าเดิมร้อยละ 20 คือ เฉลี่ยประมาณลิตรละ 15-35 สต. จากเดิมลิตรละ 26-47 สต.
ภาคใต้ตอนล่าง ความแตกต่างในปัจจุบันลดลงต่ำกว่าเดิม ร้อยละ 10 คือ เฉลี่ยประมาณลิตรละ 13-30 สต. จากเดิมลิตรละ 25-40 สต.
(3) สพช. ได้ประกาศใช้บัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกนี้ไปแล้วเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2538 เพื่อเป็นแนวทางให้ ปตท.กำหนดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และสำนักงานพาณิชย์จังหวัดและสำนักงานการค้าภายในจังหวัด กำกับดูแลราคาขายปลีกในแต่ละจังหวัดต่อไป
อนึ่ง สพช. เห็นว่าขณะนี้ ช่องว่างระหว่างราคากรุงเทพมหานครและต่างจังหวัดได้ลดลงมากพอสมควร จึงได้ชะลอการปรับราคาไว้ระยะหนึ่ง เพื่อให้ผู้จำหน่ายและผู้ขนส่งน้ำมันได้มีเวลาปรับตัวให้สอดคล้องกับสภาพ การณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป และเพื่อดำเนินการประเมินผล เพราะการปรับราคามีผลกระทบต่อผู้ค้าน้ำมันบางราย โดยเฉพาะผู้ค้าน้ำมันที่มีรถบรรทุกน้ำมันจำนวนมาก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้ สพช. รับไปดำเนินการตามความเห็นของที่ประชุม
เรื่องที่ 3 การดำเนินการในการลดอัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2538 มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณาหาวิธีลดอัตราค่าไฟฟ้า และพิจารณาทบทวนสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมยิ่งขึ้น โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการดำเนินงานและคุณภาพบริการ รวมทั้งเพื่อมิให้มีการผลักภาระค่าใช้จ่ายบางประเภทที่ไม่เหมาะสมให้ผู้ใช้ ไฟ
2. สพช. และ กฟผ. ได้กำหนดแนวทางในการลดอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางในการพิจารณาทบทวนสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ซึ่งหลายแนวทางได้ดำเนินการจนประสบผลสำเร็จแล้ว และหลายแนวทางอยู่ระหว่างการดำเนินการ โดยสามารถสรุปได้ดังนี้
2.1 แนวทางในการลดอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้ดำเนินการแล้ว มีดังนี้
2.1.1 การพิจารณาลดอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
ได้พิจารณาปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลงแล้ว 5.72 สตางค์/หน่วย ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2538 ซึ่งส่วนหนึ่งเป็นผลจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำเพิ่มขึ้นและราคาเชื้อเพลิง อ่อนตัวลง
2.1.2 ลดการใช้น้ำมันดีเซลโดยการใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่นทดแทน ดังนี้
(1) ก๊าซธรรมชาติ: ได้ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. เพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยการพิจารณาทบทวนปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการอุตสาหกรรม หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายอื่น ซึ่งหลายรายอาจจะยังไม่มีความพร้อมที่จะใช้ก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งการนำก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ที่คาดว่าจะมีเหลือเพื่อส่งออกป้อนเข้าสู่ระบบท่อก๊าซธรรมชาติด้วย ทำให้ ปตท. สามารถจัดสรรก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. ได้เพิ่มขึ้นจาก 760 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เป็น 881 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ในปี 2540 และได้พิจารณาดำเนินการวางท่อก๊าซไปยังโรงไฟฟ้าหนองจอก ทำให้สามารถใช้ก๊าซทดแทนน้ำมันดีเซลในการผลิตไฟฟ้าได้ในปี 2539
(2) พลังน้ำ: เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ ในปี 2539 ประมาณ 246 ล้านหน่วย จากแผนเดิม ซึ่งจะสามารถลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซลได้ประมาณ 78 ล้านลิตร หรือลดค่าน้ำมันได้ 524 ล้านบาท โดยจะส่งผลให้ค่า Ft ลดลง 0.69 สตางค์/หน่วย
การใช้ก๊าซธรรมชาติ และพลังน้ำ ทดแทนน้ำมันดีเซลดังกล่าว ส่งผลให้ค่า Ft ลดลง 5.20 สตางค์/หน่วย ในปี 2540 เทียบกับในกรณีที่ไม่มีการจัดสรรก๊าซธรรมชาติและพลังน้ำเพิ่มขึ้น
(3) ลิกไนต์ เร่งดำเนินการติดตั้งระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (Flue Gas Desulphurization : FGD) ที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะให้เสร็จสิ้นโดยเร็ว เพื่อที่จะสามารถใช้ลิกไนต์ในการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะได้เต็มกำลัง การผลิต 2,625 เมกะวัตต์ โดยไม่ต้องลดการผลิตลงด้วยเหตุผลทางด้านสิ่งแวดล้อม หรือต้องเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นทดแทนเหมือนที่ผ่าน มา
2.1.3 ลดราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
ได้มีการเจรจาแก้ไขสัญญาซื้อขายน้ำมันดีเซลระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ให้เหมาะสมยิ่งขึ้น จากเดิมที่กำหนดเป็นส่วนลดจากราคาขายปลีกน้ำมันหน้าสถานีบริการของ ปตท. ในกรุงเทพมหานคร โดยกำหนดหลักเกณฑ์ใหม่ ให้ราคาน้ำมันดีเซลเปลี่ยนแปลงตามราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ที่อิงราคา CIF ของราคาตลาดจรสิงคโปร์ และบวกค่าใช้จ่ายของ ปตท. และค่าการตลาด ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลลดลงจากเดิมเฉลี่ยประมาณ 20 สตางค์/ลิตร ซึ่งจะมีผลทำให้ค่า Ft ลดลงได้อีกประมาณ 0.4 สตางค์/หน่วย การปรับราคาดังกล่าว เริ่มมีผลตั้งแต่เดือนธันวาคม 2538 เป็นต้นไป
2.1.4 กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟบางประเภท
การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟบางประเภทที่มี ลักษณะการใช้ไฟฟ้าแตกต่างจากผู้ใช้ไฟทั่วไป เช่น กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟได้ หรือ Interruptible Rate เพื่อให้ผู้ใช้ไฟรายใหญ่ที่สามารถปรับลดการใช้ไฟตามเงื่อนไขที่ กฟผ. กำหนด ให้มีอัตราค่าไฟฟ้าต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าปกติ ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติในหลักการให้มีการใช้อัตรา Interruptible Rate แล้วเมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2534 และ ขณะนี้ กฟผ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขสำหรับอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟ ได้แล้วเสร็จ และพร้อมที่จะประกาศใช้ต่อไป ซึ่งการกำหนดอัตราดังกล่าว จะทำให้ผู้ใช้ไฟสามารถประหยัดค่าไฟฟ้าได้จากอัตราปกติ ประมาณ 0.1153-0.2306 บาท/หน่วย ทั้งนี้ จะขึ้นอยู่กับทางเลือกอัตราค่าไฟฟ้าที่สามารถงดจ่ายไฟได้ของผู้ใช้ไฟแต่ละ ราย และจากการสำรวจผู้ใช้ไฟเบื้องต้น พบว่า อุตสาหกรรมเคมี อุตสาหกรรมอาหาร อุตสาหกรรมเหล็ก สามารถเข้าร่วมโครงการได้
2.2 แนวทางในการลดอัตราค่าไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ มีดังนี้
2.2.1 นำค่าใช้จ่ายที่ไม่เกี่ยวข้องออกจาก Ft ประกอบด้วย
(1) นำค่าใช้จ่าย DSM ออกจาก Ft : โดยพิจารณานำค่าใช้จ่ายบางส่วนมาใช้เงินจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน และจาก Global Environment Facility (GEF) ส่วนที่เหลือให้ใช้งบประมาณของ กฟผ. โดยตรงต่อไป ในการนี้ สพช. จะเสนอให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ และคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานพิจารณาดำเนินการ ในรายละเอียดต่อไป
(2) นำค่าใช้จ่ายภาษีโรงเรือนและภาษีที่ดินออกจาก Ft : ค่าใช้จ่ายภาษีโรงเรือนและภาษีที่ดินสามารถแยกออกจากสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยให้เป็นค่าใช้จ่ายใน งบประมาณของ กฟผ. โดยตรง ซึ่ง สพช. จะนำเสนอคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติพิจารณา ดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
2.2.2 ทบทวนหลักเกณฑ์ทางการเงินในการประเมินฐานะทางการเงินของการไฟฟ้า : สพช. ได้คัดเลือกบริษัทที่ปรึกษา Coopers & Lybrand มาทำการศึกษาเรื่อง Rationalization of Bulk Supply Tariff to MEA and PEA เพื่อพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์ทางการเงิน เพื่อใช้ประเมินฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งเดิมธนาคารโลกกำหนดให้ใช้ Rate of Return on Revalued Asset (ROR) ในระดับ 8% และ Self Financing Ratio ในระดับ 25% การทบทวนหลักเกณฑ์การประเมินฐานะการเงินใหม่ ก็เพื่อให้หลักเกณฑ์ดังกล่าวสะท้อนถึงฐานะการเงินของการไฟฟ้าอย่างแท้จริง และครอบคลุมถึงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าด้วย โดยคาดว่าการศึกษาจะแล้วเสร็จปลายปี 2539
2.2.3 การปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้า : ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการในการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงาน และให้ดำเนินการตามแผนอย่างจริงจัง นอกจากนี้ จะต้องกำหนดให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพเป็นเงื่อนไขในการประเมินผลงานรัฐ วิสาหกิจและในการเป็นรัฐวิสาหกิจที่ดี ซึ่งในเรื่องนี้ สพช. อยู่ระหว่างการปรึกษาหารือกับกรมบัญชีกลาง เพื่อพิจารณาดำเนินการให้มีผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว
2.3 มาตรการเพิ่มเติมในการลดอัตราค่าไฟฟ้า
การพิจารณาลดภาษีน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยขอให้กระทรวงการคลังพิจารณาลดภาษีน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ใช้ในการ ผลิตไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันน้ำมันเตาที่ผลิตในประเทศและนำเข้าจะต้องเสียภาษีสรรพสามิต ในอัตราร้อยละ 17 ภาษีเทศบาลในอัตราร้อยละ 10 ของภาษีสรรพสามิต รวมทั้ง ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน จำนวน 3 สตางค์และ 7 สตางค์ต่อลิตร ตามลำดับ การพิจารณาลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา นอกจากจะช่วยปรับลดราคาค่ากระแสไฟฟ้าแล้ว ยังจะช่วยให้เกิดความเสมอภาคในการเลือกใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากน้ำมันเตาเป็นเพียงเชื้อเพลิงชนิดเดียวที่มีระดับการเก็บภาษีใน อัตราที่สูง เมื่อเทียบกับเชื้อเพลิงอื่นในการผลิตไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการดำเนินการในการลดอัตราค่าไฟฟ้า
2.มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปดำเนินการออกประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟได้ (Interruptible Rate) เพื่อให้เป็นอัตราเลือกสำหรับผู้ใช้ไฟขนาดใหญ่โดยเร็ว แต่ทั้งนี้ ให้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ตามข้อสังเกตของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในเรื่องการกำหนดความต้องการพลังไฟฟ้าในส่วนที่ไม่สามารถดับไฟได้ (Firm Load) เพื่อใช้เป็นเกณฑ์ว่าผู้ใช้ไฟมิได้ปฏิบัติผิดสัญญา หากสามารถลดการใช้ไฟฟ้ามา ณ ระดับ Firm Load ดังกล่าว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2534 อนุมัติให้ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ว่าในระยะยาว ปตท. ควรจะจัดโครงสร้างในรูปแบบใดที่จะก่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ซึ่งต่อมาคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณา นโยบายการปรับปรุงโครงสร้างของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยและส่งเสริมการค้า เสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียมขึ้น เพื่อทำหน้าที่พิจารณาเสนอแนะนโยบายการปรับปรุงโครงสร้างของการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทยและส่งเสริมการค้าเสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม
2. คณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว ได้ดำเนินการจัดทำข้อเสนอการปรับปรุงโครงสร้างของ ปตท. และส่งเสริมการค้าเสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียมแล้วเสร็จ โดยมีสาระสำคัญและแนวทางในการดำเนินงาน ดังนี้
2.1 จัดโครงสร้างเป็นแบบหน่วยธุรกิจที่ดำเนินครบวงจรเบ็ดเสร็จในตัวคล้ายรูปแบบ บริษัทในเครือ (Subsidiary Type) มีรูปแบบโครงสร้างรองรับการดำเนินงานในบทบาทเชิงพาณิชย์เด่นชัด สำนักงานใหญ่มีหน่วยงานรับผิดชอบดูแลบริษัทร่วมทุนรองรับอย่างถาวร ดังนี้
(1) ปตท.สำนักงานใหญ่มีบทบาทเป็นผู้กำกับดูแลกลยุทธ์หลักขององค์กร (Strategic Leadership) ภายใต้แนวนโยบายที่กำหนดจากคณะกรรมการ ปตท.
(2) ปตท. สำนักงานใหญ่จัดตั้งสายธุรกิจ 4 สาย ดูแลธุรกิจในแต่ละสาย ได้แก่ สายธุรกิจสำรวจ/ผลิตและก๊าซธรรมชาติ สายธุรกิจการกลั่น สายธุรกิจน้ำมัน และสายธุรกิจปิโตรเคมี
(3) หน่วยธุรกิจบริการกลางในปัจจุบันได้ยุบสลายตัวโดยกระจายงานที่สำคัญมีผลต่อ การดำเนินธุรกิจโดยตรงเข้าในแต่ละหน่วยธุรกิจ สำหรับงานบริการที่ใช้ร่วมกันจัดเข้าอยู่ใน ปตท.สำนักงานใหญ่
(4) โครงสร้างธุรกิจน้ำมันปัจจุบันจัดแยกเป็นสองโครงสร้างใหม่ให้มีโครงสร้างรอง รับการขยายตัวของธุรกิจในการก้าวเข้าสู่ตลาดต่างประเทศและตลาดในประเทศแยก ออกจากกันโดยชัดเจนได้แก่ ปตท. อินเตอร์เนชั่นแนล และ ปตท. น้ำมัน
(5) โครงสร้างธุรกิจก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันยังคงเดิมแต่ได้มีการจัดโครงสร้างภายในใหม่ให้รองรับการดำเนินงาน เชิงพาณิชย์อย่างชัดเจนยิ่งขึ้นและมีชื่อใหม่ว่า ปตท. ก๊าซธรรมชาติ
2.2 แผนการดำเนินงานในการปรับโครงสร้างของ ปตท. มีดังนี้
-
กุมภาพันธ์ 2538 : ขออนุมัติความเห็นชอบผลการศึกษาโครงสร้าง ปตท.ในรูปของบริษัทในเครือแต่ยังไม่มีการแยกเป็นบริษัทตามกฎหมาย
พฤษภาคม 2538 : ขออนุมัติจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษาปรับโครงสร้าง ปตท.
มิถุนายน-ตุลาคม 2538 : จัดทำโครงสร้างและพัฒนาองค์ประกอบหลักที่จะสนับสนุนการเปลี่ยนแปลง
ตุลาคม-พฤศจิกายน 2538 : ขออนุมัติคณะกรรมการ ปตท. ปรับโครงสร้างองค์กร
พฤศจิกายน-ธันวาคม 2538 : ดำเนินการปรับโครงสร้างองค์กร
ต้นปี 2539 : เริ่มใช้โครงสร้างใหม่ในรูปแบบบริษัทในเครือโดยยังอยู่ภายใต้ องค์กร ปตท. พร้อมพัฒนาระบบการบริหารธุรกิจและระบบข้อมูลรองรับให้แล้วเสร็จสมบูรณ์ภายใน ปี 2539
2.3 รูปแบบองค์กร (Institutional Arrangement) ภายในปี 2539 โดยเป็นการศึกษารูปแบบการแปรรูปในรายละเอียดต่อเนื่องจากปี 2538 และเตรียมตัวในการแปรรูป ซึ่งมีขั้นตอนดำเนินการโดยสรุปดังนี้
ปี 2539 : ปตท. ยังคงเป็นรัฐวิสาหกิจ แต่ปรับโครงสร้างให้มีรูปแบบหน่วยธุรกิจที่ดำเนินงานครบวงจรเบ็ดเสร็จในตัว (Subsidiary Type) และสร้างระบบการบริหารธุรกิจ/ระบบข้อมูลรองรับให้แล้วเสร็จ
ปี 2539 : เตรียมตัวในการจัดตั้งบริษัทให้มีความพร้อม และแนวทางการแปรรูปองค์กร
การแบ่งแยกทรัพย์สินและตีราคาทรัพย์สิน
การศึกษาประเด็นทางกฎหมาย
การศึกษาประเด็นทางการเงิน
ภายในปี 2539 : นำหน่วยธุรกิจ ปตท. น้ำมัน, ปตท. อินเตอร์เนชั่นแนล,และ ปตท.ก๊าซธรรมชาติในรูปแบบบริษัทในเครือจัดตั้งเป็นบริษัท จำกัดภายใต้กฎหมายแพ่งและพาณิชย์โดยใช้ชื่อ "บริษัท ปตท. น้ำมัน จำกัด" "บริษัท ปตท.อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด" และ "บริษัท ปตท. ก๊าซธรรมชาติ จำกัด" ตามลำดับ โดยมี ปตท. สำนักงานใหญ่เป็นเจ้าของพร้อมวางรูปแบบกลไกการบริหารบริษัทในเครือตามผลการ ศึกษาของโครงสร้างรูปแบบบริษัทในเครือ เพื่อให้ได้ผลตามจุดมุ่งหมายในการสร้างมูลค่าเพิ่มอย่างต่อเนื่อง พร้อมกันนี้ให้บริษัทที่ ปตท. จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าว ดำเนินการในรูปแบบบริษัทจำกัด และให้บริษัทที่ ปตท. จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวดำเนินการในรูปแบบบริษัทก๊าซธรรมชาติ หรือบริษัทน้ำมันของเอกชนโดยทั่วไป และไม่นำคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ มติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปมาใช้บังคับ โดยให้บริษัทมีระเบียบข้อบังคับใช้ปฏิบัติในเรื่องต่างๆของตนเอง โดยเฉพาะอย่างยิ่งในส่วนที่เกี่ยวกับระเบียบวิธีการงบประมาณการบริหารและการ จัดการทางการเงินและบัญชี การพัสดุ การบริหารบุคคลและการสรรหาบุคลากร
-
ปี 2540-2541 : นำบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าว แปรรูปบางส่วนเข้าตลาดหลักทรัพย์ตามความเหมาะสมตามแผนการดำเนินการ ซึ่งจะได้จากผลการศึกษาในการแปรรูปในขั้นรายละเอียดต่อไป ซึ่งขณะนี้กำลังอยู่ระหว่างการศึกษา ทั้งนี้เพื่อให้ได้มูลค่าสูงสุดแก่รัฐ 2.4 เป้าหมายในการนำเสนอ มีดังนี้
ตุลาคม-พฤศจิกายน 2538 : นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการปรับปรุงโครงสร้างของการปิโตรเลียมแห่ง ประเทศ ไทยและส่งเสริมการค้าเสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม
พฤศจิกายน-ธันวาคม 2538 : นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรี ตามลำดับ
3. นโยบายและมาตรการในการทบทวนสิทธิพิเศษและสิทธิการผูกขาด รวมถึงภาระผูกพันของ ปตท.เพื่อส่งเสริมการค้าเสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม ปัจจุบัน ปตท. มีบทบาทในฐานะกลไกของรัฐเพื่อสนองนโยบาย เช่น การเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหา การกระจายการจำหน่ายน้ำมันไปยังท้องที่ห่างไกล รวมทั้งบทบาทในการพัฒนาอุตสาหกรรมใหม่ๆ เช่น การแยกก๊าซธรรมชาติ และปิโตรเคมี เป็นต้น ทำให้รัฐต้องกำหนดให้ ปตท. มีสิทธิพิเศษและสิทธิผูกขาดในบางเรื่องและในขณะเดียวกันก็ได้มีการมอบหมาย ภาระหน้าที่ให้ ปตท. รับไปปฏิบัติหลายประการเช่นกัน ดังนั้น ในการปรับโครงสร้างของ ปตท. ไปสู่บทบาทเชิงธุรกิจอย่างแท้จริง จึงจำเป็นจะต้องนำกรณีดังกล่าวมาพิจารณาประกอบด้วย เพื่อให้ ปตท. และผู้ค้าน้ำมันรายอื่นๆ มีการแข่งขันกันอย่างเสรีบนพื้นฐานที่เท่าเทียมกัน ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท McKinsey & Company Inc. และความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และ ปตท. แล้วเห็นว่าควรมีการพิจารณากำหนดนโยบายและมาตรการในการทบทวนสิทธิพิเศษและ สิทธิผูกขาด รวมทั้งภาระผูกพันของ ปตท. เพื่อให้สอดคล้องกับการปรับปรุงโครงสร้างของ ปตท. ตามความเห็นของคณะอนุกรรมการฯ ใน 9 กิจกรรมอันประกอบด้วย
3.1 การสำรวจและพัฒนา
3.2 การซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้รับสัมปทาน และการขนส่งก๊าซธรรมชาติ
3.3 การแยกก๊าซธรรมชาติ
3.4 การกลั่นและการค้าน้ำมัน
3.5 การค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3.6 การจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้แก่อุตสาหกรรมปิโตรเคมี
3.7 การจัดหาและจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวและน้ำมันให้กับหน่วยราชการ
3.8 บทบาทของ ปตท. ในเชิงธุรกิจ
3.9 การจัดรูปแบบองค์กรของ ปตท.
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางในการปรับปรุงโครงสร้างของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ตามผลการศึกษาของบริษัทที่ปรึกษา และตามความเห็นของคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายการปรับปรุงโครงสร้างของการ ปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และส่งเสริมการค้าเสรีในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม ในข้อ 2
2.เห็นชอบให้นำหน่วยธุรกิจ ปตท. น้ำมัน, ปตท. อินเตอร์เนชั่นแนล, และ ปตท. ก๊าซธรรมชาติ จัดตั้งเป็นบริษัทจำกัด ภายใต้กฎหมายแพ่งและพาณิชย์ โดยมี ปตท. สำนักงานใหญ่เป็นเจ้าของ โดยให้บริษัทที่ ปตท. จัดตั้งขึ้นใหม่ดังกล่าวดำเนินการในรูปแบบบริษัทของเอกชน โดยไม่นำคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปมาใช้บังคับ
3.เห็นชอบนโยบายและมาตรการในการทบทวนสิทธิพิเศษและสิทธิการผูกขาดรวมทั้งภาระผูกพันของ ปตท. ตามความเห็นของคณะอนุกรรมการฯ ในข้อ 3
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงอุตสาหกรรม ได้ส่งเรื่อง การเพิกถอนที่ดินสาธารณประโยชน์ในบริเวณโรงกลั่นปิโตรเลียมของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด มายังสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2538 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ซึ่งเป็นผลสืบเนื่องมาจากมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2533 ที่ได้อนุมัติให้บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด ได้รับสิทธิในการสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียม และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการนโยบายปิโตรเลียมกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อดำเนินการ เจรจาและทำสัญญากับบริษัทฯ ต่อไป ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2533 อนุมัติให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปดำเนินการเจรจา และทำสัญญาสร้างโรงกลั่นกับบริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด โดยกระทรวงอุตสาหกรรมและบริษัท คาลเท็กซ์ เทรดดิ้ง แอนด์ ทรานสปอร์ต (ประเทศไทย) จำกัด ในฐานะผู้รับอนุญาต ได้ร่วมกันลงนามในสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2534 และต่อมาได้มีการจัดตั้งบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด เพื่อรับโอนสิทธิและหน้าที่จากผู้รับอนุญาตให้เป็นไปตามสัญญาดังกล่าว
2. ในระหว่างการดำเนินการก่อสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียมของบริษัทฯ นั้น ได้ตรวจพบว่ามีทาง สาธารณประโยชน์อยู่ในที่ดินที่บริษัทฯ จัดซื้อเป็นจำนวนประมาณ 50 ไร่ และแม้ว่าในปัจจุบันจะไม่มีผู้ใช้ทางสาธารณประโยชน์ดังกล่าวแล้วก็ตาม แต่ก็ยังคงมีสภาพเป็นทางสาธารณประโยชน์ เนื่องจากยังมิได้มีการถอนสภาพจากการเป็นที่ดินอันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่น ดินสำหรับพลเมืองใช้ร่วมกัน ทำให้หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องไม่สามารถออกใบอนุญาตก่อสร้างเพื่อให้เป็น ไปตามพระราชบัญญัติควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522 และพระราชบัญญัติว่าด้วยการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2474 ดังนั้น บริษัทฯ จึงไม่สามารถที่จะดำเนินการจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมได้ ตามสัญญา
3. กระทรวงอุตสาหกรรมได้พิจารณาแล้วเห็นว่า กรณีดังกล่าวเป็นกรณีทำนองเดียวกับปัญหาพื้นที่สาธารณประโยชน์ในเขตของโรง ไฟฟ้าระยอง ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขอถอนสภาพที่ดินอันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินสำหรับพลเมืองใช้ร่วมกันในเขต ของโรงไฟฟ้าระยอง โดยการถอนสภาพดังกล่าว ให้กระทำโดยพระราชกฤษฎีกา และให้กรมที่ดินขายที่ดินที่ได้ออกพระราชกฤษฎีกาถอนสภาพฯ แล้วนั้น ให้แก่ กฟผ. ทั้งนี้การถอนสภาพดังกล่าวไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้รัฐวิสาหกิจ ดังนั้น กระทรวงอุตสาหกรรมจึงเห็นควรให้มีการถอนสภาพด้วยวิธีการเดียวกับที่ได้ ดำเนินการแก้ไขปัญหาพื้นที่สาธารณประโยชน์ในเขตของโรงไฟฟ้าระยอง ซึ่งการถอนสภาพดังกล่าวให้กระทำโดยพระราชกฤษฎีกา โดยให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเป็นผู้ขอถอน และให้กรมที่ดินขายที่ดินที่ได้ออกพระราชกฤษฎีกาถอนสภาพแล้วนั้น ให้แก่การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย เพื่อให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยดำเนินการให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด เช่าที่ดินดังกล่าวต่อไป ทั้งนี้ การถอนสภาพดังกล่าวไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้กับหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ รวมทั้งขอให้หน่วยงานของภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความร่วมมือและอำนวยความ สะดวกในการดำเนินการดังกล่าวด้วย
มติของที่ประชุม
อนุมัติให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ถอนสภาพที่ดินอันเป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินสำหรับประชาชนใช้ร่วมกันในเขต ของโรงกลั่นปิโตรเลียมของบริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ตามมาตรา 8 วรรคสอง (1) แห่งประมวลกฎหมายที่ดิน โดยการถอนสภาพดังกล่าวให้กระทำโดยพระราชกฤษฎีกาถอนสภาพ และให้กรมที่ดินขายที่ดินที่ได้ออกพระราชกฤษฎีการถอนสภาพแล้วนั้นให้แก่การ นิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ทั้งนี้ การถอนสภาพดังกล่าวไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการจัดที่ดินแห่งชาติ เนื่องจากเป็นการขายให้กับหน่วยงานรัฐวิสาหกิจ เพื่อให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยดำเนินการให้บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด เช่าที่ดินดังกล่าวต่อไป และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งดำเนินการให้เสร็จสิ้นโดยเร็ว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีเจตนารมณ์ที่จะให้มีการลงทุนในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคาร โดยใช้มาตรการบังคับควบคู่ไปกับการให้การสนับสนุนด้านการเงิน ซึ่งในการดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของกฎหมายนั้น จำเป็นต้องมีการตราพระราชกฤษฎีกากำหนดอาคารควบคุมและโรงงานควบคุม และกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้อง ซึ่งต่อมาได้มีการประกาศ พระราชกฤษฎีกากำหนดอาคารควบคุมและกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้องในราชกิจจานุเบกษา แล้ว ทำให้กฎหมายดังกล่าวมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 12 ธันวาคม 2538 ส่วนพระราชกฤษฎีกากำหนดโรงงานควบคุมและกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้อง คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายอนุรักษ์พลังงานได้พิจารณาให้ความเห็นชอบร่างดัง กล่าวแล้ว ซึ่งการร่างพระราชกฤษฎีกาและกฎกระทรวงดังกล่าว ได้ใช้แนวทางเดียวกับการร่างพระราชกฤษฎีกาและกฎกระทรวงที่เกี่ยวกับอาคารควบ คุม
2. ความแตกต่างระหว่างพระราชกฤษฎีกากำหนดโรงงานควบคุมและพระราชกฤษฎีกากำหนด อาคารควบคุม ก็คือ พระราชกฤษฎีกากำหนดอาคารควบคุมประกาศให้อาคารที่มีความต้องการไฟฟ้าตั้งแต่ 1 เมกะวัตต์ หรือมีการใช้พลังงานสิ้นเปลืองทั้งหมดรวมกันในปีที่ผ่านมาตั้งแต่ 20 ล้านเมกะจูลขึ้นไป เป็นอาคารควบคุมพร้อมกันหมด ซึ่งมีจำนวนประมาณ 950 อาคาร แต่เนื่องจากมีโรงงานที่มีขนาดความต้องการพลังงานเท่ากับอาคารควบคุม จำนวนมากกว่า 3,000 อาคาร ดังนั้น พระราชกฤษฎีกากำหนดโรงงานควบคุม จึงประกาศให้โรงงานที่มีความต้องการไฟฟ้าตั้งแต่ 1 เมกะวัตต์ หรือมีการใช้พลังงานสิ้นเปลือง ทั้งหมดรวมกันในปีที่ผ่านมาตั้งแต่ 20 ล้านเมกะจูลขึ้นไปทยอยเป็นโรงงานควบคุม ทั้งนี้ เพื่อให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานสามารถให้การสนับสนุนด้านการอนุรักษ์ พลังงานในโรงงานควบคุมได้อย่างมี ประสิทธิภาพ และเพื่อให้โรงงานควบคุมขนาดเล็กมีเวลาเพียงพอในการปฏิบัติตามกฎหมาย
3. จำนวนโรงงานที่คาดว่าจะเป็นโรงงานควบคุมตั้งแต่ปี 2539 ถึง 2542 มีดังนี้
-
ปี 2539 โรงงานควบคุมขนาดความต้องการพลังไฟฟ้า 10-30 เมกะวัตต์ ซึ่งคาดว่าจะมีจำนวนประมาณ 50 ราย
ปี 2540 โรงงานควบคุมขนาดความต้องการพลังไฟฟ้า 3-10 เมกะวัตต์ และขนาดที่ใหญ่กว่า 30 เมกะวัตต์ ขึ้นไป ซึ่งคาดว่าจะมีจำนวนประมาณ 500 ราย
ปี 2541 โรงงานควบคุมขนาดความต้องการพลังไฟฟ้า 2-3 เมกะวัตต์ ซึ่งคาดว่าจะมีจำนวนประมาณ 1,000 ราย
ปี 2542 โรงงานควบคุมขนาดความต้องการพลังไฟฟ้า 1-2 เมกะวัตต์ ซึ่งคาดว่าจะมีจำนวนประมาณ 1,500 ราย
4. สำหรับร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับโรงงานควบคุม แบ่งออกเป็น
4.1 ร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับโรงงานควบคุมที่ออกตามมาตรา 11(2) และมาตรา 11(3) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้
(1) ให้เจ้าของโรงงานควบคุมส่งข้อมูลการผลิต ข้อมูลการใช้พลังงาน และข้อมูลการอนุรักษ์พลังงานตามแบบที่กำหนดให้แก่กรมพัฒนาและส่งเสริม พลังงานในเดือนกรกฎาคม และมกราคมของทุกปี
(2) ให้เจ้าของโรงงานควบคุมจัดให้มีการบันทึกข้อมูลเกี่ยวกับการใช้พลังงานและ การติดตั้งหรือเปลี่ยนแปลงเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีผลต่อการใช้พลังงาน และการอนุรักษ์พลังงาน ตามแบบ ที่กำหนดเป็นรายเดือนประจำทุกๆ เดือน
4.2 ร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับโรงงานควบคุมที่ออกตามมาตรา 11(4) และมาตรา 11(5) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้
(1) ให้เจ้าของโรงงานควบคุมดำเนินการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานเบื้องต้น และจัดทำรายงานส่งให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทุก 3 ปี โดยครั้งแรกให้จัดส่งภายใน 6 เดือนหลังจากกฎกระทรวงนี้มีผลใช้บังคับ
(2) ให้เจ้าของโรงงานควบคุมดำเนินการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงาน โดยละเอียดและจัดทำรายงานส่งให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทุก 3 ปี โดยครั้งแรกให้จัดส่งรายงานภายใน 6 เดือน หลังจากจัดส่งรายงานตาม ข้อ 4.2(1)
(3) ให้เจ้าของโรงงานควบคุมจัดทำเป้าหมายและแผนอนุรักษ์พลังงานเพื่อส่งให้ กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานให้ความเห็นชอบทุก 3 ปี โดยครั้งแรกให้จัดส่งภายใน 6 เดือน หลังจาก ส่งรายงานตาม ข้อ 4.2(2)
(4) ให้เจ้าของโรงงานควบคุมทำการตรวจสอบและวิเคราะห์การปฏิบัติตามเป้าหมายและ แผนฯ ที่กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานเห็นชอบและจัดทำรายงานส่งให้กรมพัฒนาและส่ง เสริมพลังงานทุก 1 ปี โดยครั้งแรกให้จัดส่งรายงานภายใน 6 เดือนหลังจากเป้าหมายและแผนฯ ในข้อ 4.2(3) ได้รับความเห็นชอบ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกากำหนดโรงงานควบคุม ซึ่งออกตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 รายละเอียดตามเอกสารแนบ 3 ของเอกสารประกอบวาระ 4.3.1
2.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับโรงงานควบคุม ซึ่งออกตามมาตรา 11(2) และ (3) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 รายละเอียดตามเอกสารแนบ 4 ของเอกสารประกอบวาระ 4.3.1
3.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับโรงงานควบคุม ซึ่งออกตามมาตรา 11(4) และ (5) แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 รายละเอียดตามเอกสารแนบ 5 ของเอกสารประกอบวาระ 4.3.1
4.ให้นำส่งร่างพระราชกฤษฎีกา ตามข้อ 1 และร่างกฎกระทรวง ตามข้อ 2-3 ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 7 ขออนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขายโรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538 เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขายโรงไฟฟ้าขนอมให้แก่ บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (บผฟ.) หรือบริษัทในเครือของ บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด ซึ่งต่อมารัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายกร ทัพพะรังสี) ได้มีคำสั่งสำนักนายกรัฐมนตรี ที่ 91/2538 ลงวันที่ 27 มิถุนายน 2538 แต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอมเพื่อประเมินมูลค่าทรัพย์สิน ของโรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งคณะกรรมการฯ ดังกล่าวได้ดำเนินการประเมินราคาจำหน่ายโดยใช้วิธีการทางบัญชีสุทธิบวกผลตอบ แทนเงินลงทุนที่ใช้เงินรายได้ของ กฟผ. (Original Cost Less Depreciation Plus Interest From Fixed Deposit: OCLD+FD) โดยคำนวณ ผลตอบแทนตั้งแต่เริ่มลงทุนจนถึงวันโอนทรัพย์สิน และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนบนเรือขนอมเครื่องที่ 1 และ 2 (ขนาด 2 x 75 เมกะวัตต์) เป็นโรงไฟฟ้าเก่าใช้งานมาเป็นเวลา 15 ปี และ 6 ปี ตามลำดับ จึงประเมินราคาโดยใช้วิธีประเมินราคาทดแทนตามมูลค่าปัจจุบัน (Replacement Cost Less Depreciation: RCLD) ซึ่งผลจากการประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ณ วันที่ 30 กันยายน 2538 คิดเป็นเงิน รวมทั้งสิ้น 17,483 ล้านบาท
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 5/2538 (ครั้งที่ 53) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2538 ได้พิจารณาผลการประเมินมูลค่าทรัพย์สินโรงไฟฟ้าขนอมดังกล่าวข้างต้น และได้มีมติมอบหมายให้ กฟผ. รับไปดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม โดยใช้หลักสากลคือ กำหนดให้ กฟผ. คัดเลือกผู้เชี่ยวชาญการประเมินทรัพย์สินที่พิจารณาเห็นว่ามีความเหมาะสม 1 ราย และให้บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) คัดเลือก 1 ราย แล้วให้ผู้เชี่ยวชาญฯ ทั้ง 2 ราย ร่วมกันพิจารณา คัดเลือกผู้เชี่ยวชาญการประเมินทรัพย์สินที่น่าเชื่อถืออีก 2 ราย ทำการประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้า ขนอม เมื่อได้ราคาประเมินจากผู้เชี่ยวชาญฯ ทั้ง 4 รายแล้ว ให้คัดมูลค่าประเมินสูงสุดและต่ำสุดออก และนำส่วนที่เหลือมาเฉลี่ยเป็นค่าประเมิน ซึ่งหากราคาประเมินที่ผู้เชี่ยวชาญฯ ประเมินสูงกว่าราคาประเมินของคณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอม ก็ให้ใช้ราคาประเมินของผู้เชี่ยวชาญฯ แต่หากราคาประเมินของผู้เชี่ยวชาญฯ ต่ำกว่า ก็ให้ใช้ราคาประเมินตามที่คณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอมได้ประเมิน ไว้ คือ 17,483 ล้านบาท และให้ กฟผ. นำผลการประเมินเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ภายใน 30 วัน
3. กฟผ. และ บผฟ. ได้ดำเนินการตามมติดังกล่าวข้างต้นแล้ว โดย กฟผ. คัดเลือกบริษัท อเมริกัน แอ็พเพรซัล (ประเทศไทย) จำกัด และ บผฟ. คัดเลือกบริษัท J.P. Morgan Securities Asia Ltd. และผู้เชี่ยวชาญทั้งสองบริษัทดังกล่าว ได้คัดเลือกผู้เชี่ยวชาญฯ อีก 2 ราย คือ บริษัท บรูค ฮิลลิเออร์ พาร์คเกอร์ (ประเทศไทย) จำกัด และบริษัท ไซมอน ลิม และหุ้นส่วน จำกัด โดยเมื่อคัดราคาประเมินสูงสุดและต่ำสุดออกแล้ว ราคาประเมินเฉลี่ยของผู้เชี่ยวชาญฯ คือ 16,514 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่าราคาประเมินที่คณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอมได้ประเมิน ไว้ กฟผ. จึงได้นำเสนอผลการประเมิน พร้อมทั้งได้จัดทำร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอม และแบบจำลองทางการเงิน (Financial Model) ซึ่งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายรักเกียรติ สุขธนะ) ได้ ให้ความเห็นชอบเรื่องการขออนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขายโรง ไฟฟ้าขนอมแล้ว ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ได้มีการพิจารณาร่างสัญญาดังกล่าวและมีข้อสรุปดังนี้
3.1 ร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ได้จัดทำตามแนวทางในการจัดทำสัญญาซื้อขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าระยอง ซึ่งสำนักงานอัยการสูงสุดได้ตรวจร่างแล้ว และคณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติไปแล้วเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2537 โดยร่างสัญญาดังกล่าวมีสาระสำคัญดังนี้
(1) ทรัพย์สินที่จะซื้อจะขาย คือ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า โรงไฟฟ้าขนอมและอุปกรณ์ที่เกี่ยวข้อง พัสดุสำรองคลัง สัญญาต่างๆ ที่เกี่ยวกับโรงไฟฟ้า รวมทั้งสัญญา Engineering, Procurement, and Construction (EPC Contract) เฉพาะที่ กฟผ. ยังมีสิทธิและหน้าที่ในสัญญาดังกล่าว ทรัพย์สินทางปัญญา สมุดบัญชี การเรียกร้อง รวมทั้งการฟ้องคดีตามสัญญา ใบอนุญาตจากหน่วยงานของรัฐที่ กฟผ. มีอยู่ซึ่งจำเป็นในการเป็นเจ้าของ การก่อสร้าง การปฏิบัติการและการบำรุงรักษาโรงไฟฟ้า และหลักประกันตามสัญญา
(2) ราคาซื้อขายโรงไฟฟ้า แบ่งเป็น 2 ส่วน ได้แก่
-
ส่วนที่เป็นเงินสด เป็นราคาของที่ดิน อาคาร อะไหล่ เชื้อเพลิง พัสดุสำรองคลังและโรงไฟฟ้าขนอม เครื่องที่ 1 เครื่องที่ 2 และเครื่องที่ 3 เป็นเงินรวมทั้งสิ้น17,483 ล้านบาท
ส่วนที่เป็นภาระหน้าที่โดยบริษัทผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) รับภาระในสิทธิและหน้าที่ตามสัญญาที่ได้รับโอนจาก กฟผ. (Assumed Liabilities)
(3) ระบุรายละเอียดเกี่ยวกับคำมั่น และคำรับรองของ กฟผ. และ บฟข. ในเรื่องความเป็นนิติบุคคลตามกฎหมาย ตลอดจนการมีอำนาจในการซื้อขายโรงไฟฟ้า และเงื่อนไขในการปฎิบัติหน้าที่ของ กฟผ. และ บฟข.
(4) ระบุรายละเอียดเกี่ยวกับการระงับข้อพิพาท การยกเลิกสัญญา การชดเชยใช้ค่าเสียหาย และเรื่องเบ็ดเตล็ดต่างๆ
3.2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอม ได้จัดทำขึ้นโดยเป็นการผสมผสานกันระหว่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าระยอง และร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ Independent Power Producer (IPP) ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบในหลักการแล้ว และคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ได้ขอให้ กฟผ. ส่งร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอมให้สำนักงานอัยการสูงสุด พิจารณาตรวจร่างด้วย โดยร่างสัญญาดังกล่าวมีสาระสำคัญ ดังนี้
(1) อายุสัญญา: โรงไฟฟ้าขนอมเครื่องที่ 1 มีอายุสัญญา 15 ปี ส่วนโรงไฟฟ้าขนอม เครื่องที่ 2 และ 3 มีอายุสัญญา 20 ปี โดยคู่สัญญาทั้ง 2 ฝ่าย สามารถตกลงขยายอายุสัญญาได้อีกตามแต่จะตกลงกันตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า
(2) การผลิตไฟฟ้ามีลักษณะแบบ Full Dispatch (คือ กฟผ. เป็นผู้ออกคำสั่งเกี่ยวกับการผลิตไฟฟ้า)
(3) อัตราค่าไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ
-
ค่าความพร้อมผลิตไฟฟ้า (Availability Payment)
ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment)
(4) ระบุหน้าที่หลัก รายละเอียดเกี่ยวกับการชำระเงิน การเสียภาษี การประกันภัย ของคู่สัญญา
(5) ระบุหน้าที่และขอบเขตความรับผิดชอบของคู่สัญญาแต่ละฝ่าย ในการชดใช้ความเสียหาย การปฏิบัติในกรณีการโต้แย้ง และเรื่องเบ็ดเตล็ดต่างๆ
3.3 การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า
การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าที่ บฟข. จะขายให้กับ กฟผ. ได้กระทำโดยการสร้างแบบจำลองทางการเงิน โดยแบ่งอัตราค่าไฟฟ้าออกเป็น 2 ส่วน คือ
(1) ค่าความพร้อมผลิตไฟฟ้า คิดตามความพร้อมผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเพื่อให้เพียงพอกับต้นทุนคงที่ของโรง ไฟฟ้า และผลตอบแทนของผู้ถือหุ้น โดยไม่ขึ้นกับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. สั่งผลิต ต้นทุนคงที่ดังกล่าว ได้แก่ ค่าชำระคืนเงินกู้ ดอกเบี้ยเงินกู้ ค่าบำรุงรักษาหลัก ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา และค่าประกันภัย เป็นต้น
(2) ค่าพลังงานไฟฟ้า คิดตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าซึ่งได้ผลิตตามคำสั่งของ กฟผ. เพื่อให้เพียงพอกับต้นทุนผันแปร อันได้แก่ ค่าเชื้อเพลิง และค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา โดยไม่มีการตั้งเกณฑ์กำไรในส่วนของค่าพลังงานไฟฟ้า
ทั้งนี้ เมื่อนำอัตราค่าไฟฟ้าทั้ง 2 ส่วน มาคำนวณหาอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญาแล้ว ปรากฏว่า อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญาเท่ากับ 1.245 บาทต่อหน่วยและอัตราค่าไฟฟ้าในปีแรก (พ.ศ. 2539) เท่ากับ 1.273 บาทต่อหน่วย อย่างไรก็ตาม เมื่อ บผฟ. ไปดำเนินการกู้เงิน อัตราดอกเบี้ยที่กู้จริงคาดว่าจะต่ำกว่าอัตราดอกเบี้ยที่ใช้ในการจัดทำแบบ จำลองทางการเงิน ซึ่งจะทำให้อัตราค่าไฟฟ้าจริงต่ำกว่าอัตราที่ได้ประเมินไว้
3.4 ผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ขายให้แก่ประชาชน
คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติขอให้กำหนดเป็นเงื่อนไขว่าการซื้อขายโรงไฟฟ้าขนอม และการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมจะไม่เป็นการเพิ่มภาระให้กับประชาชนผู้ ใช้ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ตามที่คณะกรรมการพิจารณาจำหน่ายโรงไฟฟ้าขนอมประเมิน คือ 17,483 ล้านบาท (รายละเอียดตามเอกสารแนบ 4.4.1 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.4)
2.อนุมัติให้ กฟผ. ขายและโอนโรงไฟฟ้าขนอมให้บริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด (บฟข.) เป็นเงินรวมทั้งสิ้น 17,483 ล้านบาท ตามร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม (รายละเอียดตามเอกสารแนบ 4.4.5 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.4) โดยให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมดังกล่าว
3.อนุมัติให้ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าจาก บฟข. ได้ตามร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม (รายละเอียดตามเอกสารแนบ 4.4.6 ของเอกสารประกอบวาะที่ 4.4) โดยมีอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (Levelized) ตลอดอายุสัญญาเท่ากับ 1.245 บาทต่อหน่วย และอัตราค่าไฟฟ้าปีแรก (พ.ศ. 2539) เท่ากับ 1.273 บาทต่อหน่วย หรืออัตราค่าไฟฟ้าจริงที่ได้จากแบบจำลองทางการเงินที่เปลี่ยนไป เนื่องจากอัตราดอกเบี้ยเงินกู้จริงแตกต่างไปจากที่ใช้ในการทำแบบจำลองทางการ เงินที่ใช้ในปัจจุบัน ทั้งนี้ การซื้อขายโรงไฟฟ้าขนอมและการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมจะต้องไม่เพิ่ม ภาระให้กับประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า และให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอมที่ได้ผ่านการพิจารณา จากสำนักงานอัยการสูงสุดต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี ให้ดูแลกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 เพื่อให้สามารถนำดอกผลอันเกิดจากเงินกองทุนจำนวน 350 ล้านบาท ที่ได้รับจากบริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ดประเทศไทย จำกัด ตามสัญญาโรงกลั่นน้ำมันมาใช้ประโยชน์ในการส่งเสริมและสนับสนุนงานด้าน พลังงานและปิโตรเลียม โดยมีระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เป็นกรอบในการบริหารงานกองทุน ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมทำ หน้าที่พิจารณา จัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน
2. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 ข้อ 10 และข้อ 13 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ ดำเนินการดังนี้
2.1 จัดทำแผนการใช้จ่ายเงินเป็นรายปีงบประมาณในช่วงสามปีข้างหน้าเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ เพื่อใช้เป็นกรอบในการพิจารณาคำขอรับความช่วยเหลือจากกองทุนฯ และให้มีการทบทวนแผนการใช้จ่ายดังกล่าวอย่างน้อยทุกปีหรือตามความจำเป็น
2.2 จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนฯ เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบภายในสามสิบวัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม ในรอบปีงบประมาณ 2538 ซึ่งเป็นปีที่สามของการดำเนินงานกองทุนฯ เพื่อรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการจัดสรรเงินในปีงบประมาณ 2539-2541 ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ แล้ว โดยมีผลการดำเนินงานสรุปได้ ดังนี้
3.1 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาอนุมัติวงเงินการใช้จ่ายตามแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2538 ดังนี้
หมวดรายจ่าย | วงเงินตามแผน | วงเงินอนุมัติ | สัดส่วน (%) |
1. การค้นคว้า ศึกษา วิจัย | 10.00 | 6.43 | 64.30 |
2. ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 13.00 | 12.70 | 97.69 |
3. การประชาสัมพันธ์ และเผยแพร่ข้อมูล | - | - | - |
4. การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 11.83 | 11.06 | 93.49 |
5. การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 2.97 | 2.97 | 100.00 |
6. ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.20 | 0.20 | 100.00 |
รวม | 38.00 | 33.36 | 87.79 |
ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในปีงบประมาณ 2538 ปรากฏว่า มีการเบิกจ่ายค่าใช้จ่ายจริงจากเงินกองทุนฯ เป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 27.98 ล้านบาท ซึ่งบางส่วนเป็นค่าใช้จ่ายผูกพันจาก ปีงบประมาณ 2537 และมีบางส่วนที่คณะกรรมการอนุมัติวงเงินแล้ว แต่อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายและมีการผูกพันไว้เบิกจ่ายในปีงบประมาณ 2539
3.2 ฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2538 มีสินทรัพย์รวม 411.8 ล้านบาท แบ่งออกเป็นเงินฝากออมทรัพย์ 6.6 ล้านบาท เงินฝากประจำ 404.4 ล้านบาท และลูกหนี้เงินยืม 0.8 ล้านบาท ในส่วนของหนี้สินและทุน ประกอบด้วย หนี้สิน 0.2 ล้านบาท ทุน 350 ล้านบาท และรายรับมากกว่ารายจ่ายทั้งสิ้น 61.6 ล้านบาท
3.3 ตามข้อกำหนดในระเบียบว่าด้วยการบริหารกองทุนฯ กำหนดให้มีการทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ อย่างน้อยทุกปีหรือตามความจำเป็น ดังนั้น จึงเห็นสมควรให้มีการปรับแผนการใช้จ่ายเงิน สำหรับปีงบประมาณ 2539-2541 โดยให้นำดอกผลคงเหลือจากปีงบประมาณ 2538 สมทบกับดอกผลที่คาดว่าจะได้รับจากเงินกองทุนประมาณปีละ 35 ล้านบาท นำมาจัดสรรสำหรับการใช้จ่ายเงินในปีงบประมาณ 2539-2541 เป็นวงเงินประมาณปีละ 55 ล้านบาท ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
ปีงบประมาณ | 2539 | 2540 | 2541 | รวม |
หมวดรายจ่าย | ||||
1. การค้นคว้า วิจัย ศึกษา | 15.00 | 15.00 | 15.00 | 45.00 |
2. ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
3. การประชาสัมพันธ์ และเผยแพร่ข้อมูล | 15.00 | 15.00 | 15.00 | 45.00 |
4. การดูงาน ประชุม และการจัดประชุมสัมมนา | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
5. การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.00 | 5.00 | 5.00 | 15.00 |
6. ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.30 | 0.30 | 0.40 | 1.00 |
รวม | 55.30 | 55.30 | 55.40 | 166.00 |
4. เพื่อให้เกิดความคล่องตัว และความยืดหยุ่นในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตลอดระยะเวลา 3 ปี คือ ปีงบประมาณ 2539-2541 จึงเห็นควรให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับแผนงานและโครงการในปีงบประมาณ 2539-2541 ตามแผนการใช้จ่ายเงินข้างต้น วงเงินรวม 166 ล้านบาท โดยให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ และการจัดลำดับความสำคัญ ตลอดจนรายได้ของกองทุนฯ ด้วย
5. ประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีข้อสังเกตเกี่ยวกับรายงานผลการดำเนินงานและแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอ ดังนี้
5.1 ปีงบประมาณ 2538 มีการเบิกจ่ายเงินเพียงร้อยละ 47.36 และไม่ปรากฏว่า มีการเบิกจ่ายเงินในรายการเครื่องมือและอุปกรณ์ จำนวน 1.530 ล้านบาท
5.2 เงินกองทุนเพื่อการศึกษาที่ไม่มีการเบิกจ่ายควรยกเลิก
5.3 การเดินทางไปดูงานหรือสัมมนาในต่างประเทศควรอนุมัติเฉพาะเรื่องสำคัญ และรายงานผลต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ด้วย
5.4 กรณีการพิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินปีงบประมาณ ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2540 ให้มีแผนการใช้จ่ายเงินพร้อมรายละเอียดชัดเจนเป็นรายปี และควรมีแผนแม่บทในเรื่องต่างๆ เช่น การวิจัย การประชุม การให้ทุนการศึกษาในสาขาวิชาที่จำเป็นและขาดแคลน
5.5 การติดตามประเมินผลต้องดำเนินการต่อเนื่องทุกระยะ
5.6 การกำหนดรายชื่อหน่วยงานที่มีหน้าที่ปฏิบัติงานเกี่ยวกับการพลังงานและการ ปิโตรเลียม ซึ่งปัจจุบันมีจำนวน 12 หน่วยงาน ควรขออนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อเปิดโอกาสให้กว้างขวางมากขึ้น
6. สพช. ได้พิจารณาตามข้อสังเกตของประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแล้ว และมีข้อชี้แจงตามข้อสังเกต ดังนี้คือ
6.1 ในปีงบประมาณ 2538 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2538 อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนในปี 2538 จำนวน 38 ล้านบาท และคณะกรรมการ กองทุนฯ ได้มีมติอนุมัติงบประมาณทั้งสิ้น 33.36 ล้านบาท คิดเป็นร้อยละ 87.79 ของวงเงินตามแผน โดยเป็นค่าใช้จ่ายที่มีการเบิกจ่ายในช่วงปีงบประมาณ 2538 จำนวน 27.98 ล้านบาท นอกจากนั้นเป็นรายการที่อยู่ระหว่างการดำเนินการเบิกจ่ายซึ่งมีการผูกพันงบ ประมาณไว้แล้ว เช่น รายการเครื่องมือและอุปกรณ์
6.2 เงินกองทุนเพื่อการศึกษาที่ไม่มีการเบิกจ่าย เนื่องจากคณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนสำหรับข้าราชการเพื่อการศึกษาให้หน่วยราชการต่าง ๆ ควบ 2 ปี คือ สำหรับปีงบประมาณ 2538-2539 และเมื่อหน่วยงานต่าง ๆ ได้รับจัดสรรทุนจากคณะกรรมการกองทุนฯ แล้ว จะต้องใช้เวลาในการสรรหาผู้รับทุนที่มีคุณสมบัติครบตามระเบียบคณะกรรมการกอง ทุนฯว่าด้วยการให้ทุนข้าราชการเพื่อการศึกษา ซึ่งจำเป็นต้องใช้เวลาพอสมควร อย่างไรก็ตาม เห็นควรนำข้อสังเกตของประธานฯ ไปดำเนินการในปีต่อๆ ไป
6.3 การเดินทางไปดูงานหรือสัมมนาในต่างประเทศ ผู้เดินทางไปดูงานหรือสัมมนาจะต้องมีการรายงานผลต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ทุกครั้ง และสมควรที่จะพิจารณาอนุมัติเฉพาะเรื่องสำคัญตามข้อสังเกตข้างต้น
6.4 สพช. จะรับข้อสังเกตของประธานฯ ตามข้อ 5.4 และ 5.5 ไปดำเนินการต่อไป
6.5 วัตถุประสงค์ของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ก็เพื่อให้การสนับสนุนและช่วยเหลือการใช้จ่ายในกิจการและหน่วยงานที่เกี่ยว ข้องกับการพลังงานและปิโตรเลียมของประเทศ หน่วยงานทั้ง 12 หน่วยงาน เป็นหน่วยงานที่ปฏิบัติงานเกี่ยวกับพลังงานและปิโตรเลียมค่อนข้างมาก เป็นงานประจำ และเป็นหน่วยราชการที่ไม่มีรายได้เป็นของตัวเอง นอกจากนั้นหน่วยราชการอื่นๆ ที่ปฏิบัติงานเกี่ยวกับการพลังงานและปิโตรเลียมก็สามารถยื่นขอความช่วยเหลือ จากกองทุนฯ ได้ตามข้อ 5 ของระเบียบคณะกรรมการกองทุนฯ
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการดำเนินงานของคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมปีงบประมาณ 2538
2.ให้ความเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2539-2541 และมาตรการการบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมเสนอ และเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม นำข้อสังเกตของประธานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและการพิจารณาของที่ ประชุมไปพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 9 การทบทวนการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษในการจัดตั้งโรงกลั่นน้ำมัน
ประธานฯ ได้แจ้งต่อที่ประชุมเกี่ยวกับการเข้าร่วมประชุมเอเปคและการประชุมสุดยอดอา เซียนที่ผ่านมาว่า ที่ประชุมได้มีการพิจารณาถึงนโยบายการส่งเสริมการค้าเสรีในภูมิภาคเอเปคและ อาเซียนและสนับสนุนที่จะให้มีการเปิดการค้าเสรีโดยเร็ว ดังนั้น แนวนโยบายของรัฐบาลในขณะนี้จึงจำเป็นที่จะต้องดำเนินการให้สอดคล้องกับ นโยบายการค้าเสรีดังกล่าวต่อไป ซึ่งในอนาคตการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และการสื่อสารแห่งประเทศไทย ก็จะต้องเข้าสู่ระบบการค้าเสรีต่อไปด้วย แต่นโยบายการจัดตั้งโรงกลั่นน้ำมันเสรีของไทย ยังมีการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษกับกิจการที่จะมาลงทุนสร้างโรงกลั่นอยู่ ในขณะนี้ จึงขอให้กระทรวงอุตสาหกรรมและสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาทบทวนในเรื่องนี้อีกครั้งว่าจะสามารถผ่อนปรนเรื่องเงินผลประโยชน์ได้ อย่างไรบ้าง
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปหารือร่วมกันเพื่อพิจารณาเรื่องการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรง กลั่นน้ำมัน และให้จัดทำข้อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อ ไป