![คณะกรรมการและอนุกรรมการ](/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
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
ครั้งที่ 14 - วันพฤหัสบดี ที่ 8 มิถุนายน พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2549 (ครั้งที่ 14)
วันพฤหัสบดีที่ 8 มิถุนายน พ.ศ.2549 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 603 ชั้น 6 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤษภาคม 2549)
2. ผลการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีงบประมาณ 2547 และ 2548
4. การเพิ่มอัตราเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดีเซลหมุนเร็ว บี 5
5. การขอรับเงินสนับสนุนเพื่อดำเนินโครงการเสริมสร้างความรู้ความเข้าใจ ในการใช้ก๊าซเอ็นจีวีในรถยนต์
6. การขอรับเงินสนับสนุนเพื่อดำเนินโครงการปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ
7. โครงการผลิตวิทยากรการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ (Training the Trainer)
8. โครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤษภาคม 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ เดือนพฤษภาคม 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 65 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 0.73 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดิบเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 70.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 0.04 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากผู้นำอิหร่านยังคงยืนยันสิทธิที่จะทดลองพลังงานนิวเคลียร์ต่อไปและโอเปคไม่ลดเพดานการผลิตในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2549 ที่ประเทศเวเนซูเอล่า
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนพฤษภาคมราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.80, 86.17 และ 84.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้น จากเดือนที่แล้ว 5.32, 5.70 และ 0.94 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากโรงกลั่นในภูมิภาคเอเชียหลายแห่งปิดซ่อมบำรุง และตลาดในภูมิภาคยังคงมีความต้องการซื้อเข้ามาจากผู้ซื้อหลัก ได้แก่ อินโดนีเซีย และเวียดนาม ส่วนดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจาก บริษัท Pertamina ในไนจีเรียต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซล ในเดือนมิถุนายนเพิ่มอีก 600,000 บาร์เรล เพื่อใช้ในโรงไฟฟ้าที่เกิดปัญหาในระบบท่อส่งก๊าซ ขณะที่อุปทานในภูมิภาคลดลงจากโรงกลั่นหลายแห่งอยู่ในช่วงปิดซ่อมบำรุง
3. ราคาขายปลีก เดือนพฤษภาคมผู้ค้าน้ำมันยกเว้น ปตท และเชลล์ ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.50, 0.55 และ 0.50 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล หมุนเร็วลดลง 0.40 บาท/ลิตร ส่วนเชลล์ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.50, 0.55 และ 0.50 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วลดลง 0.40 บาท/ลิตร และ ปตท. ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.50 และ 0.55 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 พฤษภาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 29.89, 29.09 และ 27.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เดือนพฤษภาคม 2549 การจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันชนิดต่างๆ ยังไม่เปลี่ยนแปลงในอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ จากเดือนที่ผ่านมา ซึ่งส่งผลให้ฐานะกองทุน น้ำมันฯ ณ วันที่ 30 พฤษภาคม 2549 มีเงินสดสุทธิจำนวน 10,008 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระจำนวน 68,089 ล้านบาท หนี้พันธบัตรจำนวน 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันการเงินอายุ 2.5 ปีจำนวน 26,605 ล้านบาท หนี้ เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระจำนวน 1,422 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG จำนวน 10,367 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างประจำเดือนจำนวน 159 ล้านบาท และหนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ จำนวน 159 ล้านบาท ฐานะกองทุน น้ำมันฯ สุทธิติดลบ 58,081 ล้านบาท และคาดว่าจะมีเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในเดือนมิถุนายนประมาณ 2,611 ล้านบาท โดยที่กองทุนฯ จะไม่ต้องชำระหนี้ธนาคารรวม 8,800 ล้านบาท ในเดือนมิถุนายนจึงส่งผลให้กองทุนฯ จะมีรายรับมากกว่ารายจ่าย จำนวน 1,978 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ผลการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีงบประมาณ 2547 และ 2548
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและเบิกจ่ายเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546 ได้กำหนดให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) จัดทำบัญชี และรายงานการเงินของกองทุนน้ำมันฯ ทุกสิ้นระยะเวลาบัญชีและให้ตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการดำเนินงานอย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง และรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบ
2. สำนักงานตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ได้ตรวจสอบงบการเงินสำหรับสิ้นสุด ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 และ 2547 ของกองทุนน้ำมันฯ และได้แจ้งผลพร้อมมีข้อสังเกตของการตรวจสอบให้ สบพ. สรุปได้ดังนี้
2.1 ฐานะการเงินของกองทุนน้ำมันฯ ณ สิ้นปีงบประมาณ 2548 และ 2547 มีรายได้ต่ำกว่า ค่าใช้จ่ายสะสม เป็นจำนวนเงิน -78,359.5 ล้านบาท และ - 28,259.5 ล้านบาท ตามลำดับ โดยมีรายได้จาก การดำเนินงานต่ำกว่าค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน และหนี้สินรวมเป็นจำนวน 81,080.1 ล้านบาท และ 29,332.6 ล้านบาท ตามลำดับ แต่ทั้งนี้ กองทุนน้ำมันฯ มีผลลัพธ์ของรายได้จากดำเนินการในปี 2548 สูงกว่าปี 2547 ขณะที่งบกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 และ 2547 มีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดคงเหลือเป็นจำนวนเงิน 1,254.0 ล้านบาท และ 805 ล้านบาท ตามลำดับ
2.2 ข้อสังเกตจากการตรวจสอบบัญชี พบว่า ระบบบันทึกบัญชีของกองทุนน้ำมันฯ ใช้โปรแกรมสำเร็จรูปที่ยากต่อการปฏิบัติทางบัญชี และการรับรู้รายได้จากเงินส่งเข้ากองทุนฯ ซึ่งจะได้รับข้อมูลนำส่งเข้ากองทุนและเงินชดเชยราคาน้ำมันจากกรมสรรพสามิตและกรมศุลกากร กองทุนฯ ยังไม่มีข้อมูลที่สามารถสอบยืนยันจำนวนเงินที่หน่วยงานทั้งสองนำฝากเข้าบัญชีได้ ทำให้กองทุนฯ ต้องบันทึกบัญชีพักไว้เป็นบัญชีเงินรับรองการตรวจสอบซึ่งทำให้ไม่สามารถรับรู้จำนวนเงินนำส่งในเดือนกันยายนที่เป็นรายได้ของกองทุนฯ ให้ทันต่อการจัดทำงบการเงินประจำปี
2.3 ข้อเสนอแนะของ สตง. เห็นว่ากองทุนฯ ควรจัดหาโปรแกรมสำเร็จรูปเฉพาะงานมาใช้ โดยมีการออกแบบที่เหมาะสมกับการใช้งานและง่ายต่อความเข้าใจรวมทั้งจัดให้มีระบบสำรองข้อมูลที่เหมาะสมเพื่อป้องกันความเสี่ยงต่อข้อมูลสูญหาย ส่วนประเด็นข้อสังเกตเกี่ยวกับการรับรู้รายได้ฯ เห็นว่า กองทุนฯ ต้องรับ ข้อมูลโดยตรงจากผู้มีหน้าที่นำส่งเงินเข้ากองทุนฯ ซึ่งทำให้สามารถรับรู้รายได้ในงบการเงินได้อย่างครบถ้วนและสมบูรณ์ โดยนำเทคโนโลยีการสื่อสารเข้ามาใช้ระบบการจัดเก็บรายได้ และจัดประชุม/สัมมนาชี้แจงให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับทราบ
2.4 ปัจจุบัน สบพ. ได้อยู่ระหว่างการศึกษาข้อมูลต่างๆ ที่จะนำมาเชื่อมต่อกับระบบโปรแกรมพร้อมทั้งศึกษารูปแบบและวิธีการที่จะปฏิบัติได้โดยต้องอยู่ภายใต้ข้อกำหนดของกฎระเบียบต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันแนวโน้มราคาน้ำมันได้ปรับตัวเพิ่มอย่างต่อเนื่อง ตามความต้องการใช้น้ำมันที่เพิ่มมากขึ้น กำลังการผลิตที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบ "แผนยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศ" ซึ่งประกอบด้วย การจัดหาแหล่งพลังงาน การเร่งใช้พลังงานทดแทนน้ำมัน เช่น ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ ไบโอดีเซล และถ่านหิน รวมทั้งการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และต่อมาเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2549 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบ "มาตรการแก้ไขปัญหาพลังงานระยะสั้น (มิถุนายน-สิงหาคม 2549) และระยะยาว เพื่อช่วยเหลือและบรรเทาปัญหาราคาน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้นแก่ประชาชน และกลุ่มผู้ประกอบการที่ได้รับผลกระทบ ซึ่งการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ หรือ NGV เป็นมาตรการหนึ่งที่ภาครัฐกำหนดให้เป็นมาตรการใช้พลังงานทดแทนน้ำมันอย่างยั่งยืน
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงเห็นควรเร่งให้มีการประชาสัมพันธ์ให้ความรู้ ความเข้าใจแก่ประชาชนให้เกิดทัศนคติที่ดีต่อการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง เกิดความมั่นใจ ยอมรับ และสนใจปรับเปลี่ยนจากการใช้น้ำมันมาใช้ก๊าซธรรมชาติแทน จึงได้จัดทำโครงการรณรงค์และประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่งขึ้น เพื่อขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีวัตถุประสงค์ คือ เพื่อให้ความรู้ ความเข้าใจแก่กลุ่มเป้าหมายเกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ รวมถึงนโยบายของรัฐ เพื่อให้สามารถนำไปใช้เป็นข้อมูล หรือทางเลือกสำหรับการใช้พลังงานให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน และเพื่อสร้างกระแสการรับรู้ เกิดทัศนคติที่ดีต่อการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ สนใจที่จะทดลองและเปลี่ยนจากการใช้น้ำมันมาใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงแทน พร้อมทั้งเพื่อสร้างความมั่นใจแก่กลุ่มเป้าหมายในเรื่องคุณภาพ ความปลอดภัย และความเพียงพอของสถานีบริการ ตลอดจนเพื่อประชาสัมพันธ์ผลงาน และ ผลสำเร็จของกลุ่มเป้าหมายต่างๆ จากการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
3. สำหรับกลุ่มเป้าหมายของโครงการ ประกอบด้วย กลุ่มเป้าหมายหลัก ได้แก่ เจ้าของรถยนต์ส่วนบุคคล เจ้าของธุรกิจรถบริการ/รถสาธารณะ และผู้ลงทุน/ผู้ประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ สถานีบริการก๊าซธรรมชาติ และกลุ่มเป้าหมายรอง ได้แก่ สื่อมวลชน ผู้นำความคิด อาทิ คอลัมน์นิสต์ นักวิชาการ เป็นต้น และหน่วยงาน ภาครัฐ และเอกชนที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมการขนส่งทางบก สมาคมผู้ประกอบการรถแท๊กซี่ เป็นต้น
4. แนวทางการดำเนินงาน โดยประชาสัมพันธ์ด้วยการจัดจ้างบริษัทประชาสัมพันธ์ที่มีความเชี่ยวชาญ มีประสบการณ์ในการวางแผนการผลิต การเผยแพร่ประชาสัมพันธ์ และซื้อสื่อเพื่อเผยแพร่ผ่านสถานีโทรทัศน์ วิทยุ และสื่อสิ่งพิมพ์ โดยกิจกรรมประชาสัมพันธ์ประกอบด้วยการผลิตและเผยแพร่สารคดีสั้นผ่านสื่อโทรทัศน์ และวิทยุ เผยแพร่สื่อประชาสัมพันธ์ในรูปแบบคอลัมน์ประจำผ่านสื่อสิ่งพิมพ์ การออกแบบ และผลิต Web page NGV และ/หรือพลังงานทดแทน การจัดกิจกรรมและดูงาน กับสื่อมวลชน และการจัดสัมภาษณ์ผู้บริหารทาง โทรทัศน์
5. โครงการจะใช้งบประมาณจำนวนเงิน 20,000,000 บาท (ยี่สิบล้านบาทถ้วน) ในการดำเนินงาน โดยมีระยะเวลาตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2549 - มกราคม 2550 (8 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญา)
6. ผลที่คาดว่าจะได้รับคือ ทำให้เกิดความรู้ ความเข้าใจ เกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ พลังงานทดแทนอื่นๆ รวมถึง นโยบายของรัฐ และการสนับสนุนการใช้พลังงานทดแทนในกลุ่มเป้าหมายต่างๆ เพื่อประหยัดพลังงาน และสามารถนำไปใช้เป็นทางเลือกสำหรับการใช้พลังงานให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน และทำให้เกิดกระแสการรับรู้ เกิดทัศนคติที่ดีต่อก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์และพลังงานทดแทน รวมทั้งเกิดความมั่นใจในเรื่องคุณภาพ ความปลอดภัย ความเพียงพอของสถานีบริการเชื้อเพลิง NGV
7. เนื่องจากเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2548 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ประจำปีงบประมาณ 2549 - 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายบริหารกองทุนของทุกหน่วยงานจำนวน 376.1534 ล้านบาท และงบประมาณสำรองปีละ 80 ล้านบาท แต่ทั้งนี้ด้วยภารกิจเร่งด่วนที่ สนพ. และกรมธุรกิจพลังงานจะต้องดำเนินการโครงการต่างๆ เพื่อให้สอดรับกับภารกิจที่ได้รับมอบหมาย จึงจำเป็นต้องขอรับเงินสนับสนุนจากงบประมาณสำรองมาใช้เพื่อการดังกล่าว
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อดำเนินกิจกรรมในโครงการรณรงค์และประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานในภาคขนส่งให้กับ สนพ. ในวงเงิน 20,000,000 บาท (ยี่สิบล้านบาทถ้วน) (โดย รายละเอียดของโครงการตามเอกสารประกอบวาระที่ 4.1)
เรื่องที่ 4 การเพิ่มอัตราเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดีเซลหมุนเร็ว บี 5
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติให้กระทรวงพลังงานส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลให้สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การพัฒนาและส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลจากปาล์ม สำหรับราคาจำหน่ายปลีกให้ควบคุมราคาให้เหมาะสม ตามกลไกตลาดและให้แข่งขันได้กับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปกติ โดยอาจกำหนดมาตรการทางภาษีเพื่อชดเชยราคาจำหน่ายปลีกไบโอดีเซลได้ตามความจำเป็น
2. โครงการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 บริษัท ปตท. จำกัด(มหาชน) และ บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ได้ดำเนินการจัดจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 โดยที่ราคาขายปลีกต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ 50 สตางค์/ลิตร ซึ่งปัจจุบัน ปตท.และบางจาก มีสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 23 แห่ง และ 12 แห่ง ตามลำดับ
3. การผลิตและจำหน่ายไบโอดีเซล ปัจจุบันปริมาณ CPO (Crude Palm Oil) ที่ล้น Stock มีปริมาณ 1,200,000 ลิตร/วัน โดยมีโรงงานที่ผลิต B100 จำนวน 4 แห่ง ได้แก่ โรงงานสยามน้ำมันพืช ไทยไบโอดีเซลออยล์ ราชาไบโอดีเซล และไบโอเอนเนอยี่พลัส ซึ่งกำลังการผลิตรวมทั้ง 4 โรงงานเท่ากับ 274,000 ลิตร/วัน ดังนั้น CPO คงเหลือในตลาด 926,000 ลิตร/วัน ประกอบกับปริมาณการจำหน่าย B5 ของ ปตท. และ บางจาก เท่ากับ 100,000 ลิตร/วัน
4. เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีข้างต้นในด้านราคาจำหน่ายของน้ำมันไบโอดีเซล จึงต้องมีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือจ่ายชดเชยแตกต่างไปจากอัตราปกติ โดยต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ ดังนี้
4.1 การกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จะประกอบด้วย คุณลักษณะน้ำมัน ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่แตกต่างจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ
4.2 ให้มีการเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
4.3 ความคล่องตัวในการเปลี่ยนแปลงอัตรา เนื่องจากการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ในข้อ 2 มีความไม่แน่นอนจึงไม่อาจกำหนดเป็นอัตราคงที่ได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้ กบง. เห็นชอบในหลักการ และมอบหมายให้ประธานคณะกรรมการฯ เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทนคณะกรรมการฯ ในการกำหนดรายละเอียด ในหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติและการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแนวทางการดำเนินการต่างๆ ได้ตามความเหมาะสม และให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้ดำเนินการออกประกาศอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง ทั้งนี้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 2.50 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ประกอบด้วย คุณลักษณะน้ำมัน ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่แตกต่างจากราคาน้ำมันดีเซล หมุนเร็วปกติ และในส่วนการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงานให้เรียกเก็บเท่ากับอัตราที่เก็บจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ
ทั้งนี้ให้เรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
2. มอบหมายให้ประธานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทนคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์ วิธีการปฏิบัติและการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแนวทางการดำเนินการต่างๆ ได้ตามความเหมาะสม และให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นผู้ดำเนินการออกประกาศอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซล หมุนเร็ว บี 5 โดยที่จะไม่มีการนำเงินจากกองทุนน้ำมันฯ ไปชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหารือร่วมกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ในการกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์ วิธีการปฏิบัติ และราคาน้ำมันไบโอดีเซล (B 100) ให้เหมาะสมต่อไป
4. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานสนับสนุนการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 จากปริมาณปาล์ม (CPO : Crude Palm Oil) ที่มีมากเกินความต้องการของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เท่านั้น
สรุปสาระสำคัญ
1. จากปัจจุบันราคาน้ำมันทั้งในตลาดโลกและตลาดภายในประเทศได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งภาครัฐได้จัดหาพลังงานทางเลือกที่มีราคาถูกและสามารถผลิตได้ในประเทศมาใช้แทนน้ำมันคือ ก๊าซเอ็นจีวี (NGV) ซึ่งสามารถใช้ได้โดยตรงกับรถยนต์เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันเบนซินและดีเซล และในการจะปรับเปลี่ยนการใช้ เชื้อเพลิงจากน้ำมันเป็นก๊าซ NGV ในรถยนต์ สิ่งจำเป็นต้องดำเนินการ คือ การดัดแปลงเครื่องยนต์ หรือใช้รถยนต์ที่ออกแบบเฉพาะเพื่อใช้กับก๊าซ NGV รวมทั้ง ต้องมีสิ่งอำนวยความสะดวกต่างๆ อาทิ สถานีบริการเติมก๊าซ NGV การจัดหาอุปกรณ์และเตรียมผู้ชำนาญการในการติดตั้งอุปกรณ์ ตรวจสอบความปลอดภัย เป็นต้น เพื่อให้การส่งเสริมการใช้ NGV ประสบความสำเร็จ กรมธุรกิจพลังงานจึงได้จัดทำโครงการเสริมสร้างความรู้ความเข้าใจในการใช้ก๊าซ NGV ในรถยนต์ขึ้น โดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 2.0 ล้านบาท (สองล้านบาทถ้วน)
2. สำนักความปลอดภัยธุรกิจธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงานได้จัดทำโครงการดังกล่าวขึ้น โดยมีวัตถุประสงค์ คือ เพื่อเผยแพร่ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับการใช้ก๊าซ NGV อย่างปลอดภัย เพื่อส่งเสริมการใช้รถยนต์ NGV อย่างปลอดภัยและมีประสิทธิภาพ และเพื่อส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการก๊าซ NGV ให้แพร่หลาย และให้บริการอย่างปลอดภัย พร้อมทั้งส่งเสริมการเป็นผู้ตรวจสอบความปลอดภัยในการดัดแปลงเครื่องยนต์ NGV
3. สำหรับแนวทางการดำเนินโครงการเป็นการจัดสัมมนาและบรรยายในส่วนภูมิภาคของประเทศ จำนวนรวม 8 ครั้ง ครั้งละ 1 วัน พร้อมแจกสื่อและสิ่งเผยแพร่ประชาสัมพันธ์ต่างๆ รวมทั้งการสาธิตรถยนต์ที่ติดตั้งอุปกรณ์ NGV ณ สถานที่ของภาคเอกชนในส่วนภูมิภาคจังหวัดต่างๆ ทั่วประเทศ ได้แก่ เชียงใหม่ พิษณุโลก อุดรธานี นครราชสีมา ราชบุรี ชลบุรี นครศรีธรรมราช และสงขลา โดยมีผู้เข้าร่วมการสัมมนาครั้งละ 100 คน ประกอบด้วย 1) กลุ่มผู้ประกอบการกิจการภาคขนส่ง 2) กลุ่มผู้ให้บริการเกี่ยวกับการติดตั้ง ทดสอบ และ ตรวจสอบเครื่องยนต์ดัดแปลง 3) หน่วยงานภาครัฐ ในส่วนกลาง ส่วนภูมิภาค องค์การปกครองส่วนท้องถิ่น และเทศบาล และ 4) ข้าราชการ/พนักงาน/ลูกจ้างและประชาชนทั่วไป ซึ่งระยะเวลาการดำเนินการ 6 เดือน (เดือนกรกฎาคม - ธันวาคม 2549)
4. การประเมินผลโครงการฯ โดยวัดจากปริมาณรถยนต์ที่ใช้ก๊าซ NGV ที่จดทะเบียนเพิ่มขึ้น และ/หรือปริมาณการจำหน่ายก๊าซ NGV ในภาคขนส่งที่เพิ่มขึ้น ซึ่งผลที่คาดว่าจะได้รับ คือ ปริมาณรถยนต์ที่ใช้ก๊าซ NGV ที่เพิ่มมากขึ้น ซึ่งส่งผลให้ค่าใช้จ่ายของเชื้อเพลิงในภาคขนส่งลดลง ช่วยลดค่าครองชีพของประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการส่งเสริมความรู้ความเข้าใจการใช้ก๊าซ NGV ในรถยนต์ให้กับกรมธุรกิจพลังงานในวงเงิน 2,000,000 บาท (สองล้านบาทถ้วน) ระยะดำเนินการ 6 เดือน (เดือนกรกฎาคม - ธันวาคม 2549) (โดยมีรายละเอียดของโครงการตามเอกสารประกอบการประชุมวาระที่ 4.3)
เรื่องที่ 6 การขอรับเงินสนับสนุนเพื่อดำเนินโครงการปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงานซึ่งมีภารกิจหลักเกี่ยวกับการกำกับควบคุมกิจการพลังงานในด้านคุณภาพ ความปลอดภัย และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและความมั่นคง โดยการกำกับดูแลตามกฎหมายและพัฒนามาตรฐานการให้บริการของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีมาตรฐานสูงขึ้น และเพื่อการยกระดับมาตรฐานของสถานีบริการน้ำมันและปลูกจิตสำนึกของประชาชนเกี่ยวกับความปลอดภัยให้เกิดเป็นรูปธรรมขึ้น กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จึงจะจัดให้มีการรับรองมาตรฐาน "ปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ" ขึ้น เพื่อเป็นมาตรการในการสร้างแรงจูงใจให้สถานีบริการปรับปรุงมาตรฐานและระบบการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการให้บริการของตนเอง รวมทั้งการมีส่วนร่วมในการปลูกจิตสำนึกด้านความปลอดภัยให้กับประชาชน ซึ่งจะส่งผลโดยตรงต่อความเชื่อมั่นของผู้รับบริการ และภาพพจน์ที่ดีของธุรกิจค้าปลีกน้ำมัน
2. สำนักความปลอดภัยธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิง กรมธุรกิจพลังงาน ได้จัดทำโครงการปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ ขึ้น เพื่อการดังกล่าวโดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ ด้วย มีวัตถุประสงค์ของโครงการ คือ เพื่อสร้างแรงจูงใจให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงปรับปรุง พัฒนาและยกระดับคุณภาพการให้บริการของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงและการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อยกระดับมาตรฐานด้าน คุณภาพ ความปลอดภัย ความสะอาด สะดวก ของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงให้สูงกว่าเกณฑ์มาตรฐาน และยกระดับคุณภาพชีวิตของประชาชนให้ดีขึ้น ตลอดจนเพื่อส่งเสริมให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงตระหนักและมีส่วนร่วมในการสร้างสรรค์และรับผิดชอบต่อสังคม โดยที่กลุ่มเป้าหมายของโครงการ ได้แก่ สถานีบริการ น้ำมันเชื้อเพลิงประเภท ก และประเภท ข ทั่วประเทศ ซึ่งรับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่ง พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
3. ลักษณะโครงการจะเป็นการจัดการเชิญชวนให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ประสงค์จะขอรับ เครื่องหมายรับรองปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ จะต้องจัดทำคู่มือปฏิบัติการระบบการควบคุมคุณภาพ น้ำมันเชื้อเพลิงและความปลอดภัย และให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่รับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ส่งรายชื่อสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงให้ ธพ. ประเมินเพื่อรับรองมาตรฐานของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงในด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ปลอดภัย สะอาด สะดวก และ ธพ. จะประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนได้รับรู้ถึง โครงการนี้เพื่อให้การรับรองมาตรฐานเป็นที่รับทราบแก่ประชาชนอย่างทั่วถึง โดยตั้งเป้าหมายจะมีสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าร่วมโครงการฯ ประมาณ 1,000 แห่ง ในส่วนคู่มือปฏิบัติการระบบฯ ธพ. จะพิจารณา รายละเอียดของคู่มือให้ครอบคลุมทุกขั้นตอนที่กำหนดและขั้นตอนการดำเนินงานมีความน่าเชื่อถือ และสามารถปฏิบัติได้อย่างมีประสิทธิภาพ และเมื่อผู้ค้าน้ำมันได้รับอนุญาตให้ใช้เครื่องหมายรับรองแล้ว จะสามารถนำเครื่องหมายรับรองไปแสดง ณ สถานีบริการที่ ธพ. อนุญาตเท่านั้น
4. การดำเนินการของโครงการจะเป็นการกำหนดรูปแบบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการรับรองมาตรฐาน "ปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้กบริการ" และการจัดแถลงข่าวโครงการ พร้อมด้วยการประชาสัมพันธ์เชิญชวนสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทั่วประเทศเข้าร่วมโครงการรับรองมาตรฐาน และประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนได้รับทราบถึงโครงการนี้ นอกจากนี้ มีการจัดตั้งคณะกรรมการตรวจประเมินและคัดเลือกลงตรวจสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่เข้าร่วมโครงการเพื่อตรวจประเมินรับรองระดับมาตรฐาน และการจัดพิธีมอบการรับรอง มาตรฐานให้แก่สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผ่านการตรวจประเมิน โดยจะแบ่งการดำเนินการออกเป็น 3 ส่วน คือ ส่วนที่ 1 โดยจะจัดตั้งคณะกรรมการอำนวยการ และคณะทำงานดำเนินโครงการ เพื่อพิจารณากำหนดแนวทางการดำเนินการ ร่างหลักเกณฑ์และกระบวนการรับรองมาตรฐานตามโครงการ พร้อมทั้งติดตามและประเมินผลการดำเนินการ จัดตั้งคณะทำงานตรวจประเมินและคัดเลือกในส่วนภูมิภาคและส่วนกลางเพื่อรับสมัคร คัดเลือก ตรวจประเมิน และรับรองมาตรฐานให้กับสถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ รวมทั้งการมอบสัญลักษณ์ระดับมาตรฐาน "ปั๊มปลอดภัย น่าใช้บริการ" ที่ผ่านเกณฑ์การรับรองตามโครงการ แล้วติดตามประเมินผลหลังการ ออกรับรองระดับมาตรฐาน
5. สำหรับส่วนที่ 2 เป็นการการดำเนินงานส่วนประชาสัมพันธ์โดยการจ้างที่ปรึกษา เพื่อดำเนินการประชาสัมพันธ์โครงการทางวิทยุหรือด้านอื่นๆ เพื่อเชิญชวนให้ผู้ประกอบการเข้าร่วมโครงการและเป็นการเผยแพร่ให้ประชาชนได้รับทราบถึงการรับรองมาตรฐานของสถานีบริการน้ำมัน จัดงานแถลงข่าวเปิดโครงการ และส่วนที่ 3 คือ การดำเนินงานส่วนของบริษัทผู้ค้าน้ำมัน/ผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน และประชาสัมพันธ์ไปยังสถานีบริการน้ำมันเครื่องหมายการค้าของตนเอง
6. โครงการได้กำหนดระยะเวลา ดำเนินการ 12 เดือน (กรกฎาคม 2549 - มิถุนายน 2550) โดยใช้วงเงินงบประมาณ 3 ล้านบาทถ้วน โดยแบ่งเป็นงบประมาณส่วนงานตรวจประเมินและคัดเลือก 600,000 บาท และ งบประมาณส่วนงานประชาสัมพันธ์โดยจ้างที่ปรึกษา 2,400,000 บาท
7. ส่วนผลที่คาดว่าจะได้รับ โดยประชาชนผู้ใช้บริการจะได้รับความปลอดภัย สะอาดและสะดวก จากการให้บริการของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้มาตรฐานและมีคุณภาพ และสถานีบริการน้ำมันได้ปรับปรุง พัฒนาและยกระดับคุณภาพการให้บริการของสถานีบริการของตนเองให้ดีขึ้น และมีมาตรฐานที่ดี พร้อมทั้งสร้าง Brand Awareness ให้ประชาชนได้รับทราบถึงการรับรองมาตรฐานสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการ "ปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ" ให้กับกรมธุรกิจพลังงานในวงเงิน 3,000,000 ล้าน (สามล้านบาทถ้วน) ระยะเวลา ดำเนินการ 12 เดือน (เดือนกรกฎาคม 2549 - มิถุนายน 2550) (โดยมีรายละเอียดของโครงการตามเอกสารประกอบวาระที่ 4.4)
เรื่องที่ 7 โครงการผลิตวิทยากรการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ (Training the Trainer)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามเป้าหมายการเพิ่มปริมาณรถยนต์ที่ใช้ก๊าซ NGV จำนวน 300,000 คัน ในปี 2551 และเพิ่มขึ้นเป็น 500,000 คัน ในปี 2553 ของแผนยุทธศาสตร์พลังงานประเทศ เพื่อรองรับการดำเนินการตามเป้าหมายดังกล่าว จึงมีความจำเป็นต้องจัดเตรียมผู้ชำนาญการติดตั้งและปรับแต่งเครื่องยนต์ และผู้ตรวจและทดสอบความปลอดภัยของการติดตั้งที่เป็นไปตามกฎหมายให้เพียงพอกับปริมาณงานและความต้องการที่เพิ่มขึ้น กรมธุรกิจพลังงาน ซึ่งได้รับมอบหมายให้จัดการฝึกอบรมผู้ชำนาญการติดตั้ง โดยปัจจุบันได้ขอความอนุเคราะห์เจ้าหน้าที่จาก ปตท. และอาจารย์จากมหาวิทยาลัยเป็นวิทยากร จึงเห็นควรจัดทำ โครงการผลิตวิทยากรการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ ขึ้น เพื่อกระจายการผลิตวิทยากรดังกล่าวให้ทั่วประเทศ โดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ
2. วัตถุประสงค์ของโครงการเพื่อสร้างวิทยากรที่จะไปอบรมช่างติดตั้งอุปกรณ์รถยนต์ NGV และเพื่อเพิ่มจำนวนผู้ตรวจและทดสอบการติดตั้งอุปกรณ์รถยนต์ NGV ตามกฎหมาย โดยการฝึกอบรมภาคทฤษฎีและภาคปฏิบัติ ในการติดตั้งอุปกรณ์รถยนต์ NGV และการตรวจและทดสอบรถยนต์ที่ติดตั้งอุปกรณ์แล้ว ทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาค จำนวน 10 ครั้ง ครั้งละ 5 วัน แบ่งเป็นภาคทฤษฎี 1 วัน และภาคปฏิบัติ 4 วัน ซึ่งจะจัด ฝึกอบรม 10 รุ่นๆ ละ 15 คน รวม 150 คน โดยมีกลุ่มเป้าหมาย คือ อาจารย์ในวิทยาลัยอาชีวศึกษาและมหาวิทยาลัย และวิทยากรของสถาบันพัฒนาฝีมือแรงงาน โดยใช้สถานที่ขอรัฐหรือเอกชนในส่วนกลางและส่วนภูมิภาคเป็นที่จัดฝึกอบรม สำหรับในส่วนภูมิภาคจะดำเนินการในจังหวัดที่มีศักยภาพในการใช้ NGV เช่น เชียงใหม่ พิษณุโลก อุดรธานี นครราชสีมา ราชบุรี ชลบุรี ประจวบคีรีขันธ์ นครศรีธรรมราช สงขลา เป็นต้น
3. โครงการจะดำเนินการเป็นเวลา 1 ปี ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2549 - มิถุนายน 2550 โดยใช้งบประมาณ 8.39 ล้านบาท ซึ่งผลที่คาดว่าจะได้รับคือการติดตั้งอุปกรณ์รถยนต์ NGV เป็นไปตามเป้าหมาย และประชาชนได้รับการคุ้มครองความปลอดภัย และมีทางเลือกใช้เชื้อเพลิงราคาประหยัด
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กับกรมธุรกิจพลังงานเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการผลิตวิทยากรการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในวงเงินงบประมาณ 8,390,000 บาท (แปดล้านสามแสน เก้าหมื่นบาทถ้วน) โดยมีระยะเวลาดำเนินการ 1 ปี (เดือนกรกฎาคม 2549 - มิถุนายน 2550)
เรื่องที่ 8 โครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายและมาตรการเร่งด่วนให้รถยนต์ติดตั้งอุปกรณ์ NGV เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอื่นทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิง และช่วยรักษาดุลการค้าของประเทศ ตามนโยบายประหยัดพลังงานและลดการใช้น้ำมันของรัฐบาล จึงจำเป็นต้องมีสถานประกอบการติดตั้ง ให้มีมาตรฐานเป็นที่ยอมรับของผู้เข้ารับการติดตั้ง และได้รับความคุ้มครองตามความเหมาะสม รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้ผู้ประกอบการดำเนินธุรกิจ โดยใช้หลักวิชาการที่ถูกต้อง มีความปลอดภัย ได้มาตรฐานในระดับสากล และเป็นที่ยอมรับของผู้เข้ารับการ ติดตั้ง กรมธุรกิจพลังงานจึงได้จัดทำโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV โดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ
2. การจัดทำโครงการฯ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อปรับปรุงการดำเนินงานสถานประกอบการฯ ให้มีมาตรฐานเป็นที่ยอมรับของประชาชน และช่วยสร้างภาพพจน์และความรับผิดชอบธุรกิจการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ตลอดจนลดความเสี่ยงของผู้มารับการติดตั้งและผู้เกี่ยวข้องให้น้อยลง
3. วิธีการดำเนินงาน โดยประชาสัมพันธ์ได้สถานประกอบการฯ มีความประสงค์จะขอใบรับรองมาตรฐานสถานประกอบการฯ ยื่นคำขอรับใบรับรองจากคณะอนุกรรมการ โดยคณะอนุกรรมการดังกล่าวเป็นคณะกรรกมารเฉพาะกิจ ประกอบด้วย ผู้แทนจากส่วนราชการและภาคเอกชนที่เกี่ยวข้อง และหลังจากนั้น คณะอนุกรรมการจะแต่งตั้งคณะทำงานขึ้นเพื่อทำการตรวจสอบสถานประกอบการฯ ผ่านหลักเกณฑ์ที่กำหนด จะได้รับใบรับรองมาตรฐานฯ พร้อมป้ายแสดงมาตรฐานฯ จากคณะกรรมการ และกลุ่มเป้าหมายจะเป็นสถานประกอบการติดตั้งรถยนต์ NGV ซึ่งปัจจุบันมีประมาณ 163 แห่ง โดยมีระยะเวลาดำเนินการ 1 ปี เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2549 - กรกฎาคม 2550 และใช้วงเงินงบประมาณค่าใช้จ่ายจำนวน 2 ล้านบาท ซึ่งจะมีคณะอนุกรรมการที่แต่งตั้งโดยคณะกรรมการพัฒนาเทคโนโลยีก๊าซธรรมชาติเป็นผู้รับผิดชอบโครงการ
4. ผลที่คาดว่าจะได้รับ คือ จะมีสถานประกอบการฯ ที่ติดตั้งอุปกรณ์ NGV ที่มีมาตรฐานความปลอดภัย และเป็นไปตามหลักวิชาการที่ถูกต้อง เป็นที่ยอมรับของประชาชน
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กับกรมธุรกิจพลังงานเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในวงเงิน 2,000,000 บาท (สองล้านบาทถ้วน) โดยมีระยะเวลาดำเนินการเป็นเวลา 1 ปี (ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2549 - กรกฎาคม 2550)
ครั้งที่ 13 - วันจันทร์ ที่ 8 พฤษภาคม พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2549 (ครั้งที่ 13)
วันจันทร์ที่ 8 พฤษภาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ม.ค. - 30 เม.ย. 49)
2. โครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ม.ค. - 30 เม.ย. 49)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
1.1 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนมกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 58.44 และ 63.49 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันในประเทศไนจีเรีย ถูกลอบวางระเบิด ทำให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบโดยรวมของไนจีเรียลดลง 220,000 บาร์เรล/วัน ประกอบกับสถานการณ์ความตรึงเครียดในประเทศตะวันออกกลาง ส่งผลให้ตลาดกังวลเกี่ยวกับอุปทานน้ำมันของโลก และต่อมาในเดือนกุมภาพันธ์ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยได้ปรับตัวลดลงอยู่ที่ระดับ 57.66 และ 60.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสภาพอากาศในแถบตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาอบอุ่นกว่าปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันในสหรัฐอเมริกาทุกประเภทเพิ่มขึ้น โดยปริมาณสำรองน้ำมันดิบปรับเพิ่มขึ้นอยู่ที่ระดับ 352.6 ล้านบาร์เรล
1.2 เดือนมีนาคมและเดือนเมษายนราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ระดับ 64.27 และ 70.72 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาดยังคงกังวลเกี่ยวกับปัญหานิวเคลียร์ของอิหร่านที่ยังไม่มีทีท่าจะคลี่คลาย โดยอิหร่านได้ออกมาปฏิเสธข้อเรียกร้องจากคณะรัฐมนตรีความมั่นแห่งสหประชาชาติทั้ง 15 ชาติ ทำให้ตลาดเกิดความกังวล ประกอบกับแหล่งผลิตน้ำมันดิบในแถบทะเลเหนือจะลดกำลังการผลิตในเดือนพฤษภาคม 2549 ลงประมาณ 57,000 บาร์เรล/วัน ดังนั้นในช่วง 4 เดือนที่ผ่านมาราคา น้ำมันดิบดูไบและเบรท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 54.54 และ 64.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 9.99 และ 9.89 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์
2.1 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนมกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 66.79, 65.42 และ69.73 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยเฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน เนื่องจากโรงกลั่น Balikapan จะปิดซ่อมบำรุง และ Petec ของเวียดนามออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินปริมาณ 169,000 บาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากความต้องการซื้อน้ำมันก๊าดมีปริมาณมากอย่างต่อเนื่องจากญี่ปุ่น และสายการบิน ประกอบกับบริษัทของเกาหลีใต้และไต้หวันไม่มีน้ำมันก๊าดส่งออกในเดือนกุมภาพันธ์ ทำให้โรงกลั่นในเอเชียเหนือลดการผลิตน้ำมันดีเซลลงและหันมาเร่งผลิตน้ำมันก๊าดในอัตราสูง
2.2 ในเดือนกุมภาพันธ์และเดือนมีนาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดิบในตลาดซื้อขายล่วงหน้า NYMEX และอุปทานในเอเชียที่ลดลง ขณะที่น้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดีเซลในตลาดซื้อขายล่วงหน้า ICE และปริมาณสำรองน้ำมันดีเซลใน Amsterdam-Rotterdam-Antwerp ที่ประกาศในวันที่ 2 มีนาคม 2549 ปรับลดลง มาอยู่ที่ระดับ 1.8 ล้านตัน และในเดือนเมษายนราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น อยู่ที่ระดับ 81.93, 80.90 และ 83.46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยที่ราคาน้ำมันเบนซินปรับตัวเพิ่มขึ้นจากโรงกลั่นในญี่ปุ่นหลายแห่งต้องปิดซ่อมบำรุงฉุกเฉิน ประกอบกับ Arbitrage จากเอเชียเหนือไปสหรัฐอเมริกาเปิด ส่วนราคาน้ำมันดีเซลปรับตัวเพิ่มขึ้นจากโรงกลั่นในภูมิภาคเอเชียหลายแห่งอยู่ในช่วงปิดซ่อมบำรุงประจำปี โดยสรุปช่วง 4 เดือนที่ผ่านมาราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 70.82 , 69.89 และ 72.77 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 8.16 , 8.21 และ 8.12 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกของไทย
3.1 เดือนมกราคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 มกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนกุมภาพันธ์ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร 1 ครั้ง ขณะ เดียวกันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับลดลง 0.40 บาท/ลิตร 1 ครั้ง และปรับเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร 1 ครั้ง โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2549 อยู่ที่ระดับ 26.44 25.64 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
3.2 อย่างไรก็ตามช่วงเดือนมีนาคมและเมษายน ผู้ค้าน้ำมันและ ปตท. ได้ปรับราคาน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ขณะที่การปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วผู้ค้าน้ำมันได้ปรับเพิ่มขึ้นและลดลงในบางช่วงเวลา ซึ่งส่งผลให้ ณ วันที่ 30 เมษายน 2549 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ยกเว้น ปตท. อยู่ที่ระดับ 28.74 , 27.94 และ 26.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วน ปตท. ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 28.34 , 27.54 และ 25.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ สรุปช่วง 4 เดือนที่ผ่านมา ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2.70 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 2.60 บาท/ลิตร
3.3 นอกจากนี้ ในช่วงเดือนเมษายนราคาขายหน้าโรงกลั่นของน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลมีราคาสูงกว่าราคาขายปลีก ทำให้สถานีบริการบางแห่งไม่ซื้อน้ำมันมาขาย โดยเฉพาะสถานีบริการที่ไม่มียี่ห้อ จึงส่งผลให้สถานีบริการที่มียี่ห้อมีปริมาณขายน้ำมันมากขึ้น และเกิดการขาดแคลนในบางช่วง และปัจจุบันราคาขาย หน้าโรงกลั่นและขายปลีกของน้ำมันเบนซินมีราคาเท่ากัน โดยที่ราคาขายส่งของน้ำมันดีเซลจะสูงกว่าราคาขายปลีก
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
การจัดเก็บอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันชนิดต่างๆ ณ วันที่ 28 เมษายน 2549 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินออกเทน 95 น้ำมันเบนซินออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล์ น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา ในอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ คือ 2.50 , 2.30 , 0.54 , 0.10 , 0.95 และ 0.06 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยมีรายรับเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ย 2,858 ล้านบาท/เดือน และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 8 พฤษภาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 8,601 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 68,089 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้ 29,605 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 1,422 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,367 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 295 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 59,488 ล้านบาท และคาดว่าจะมีเงินส่งเข้ากองทุนฯ ในเดือนพฤษภาคมเพียง 2,645 ล้านบาท ซึ่งส่งผลให้กองทุนฯ ต้องขยายระยะเวลาการชำระหนี้เงินกู้ และลดค่าใช้จ่ายอื่นลง ได้แก่ ขยายเวลาการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ให้กับผู้ผลิตออกไปแต่จะไม่ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 โครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง
สรุปสาระสำคัญ
กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ได้เสนอโครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้แก่ชาวประมง ชายฝั่ง เพื่อแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันให้ชาวประมง ให้คณะรัฐมนตรีพิจารณา เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 ดังนี้
1. รัฐบาลได้มีนโยบายช่วยเหลือชาวประมงโดยได้ดำเนินการ 2 ลักษณะ คือ (1) โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง (โครงการน้ำมันเขียว) ซึ่งน้ำมันโครงการจะมีคุณภาพต่ำกว่าน้ำมันบนบกเป็นน้ำมันที่ผลิตในประเทศ และได้รับการยกเว้นภาษีและกองทุนต่างๆ จึงทำให้มีราคาถูกกว่าน้ำมันบนบก ประมาณ 5 - 6 บาทต่อลิตร โดยกำหนดให้จำหน่ายในเขตต่อเนื่อง (12 - 24 ไมล์ทะเล) มีการเติมสีเขียวและสาร Marker เพื่อป้องกันการลักลอบ ปัจจุบันมีปริมาณการใช้น้ำมันประมาณ 50-100 ล้านลิตรต่อเดือน และ (2) โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเรือประมง (โครงการน้ำมันม่วง) โดยจัดหาน้ำมันดีเซลราคาถูกให้ ชาวประมงชายฝั่ง ซึ่งเป็นการช่วยเหลือราคาน้ำมันดีเซลจาก ปตท. ที่ลดราคาให้ 1 บาทต่อลิตร และเงินช่วยเหลือจากคณะกรรมการนโยบายช่วยเหลือเกษตรกร (คชก.) ชดเชยให้ 1 บาทต่อลิตร ทำให้ลดราคาน้ำมันได้รวมเป็น 2 บาทต่อลิตร มีกำหนดระยะช่วยเหลือตั้งแต่วันที่ 8 เมษายน 2548 - 7 มีนาคม 2549 ปริมาณน้ำมันในโครงการอยู่ประมาณ 20 ล้านลิตรต่อเดือน จำนวนเรือในโครงการ 13,494 ลำ และสถานีบริการน้ำมัน 150 สถานี ชาวประมงชายฝั่งใน 14 จังหวัดของประเทศ และปัจจุบันการดำเนินการโครงการจำหน่ายน้ำมันม่วงสิ้นสุดลง ส่งผลให้ราคาน้ำมันม่วงเพิ่มขึ้นทันที 1 บาทต่อลิตร ขณะที่ ปตท. จะสามารถช่วยเหลือลดราคาน้ำมันม่วง 1 บาทต่อลิตร ได้อีกในวงเงินประมาณ 30 ล้านบาท ซึ่งเป็นเวลาประมาณ 1.5 เดือน หลังจากนั้นชาวประมงชายฝั่งจะต้องใช้น้ำมันดีเซลราคาปกติ สมาคมการประมงแห่งประเทศไทยได้มีหนังสือร้องเรียนขอให้รัฐบาลได้ดำเนินการช่วยเหลือ ชาวประมงชายฝั่งในโครงการน้ำมันม่วงต่อไป
2. แนวทางแก้ไขที่นำเสนอคณะรัฐมนตรี ดังนี้
2.1 ให้โครงการน้ำมันม่วงใช้น้ำมันคุณภาพต่ำกว่าน้ำมันบนบกเช่นเดียวกับน้ำมันเขียว เพื่อลดต้นทุนและเปลี่ยนแปลงสถานที่จำหน่ายจากสถานีบริการแพปลาซึ่งอยู่ในเครือข่ายขององค์การสะพานปลา ประมาณ 150 แห่ง เป็นการจำหน่ายด้วยเรือสถานีบริการในทะเล ประมาณ 10 ลำ มีจุดจำหน่ายอยู่ในทะเลอาณาเขตห่างฝั่งไม่น้อยกว่า 5 ไมล์ทะเล ยกเว้นรอบเกาะไม่น้อยกว่า 1 ไมล์ทะเล ซึ่งส่งผลให้โครงการช่วยเหลือชาวประมงชายฝั่งหรือน้ำมันม่วงกลางทะเลที่เกิดใหม่มีความยั่งยืน เนื่องจากต้นทุนของราคาน้ำมันถูกลงเพราะน้ำมันมีคุณภาพต่ำลง โดยระยะแรกกองทุนน้ำมันฯ จะลดอัตราเงินส่งเข้าให้ส่วนหนึ่ง ราคาน้ำมันม่วงใหม่จะต่ำกว่าราคาน้ำมันบนบกไม่น้อยกว่า 2 บาทต่อลิตร และระยะต่อไป กระทรวงพลังงานจะส่งเสริมให้มีการแข่งขันการจำหน่ายน้ำมันประมงเพิ่มขึ้น ทำให้ราคาน้ำมันม่วงลดลง
2.2 เห็นควรเปิดโอกาสให้ผู้จำหน่ายน้ำมันในโครงการน้ำมันเขียวสามารถจัดหาน้ำมันจากต่างประเทศได้ โดยอยู่ภายใต้การควบคุมดูแลของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งส่งผลให้ลดความเสี่ยงภัยน้ำมันเถื่อน และตอบสนองความต้องการน้ำมันเชื้อเพลิงของโครงการน้ำมันม่วงที่จะใช้น้ำมันประมงเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ ชาวประมงในฝั่งอันดามันใช้น้ำมันเขียวที่มีราคาสูงกว่าฝั่งอ่าวไทยประมาณ 70 - 80 สตางค์ หากมีการเปิดโอกาสให้นำเข้าจากประเทศสิงคโปร์จะสามารถทำให้ราคาน้ำมันถูกลงกว่าในปัจจุบัน ซึ่งจะช่วยแก้ปัญหาความเสียเปรียบราคาน้ำมันของฝั่งอันดามันทันที
3. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของกระทรวงเกษตรฯ เรื่อง โครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้แก่ชาวประมงชายฝั่ง เพื่อแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันให้ชาวประมง ดังนี้
3.1 ขอให้รัฐบาลจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งมีคุณภาพเหมาะสำหรับเรือประมงเพื่อจำหน่ายให้แก่ชาวประมงชายฝั่งทดแทนน้ำมันที่ได้รับจากโครงการช่วยเหลือราคาน้ำมันให้ชาวประมง (น้ำมันม่วง) โดยให้คงราคาน้ำมันที่เคยจำหน่ายเดิมตามโครงการฯ (ราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลบนบกไม่น้อยกว่า 2 บาทต่อลิตร ) โดยการจำหน่ายในพื้นที่ทะเลอาณาเขตห่างฝั่งไม่น้อยกว่า 5 ไมล์ทะเล ยกเว้นรอบเกาะไม่น้อยกว่า 1 ไมล์ทะเล น้ำมันดังกล่าวเสียภาษีต่างๆ และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เช่นเดียวกับราคาน้ำมันบนบก แต่การจ่ายเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อาจต่ำกว่าราคาน้ำมันปกติ
3.2 ขอให้มอบหมายกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และ สำนักงานตำรวจแห่งชาติรับไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
3.3 ขอให้มีการทบทวนมติคณะรัฐมนตรีให้สามารถจัดหาน้ำมันสำหรับเรือประมงในโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่องที่กำหนดให้จัดหาน้ำมันจากโรงกลั่นในประเทศเท่านั้น เป็นการจัดหาน้ำมันจากโรงกลั่นในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้
3.4 ขอให้มอบหมายกระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และสำนักงานตำรวจแห่งชาติ รับไปดำเนินการกำหนดแนวทางตรวจสอบการนำเข้าน้ำมันดีเซลจากต่างประเทศสำหรับโครงการทั้งสองให้เกิดความรัดกุม
4. ประเด็นพิจารณาของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี วันที่ 14 มีนาคม 2549 ตามข้อ 4.1 โดยเฉพาะประเด็นการกำหนดราคาน้ำมันตามโครงการจำหน่ายน้ำมันในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง ให้มีราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลบนบก 2 บาท/ลิตร จึงจำเป็นต้องอาศัยกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อรักษาระดับราคาน้ำมันตามโครงการฯ ให้มีความแตกต่าง โดยมีข้อเสนอเพื่อพิจารณาดังนี้
4.1 ให้เรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีคุณสมบัติของ ซัลเฟอร์ไม่เกินร้อยละ 0.7 (ไม่เกิน 0.7%S)
4.2 ให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานในฐานะเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง ทั้งนี้อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 2.50 บาท/ลิตร
ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เวียนขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2549 แล้วและคณะกรรมการฯ ได้มีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมว่า "เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจำเป็นต้องมีแนวทางและมาตรการร่วมกันในการดำเนินการควบคุมตรวจสอบการนำเข้า การจำหน่าย และการใช้น้ำมันให้เกิดความชัดเจนก่อนให้มีการนำเข้าน้ำมัน รวมทั้ง ศึกษาและติดตามประเมินผลกระทบที่เกิดขึ้นอย่างใกล้ชิด เพื่อดูแลไม่ให้เกิดผลกระทบต่อโครงสร้างการผลิตน้ำมันภายในประเทศในระยะยาว"
5. มติคณะกรรมการ
5.1 ให้เรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีคุณสมบัติส่วนประกอบปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.7 (ไม่เกิน 0.7%S)
5.2 ให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาปรับขึ้นหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) ทั้งนี้ ในกรณีการเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนดังกล่าวไม่เกิน 0.50 บาท/ลิตร/ครั้ง โดยที่อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ไม่เกิน 0.7%S) รวมแล้วจะต้องไม่เกิน 2.50 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2548 และวันที่ 12 กรกฎาคม 2548 อนุมัติให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ดำเนินการโครงการช่วยเหลือราคาน้ำมันให้ชาวประมงโดยใช้เงินช่วยเหลือจาก คชก. ลดราคาน้ำมัน 1 บาท/ลิตร และ ปตท. ช่วยเหลือลดราคาน้ำมันให้ชาวประมงอีก 1 บาท/ลิตร รวม 2 บาท/ลิตร ทั้งนี้ ปตท. ได้กำหนดวงเงินช่วยเหลือไว้ไม่เกิน 240 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2549 คณะรัฐมนตรีได้มีมติยกเลิกเงินช่วยเหลือจาก คชก.ตั้งแต่วันที่ 7 มีนาคม 2549 เป็นต้นไป ส่งผลให้ราคาน้ำมันม่วงเพิ่มขึ้นทันที 1 บาท/ลิตร ทำให้ชาวประมงได้รับความเดือดร้อนและร้องขอให้ได้รับการช่วยเหลือในรูปของราคาน้ำมันต่ำกว่าน้ำมันดีเซลปกติ 2 บาท/ลิตร
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 เห็นชอบในหลักการตามข้อเสนอของกระทรวงเกษตรและสหกรณ์โดยรัฐบาลจัดหาน้ำมันซึ่งมีคุณภาพที่เหมาะสมสำหรับเรือประมง เพื่อจำหน่ายให้แก่ชาวประมงชายฝั่งทดแทนน้ำมันที่ได้รับจากโครงการช่วยเหลือราคาน้ำมันให้ชาวประมง (น้ำมันม่วง) ตามรายละเอียดในวาระที่ 3.2
3. ต่อมาสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือกับกรมประมง และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พร้อมทั้ง ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 และโรงกลั่นน้ำมัน ขอให้ ปตท. ช่วยเหลือชาวประมงชายฝั่งด้วยการจำหน่าย น้ำมันม่วงต่ำกว่าราคาปกติลิตรละ 1 บาท ตามข้อ 1. ต่อไปอีกระยะหนึ่ง จนกว่าโครงการจำหน่ายน้ำมันม่วงในทะเลตามข้อ 2. จะสามารถดำเนินการได้ หรือจนกว่าวงเงินช่วยเหลือชาวประมงที่ ปตท. กำหนดไว้จำนวน 240 ล้านบาท จะหมดลง และน้ำมันที่นำมาจำหน่ายในเขต 5 ไมล์ทะเลให้เป็นสีม่วงเพื่อให้แตกต่างจากสีของน้ำมันที่จำหน่ายในเขตต่อเนื่อง (น้ำมันเขียว) พร้อมทั้งขอให้กรมการขนส่งทางน้ำและพาณิชยนาวีอนุโลมการนำเรือประมงดัดแปลงเป็นเรือสถานีบริการน้ำมันในเขต 5 ไมล์ทะเล โดยมีระยะเวลาประมาณ 1 ปี จนเมื่อจะมีการต่อเรือสถานีบริการน้ำมันที่ได้มาตรฐาน เนื่องจากเรือสถานีบริการที่มีอยู่เป็นเรือขนาดใหญ่จึงไม่คุ้มทุนในการนำมาจอดจำหน่าย ในเขตดังกล่าว
4. สนพ. ได้รับความร่วมมือจากบริษัท น้ำมันทีพีไอ จำกัด เป็นผู้ผลิต/จำหน่ายน้ำมันม่วงให้แก่ชาวประมง ตามมติคณะรัฐมนตรี แต่เนื่องจากปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ได้อยู่ในระดับปกติ บริษัทจึงขอให้กระทรวงพลังงาน พิจารณาชดเชยผลขาดทุนให้แก่บริษัทฯ
5. กระทรวงเกษตรฯ ได้มอบหมายให้องค์การสะพานปลา (อสป.) เป็นผู้ดำเนินโครงการตามมติคณะรัฐมนตรี โดยให้ดำเนินการจัดเตรียมการจำหน่ายน้ำมันในโครงการน้ำมันม่วงให้พร้อมที่จะจำหน่ายได้ตั้งแต่ วันที่ 8 พฤษภาคม 2549 เป็นต้นไป
6. ผลกระทบที่มีต่อกองทุนน้ำมันฯ จากความต้องการใช้น้ำมันม่วงสูงสุดไม่เกินเดือนละ 10 ล้านลิตร ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระจ่ายเงินชดเชยไม่เกิน 14.036 ล้านบาท ซึ่งปกติอัตราเงินชดเชยน้ำมันม่วงควรจะอยู่ที่ระดับประมาณลิตรละ 0.50 บาท แต่เนื่องจากราคาจำหน่ายปลีก ณ สถานีบริการในปัจจุบันไม่อยู่ในระดับปกติ คือ สูงไม่ถึง 1 บาท/ลิตร หรือบางครั้งต่ำกว่าราคา ณ โรงกลั่นทำให้ต้องชดเชยค่าการตลาดให้ อสป. อีกส่วนหนึ่ง
โครงสร้างราคาน้ำมัน
วันที่ 4 พฤษภาคม 2549
หน่วย : บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซล หมุนเร็ว (1) |
น้ำมันม่วง (2) |
ส่วนต่าง (1)-(2) |
|
ราคาน้ำมัน(อิงตลาดโลก) | 21.2361 | 20.1994 | 1.0367 |
ภาษีสรรพสามิต | 2.3050 | 2.4050 | -0.1000 |
ภาษีเทศบาล | 0.2305 | 0.2405 | -0.0100 |
กองทุนน้ำมันฯ | 0.9500 | -1.4036 | 2.3536 |
กองทุนอนุรักษ์พลังงาน |
0.0400 | 0.0400 | 0.0000 |
ภาษีมูลค่าเพิ่ม(ขายส่ง) | 1.7333 | 1.5037 | 0.2296 |
รวมขายส่ง | 26.4949 | 22.9850 | 3.5099 |
ค่าการตลาด (อสป.) | 0.0889 | 1.5000 | -1.4111 |
ภาษีมูลค่าเพิ่ม(ขายปลีก) | 0.0062 | 0.1050 | -0.0988 |
รวมขายปลีก | 26.59 | 24.59 | 2.00 |
7. จากการดำเนินการข้างต้น พบว่าต้องมีการกำหนดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ หรือจ่ายเงินชดเชยที่แตกต่างไปจากอัตราปกติ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันม่วง และมอบหมายให้ประธานฯ เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทน คณะกรรมการฯ ในการกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติและการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแนวทางการดำเนินการต่างๆ ได้ตามความเหมะสม พร้อมทั้งมอบให้ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นผู้ดำเนินการออกประกาศอัตราส่งเงินเข้ากองทุนหรือจ่ายเงินชดเชย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันที่จำหน่ายในเขตทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง (น้ำมันม่วง) ที่แตกต่างไปจากอัตราปกติ
2. มอบหมายให้ประธานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทนคณะกรรมการฯ ในการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติและการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแนวทางการดำเนินการต่างๆ ได้ตามความเหมะสม และให้ผู้อำนวยการ.สนพ. เป็นผู้ดำเนินการออกประกาศอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ หรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันม่วง
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
ครั้งที่ 12 - วันศุกร์ ที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2549 (ครั้งที่ 12)
วันศุกร์ที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2549 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. - 31 ธ.ค. 48)
2. ทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค
3. ทบทวนมติการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวิเศษ จูภิบาล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. - 31 ธ.ค. 48)
สรุปสาระสำคัญ
1. ตลาดน้ำมันโลก
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในช่วงเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม 2548 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 52.32 และ 56.32 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 1.32 และ 2.46 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุณหภูมิในแถบตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาสูงกว่าระดับปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาและยุโรปมีการสะสมเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ เดือนธันวาคมท่อขนส่งน้ำมันของบริษัท เชลล์ ในไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด ส่งผลให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบประมาณ 170,000 บาร์เรล/วัน ต้องหยุดชะงัก และโอเปคมีแนวโน้มที่จะลดปริมาณการผลิตลงก่อนเข้าสู่ไตรมาส 2 ปี 2549
2. ตลาดน้ำมันสิงคโปร์
ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วในช่วงเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 60.94, 59.71 และ 62.84 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 8.16, 8.23 และ 9.78 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเวียดนามลดการนำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนธันวาคม 2548 ลงร้อยละ 50 หลังจากรัฐบาลเวียดนามประกาศเก็บภาษีนำเข้าน้ำมัน ร้อยละ 50 ตั้งแต่วันที่ 9 พฤศจิกายน 2548 พร้อมทั้ง ประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีออกประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบปลายเดือนพฤศจิกายน 2548 ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วในเดือนพฤศจิกายนปรับตัวลดลง อย่างไรก็ตาม ในเดือนธันวาคมราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากการนำเข้าน้ำมันเบนซิน 95 จากเอเชียไปขายในสหรัฐอเมริกา และอากาศ ที่หนาวเย็นลดลงในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และเอเชียเหนือ ทำให้ความต้องการน้ำมันเพื่อความอบอุ่นเพิ่มสูงขึ้น
3. ตลาดน้ำมันไทย
เดือนพฤศจิกายน 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนธันวาคม ได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้ง รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.04, 25.24 และ 23.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
การจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 มีรายรับเงินส่งเข้ากองทุนจำนวน 4,779 ล้านบาท และรายจ่ายในการชดเชย LPG ดอกเบี้ย และอื่นๆ เป็นเงิน 766 ล้านบาท รายได้สุทธิเท่ากับ 4,013 ล้านบาท ทั้งนี้รายรับของกองทุนน้ำมันฯ มีเพียงพอที่จะรองรับการจ่ายหนี้สินของกองทุนน้ำมันฯ ได้ สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประมาณการ ณ วันที่ 23 ธันวาคม 2548 มีเงินสดสุทธิ 9,347 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 84,961 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้เดิม (อายุไม่เกิน 1 ปี) 15,660 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันการเงินอายุ 5 ปี 32,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,256 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,078 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 208 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 75,614 ล้านบาท
5. สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
5.1 ภาพรวม ในปี 2548 การขยายตัวของเศรษฐกิจอยู่ที่ระดับ ร้อยละ 4.7 เป็นผลจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกปรับสูงขึ้นและปัญหาต่างๆ ที่เกิดขึ้นในประเทศ อาทิ ภาวะภัยแล้ง และปัญหาการระบาดของ ไข้หวัดนก เป็นต้น ทำให้การใช้และการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศอยู่ที่ระดับ 1,525 และ 742 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน และมีอัตราขยายตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ ร้อยละ 4.9 และ 9.4 ตามลำดับ โดยที่การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์อยู่ที่ระดับ 969 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน หรือขยายตัวลดลงจากปีก่อน ร้อยละ 2.3 มีมูลค่านำเข้าพลังงานรวม 774,282 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 36.7 ซึ่งเป็นการนำเข้าน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ส่วนการส่งออกพลังงานมีมูลค่ารวม 146,814 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 42.8 จากปีที่ผ่านมา เป็นการส่งออกของน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูป ทำให้มูลค่าการนำเข้า(สุทธิ) พลังงานค่ารวม 627,468 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.4 ขณะที่มูลค่าการใช้พลังงานทุกชนิดเชื้อเพลิงมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมา
5.2 น้ำมันดิบ การจัดหาน้ำมันดิบได้ลดลงจากปีก่อนมาอยู่ที่ระดับ 925 พันบาร์เรลต่อวัน เป็นการผลิตภายในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศในสัดส่วนร้อยละ 12 และ 88 ตามลำดับ ขณะที่การผลิตภายในประเทศ เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.1 อยู่ที่ระดับ 113 พันบาร์เรลต่อวัน ส่วนการนำเข้าน้ำมันดิบได้ลดลงถึงร้อยละ 7.0 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มขึ้นในช่วง 6 เดือนแรกของปี เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากระดับราคา 41.93 เหรียญสหรัฐในเดือนมกราคม เป็น 51.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม และในช่วง 6 เดือนหลังของปี การนำเข้าน้ำมันดิบได้ชะลอตัวลง แต่มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 29.3
5.3 น้ำมันสำเร็จรูป การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปในปี 2548 มีปริมาณรวม 51,416 ล้านลิตร เป็นการผลิตภายในประเทศที่ 49,220 ล้านลิตร ซึ่งลดลงจากปีที่ผ่านมา ร้อยละ 0.1 และเป็นการนำเข้าจำนวน 2,196 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นร้อยละ 28.0 โดยเป็นการนำเข้าน้ำมันเตาคุณภาพดีเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้า ส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณ 42,005 ล้านลิตร ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.9 ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3 เนื่องจากราคาขายปลีกที่สูงขึ้น และมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ทำให้ประชาชนหันมาเปลี่ยนพฤติกรรม การบริโภคอย่างชัดเจน ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) และ LPG มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนแก๊สโซฮอล์มีปริมาณเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 873.3 หรือปริมาณที่เพิ่มขึ้น 524 ล้านลิตร จากรัฐบาลได้มีนโยบายอย่างจริงจัง ในการยกเลิกการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 เปลี่ยนเป็นแก๊สโซฮอล์ทั้งหมดภายในมกราคม 2550 และราคาแก๊สโซฮอล์มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินทั่วไป สำหรับการใช้น้ำมันดีเซลมีปริมาณ 19,633 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนเพียงร้อยละ 0.1 เนื่องจากรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกดีเซลในช่วงกลางปีทำให้ปริมาณการใช้ดีเซลชะลอตัวลง และประกอบกับปัญหาอุทกภัยในภาคเหนือและภาคใต้ที่เกิดขึ้น รวมทั้งการรณรงค์ของภาครัฐ ในมาตรการประหยัดพลังงาน ในขณะที่การใช้น้ำมันเตาเพื่อการผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 61.7 ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมได้ลดลงถึงร้อยละ 8.1 เนื่องจากอุตสาหกรรม SME บางประเภทหันมาใช้ถ่านหินแทนน้ำมันเตามากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเครื่องบิน + ก๊าด และ LPG ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1 และ 7.5 ตามลำดับ
5.4 ด้านไฟฟ้า ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 มีกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าอยู่ที่ 26,431 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ที่ระดับ 20,538 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีที่ผ่านมาจำนวน 1,212 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6 ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 120,988 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 โดยเป็นการใช้ในเขตนครหลวง เขตภูมิภาค และการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. ที่เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8, 7.5 และ 12.7 ตามลำดับ ส่วนภาคอุตสาหกรรมมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.5 เช่นเดียวกับสาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตร และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6, 4.8, 7.9 และ 3.7 ตามลำดับ
6. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2549
จาก สศช. ได้ประมาณเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.7 - 5.7 ในปี 2549 จึงสามารถ คาดการณ์การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศจะขยายตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5.6 ประกอบด้วย การเพิ่มขึ้นของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3.9 และ 7.6 ตามลำดับ สำหรับการใช้ลิกไนต์/ ถ่านหินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 เนื่องจากโรงไฟฟ้า BLCP ที่ใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นเชื้อเพลิงจะเข้าระบบ ส่วนการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้า ลดลงร้อยละ 8.4
การใช้น้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.9 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 น้ำมันดีเซลที่ยังคงปรับตัวลดลงร้อยละ 0.7 น้ำมันก๊าด + เครื่องบิน จะมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.5 และน้ำมันเตาจะใช้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 19.8 ซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากท่อก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. จะยังคงสร้างไม่เสร็จในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2549 นอกจากนี้การใช้ LPG คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 และการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 โดยมีค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 21,822 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุดอยู่ที่ร้อยละ 15.86
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 ทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 ได้มีมติให้มีการกำกับดูแลการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการน้ำมันทั่วประเทศเพื่อคุ้มครองผู้บริโภค โดยให้ใช้ราคาขายปลีกของบริษัทน้ำมันในกรุงเทพมหานครบวกด้วยค่าขนส่งตามบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเกณฑ์กลางในการพิจารณา ทั้งนี้ให้สำนักงานพาณิชย์จังหวัดและสำนักงานการค้าภายในจังหวัดใช้ข้อมูลดังกล่าวเป็นแนวในการคำนวณราคาขายปลีกที่เหมาะสมของจังหวัดต่างๆ
2. เนื่องจากปัจจุบันการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงมีการเปลี่ยนแปลงไปมาก โดยเฉพาะประเด็นค่าขนส่งที่เพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับสูงขึ้นในช่วงระดับ 20 - 25 บาท/ลิตร ขณะที่ตามบัญชีเดิมใช้ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 12 บาท/ลิตร เป็นฐานซึ่งเป็นระดับราคาในช่วงปี 2546 และได้มีการร้องเรียนให้แก้ไขอัตราค่าขนส่งอ้างอิงที่รัฐใช้ในการกำกับดูแล นอกจากนี้ การเปลี่ยนแปลงเส้นทางการขนส่งเพื่อสร้างเส้นทางคมนาคมที่สะดวกขึ้น ทำให้ต้นทุนในการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงไป
3. ต่อมาเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2548 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่ง แต่งตั้งคณะทำงานศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค เพื่อทำหน้าที่กำกับศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายพรชัย รุจิประภา) เป็นประธานคณะทำงาน และเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2548 คณะทำงานฯ ได้มีมติให้ทำการศึกษาบัญชีความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาคใหม่ โดยให้สถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยรับไปดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในปี 2549 และให้มีการพิจารณากำหนดความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพมหานครกับส่วนภูมิภาค เพื่อใช้เป็นอัตราความแตกต่างชั่วคราวระหว่างที่การศึกษายังไม่แล้วเสร็จ โดยใช้แบบจำลองเดิมแต่คำนึงถึงเฉพาะปัจจัยผันแปรที่เปลี่ยนแปลงไป โดยสถาบันปิโตรเลียมฯ รับไปดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2549 พร้อมทั้ง ได้มอบให้กระทรวงพลังงานศึกษาแผนแม่บทการขนส่งพลังงานทั้งระบบ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการปรับปรุงวิธีการขนส่ง ในปัจจุบันให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ทบทวนมติการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. กลไกการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้อยู่ในระดับต่ำมีอยู่ 3 ส่วน คือ 1) กำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้าให้เท่ากับราคาตลาดโลก (ประกาศเปโตรมิน) ลบ 16 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน โดยมีราคาต่ำสุดในระดับ 185 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน และสูงสุดในระดับ 315 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน 2) กำหนดราคาขายหน้าโรงกลั่นและราคาขายก๊าซ ณ คลังก๊าซไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเป็นราคาเดียวกันทุกแห่งทั่วราชอาณาจักร กิโลกรัมละ 12.4569 บาท หากราคาจำหน่ายตามข้อหนึ่งสูงกว่าให้จ่ายเงินชดเชยในอัตราสูงสุดไม่เกิน 2.00 บาท/กก. และ 3) กำหนดอัตราชดเชยค่าขนส่งก๊าซไปยังคลังก๊าซต่างๆ เป็นไปตามประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดค่าขนส่งก๊าซไปยังคลังก๊าซต่างๆ เมื่อเดือนสิงหาคม 2546 เพื่อให้สามารถจำหน่ายก๊าซได้ในราคาเดียวกัน
2. นโยบายราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการเตรียมการเข้าสู่ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" โดย กบง. ได้มีมติเมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2546 ให้จำกัดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงสุด เพื่อยุติการไหลออกของเงินกองทุนน้ำมันฯ โดยทยอยปรับลดอัตราชดเชย LPG ลงอย่างต่อเนื่อง และให้ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคา LPG เข้าสู่ระบบ "ลอยตัวเต็มที่" ในเดือนกรกฎาคม 2548 ซึ่งต่อมาเดือนกุมภาพันธ์ 2547 กบง. ได้กำหนดอัตราเงินชดเชยสูงกว่าเพดาน สูงสุด 3 บาท/กก. ได้เป็นการชั่วคราว พร้อมทั้งให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกำหนดอัตราเงินชดเชยก๊าซ LPG เกินกว่าอัตราเงินชดเชยสูงสุดได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ซึ่งได้มีการปรับกำหนดอัตราเงินชดเชยรวม 3 ครั้ง ในช่วงที่ผ่านมา และในเดือนสิงหาคม 2548 กบง. ได้มีมติขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG และขยายระยะเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคา LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. จากเดือนกรกฎาคม 2548 เป็นภายในปี 2548
3. ปัจจุบันการขยายเวลาเกี่ยวกับการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามข้อ 2 ได้สิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2548 จึงจำเป็นต้องมีการพิจารณานโยบายราคาก๊าซ LPG ใหม่ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอ 3 ทางเลือก ได้แก่ ให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG เดิมไว้ หรือลดการชดเชยลงบางส่วน หรือยกเลิกการตรึงราคาก๊าซ LPG ทั้งหมด
4. โดยที่ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ต้องจ่ายชดเชยราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยเดือนละ 530 ล้านบาท และชดเชยค่าขนส่งระหว่างคลังก๊าซ เฉลี่ยเดือนละ 40 ล้านบาท ดังนั้น หากมีการลดอัตราการชดเชยลง โดยปรับราคา LPG ขึ้น กิโลกรัมละ 1 บาท ราคาขายปลีกต่อถัง (15 กก.) จะขึ้นเป็น 267 บาท/ถัง (หรือราคา กก. ละ 17.8 บาท) จะส่งผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซ LPG ในครัวเรือน ร้อยละ 55 ภาคอุตสาหกรรมและยานพานะ ร้อยละ 15 และ 20 ตามลำดับ ขณะที่ภาคปิโตรเคมีจะไม่ได้ส่งผลกระทบ นอกจากนี้รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ จะเป็น 194 ล้านบาท/เดือน
5. แต่หากให้ตรึงราคาก๊าซ LPG เช่นเดิมต่อไป จะส่งให้ผู้ใช้รถยนต์เบนซินส่วนหนึ่งจะเปลี่ยนมาใช้ LPG แทน ภาระการชดเชยจะเพิ่มขึ้น และจะกระทบต่อนโยบายส่งเสริมการใช้ NGV ด้วย ขณะเดียวกันผู้ผลิต LPG ในประเทศได้พยายามส่งออกมากขึ้น เนื่องจากราคาตลาดโลกอยู่ระดับสูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐ/เมตริกตัน ปัญหาการจัดหา LPG ให้เพียงพอต่อผู้ใช้อาจเกิดขึ้น ซึ่งขณะนี้กรมธุรกิจพลังงานกำลังดำเนินการออกประกาศจำกัดปริมาณการส่งออก LPG
6. อย่างไรก็ตามฝ่ายเลขานุการ เห็นว่าควรคงนโยบายราคาปัจจุบันต่อไปอีก 6 เดือน (มกราคม - มิถุนายน 2549) แล้วจึงพิจารณาอีกครั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงควรเริ่มมีผลบังคับใช้ในเดือนกรกฎาคม 2549 เป็นต้นไป เนื่องด้วยราคาก๊าซ LPG ที่ปรับสูงขึ้น จะมีผลกระทบต่อราคาสินค้าค่อนข้างมาก หากปล่อยราคา LPG สูงขึ้น ตั้งแต่เดือนมกราคม 2549 จะเป็นการเพิ่มภาระให้กับผู้บริโภค เนื่องจากจะมีการเพิ่มขึ้นของค่าไฟฟ้า (ค่า Ft) ในเดือนกุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งทำให้กรมการค้าภายในจะมีภาระมากขึ้นในการเจรจาชะลอการปรับราคาสินค้า อย่างไรก็ตาม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันยังสามารถรองรับการชดเชยต่อไปได้ และภาครัฐควรมีมาตรการช่วยเหลือและโครงการรองรับผลกระทบของกลุ่มรถแท็กซี่และรถตุ๊กตุ๊กไว้พร้อมก่อนที่จะมีการปรับราคา LPG
มติของที่ประชุม
1. ให้ขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จากเดือนธันวาคม 2548 เป็นเดือนมิถุนายน 2549
2. ให้ขยายระยะเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. จากเดือนธันวาคม 2548 เป็นเดือนมิถุนายน 2549
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อเดือนมีนาคม 2535 ได้เห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ต่อมา บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) ในปัจจุบัน ได้ดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดย SPP จำแนกเป็น 2 ประเภท คือ SPP ประเภท Firm อัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจะประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) และ SPP ประเภท Non - Firm อัตราค่าไฟฟ้าจะมีเพียงค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP)
2. การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm จะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง คือ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมันเตา โดย SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิง ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตามโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non - Firm กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐาน 1.59 บาท/หน่วย ซึ่งกำหนดจากต้นทุน ที่สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้นของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในปี 2543 ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าจะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. จำหน่ายให้แก่ผู้ผลิตรายเล็กเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (151.4518 บาท/ล้านบีทียู) มากกว่าหรือน้อยกว่า 1.0000 บาท/ล้านบีทียู
3. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจาก SPP ในปัจจุบันกำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มเติมจากสัญญา ไว้ในข้อ 17.4.3.2 โดยในกรณีที่มีการรับซื้อพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา โดย บมจ. กฟผ. เป็นฝ่ายร้องขอบริษัทฯ ให้จ่ายพลังไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินจะเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา บวกด้วยสาม (3) เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. ร้องขอเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา คูณด้วยอัตราส่วนของระยะเวลาที่ บมจ. กฟผ. ร้องขอต่อจำนวนชั่งโมงในเดือนนั้นๆ และในกรณีที่บริษัทฯ ประสงค์ที่จะเสนอขายพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา โดยบริษัทฯ ได้แจ้งความประสงค์เป็นหนังสือต่อ บมจ. กฟผ. และ บมจ. กฟผ. มีแผนสั่งการรับซื้อพลังไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงินจะเท่ากับปริมาณพลังไฟฟ้าจริงแต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา
4. บมจ. กฟผ. ได้เสนอแนวทางการปรับปรุงโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Cut) โดยให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม - พฤษภาคม) เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจากโรงไฟฟ้าหลักลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เห็นชอบในหลักการให้ บมจ. กฟผ. ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มเติมหรือเลื่อนการผลิตมาในช่วงฤดูร้อน และข้อเสนอราคารับซื้อตามที่ บมจ. กฟผ. เสนอ และ บมจ. กฟผ. ได้จัดทำหลักการคิดค่าไฟฟ้าตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบ และได้ทำข้อเสนอหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม - พฤษภาคม) พ.ศ. 2549 สรุปได้ ดังนี้
4.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) บมจ. กฟผ. จะชำระเงินเฉพาะค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
4.2 SPP ประเภท Non - Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล จะชำระเงินค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน บมจ. กฟผ. จะชำระเงินค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) ค่า EP สำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่า EP ตามสัญญา (2) ค่า EP โดยปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP จ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา ทั้งนี้ หากผู้ผลิตรายเล็กทั้ง 3 แบบ ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้า เพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
5. จากการคำนวณค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายจาก SPP ในช่วงฤดูร้อน เปรียบเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล พบว่าจะช่วยลดต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าในช่วงเดือนมีนาคม - พฤษภาคม 2549 ได้ประมาณ 70.45 ล้านบาท
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การคิดค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ที่ บมจ. กฟผ. เสนอเป็นแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP เป็นประโยชน์ต่อประเทศ ในภาพรวมมากกว่าการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซล แม้ว่าการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลจะมีต้นทุนต่อหน่วยสูง แต่เป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น ขณะเดียวกันการกำหนดราคารับซื้อจาก SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวลเท่ากับราคาไฟฟ้าที่ผลิตจากน้ำมันเตาเป็นราคาที่จูงใจผู้ผลิตไฟฟ้าในระดับหนึ่ง
7. นอกจากนี้ บมจ. กฟผ. ได้มีหนังสือขอยกเลิกโครงการ Peak Cut ตามมติของคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. เนื่องจากมาตรการที่ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้ประกอบการทั่วประเทศ เพื่อผลิตไฟฟ้าสำรองใช้เอง ที่มีเป้าหมายตัดทอนความต้องการไฟฟ้ารวม 500 เมกะวัตต์จากระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วง Peak Cut เป็นเวลา 15 ปี ไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เมื่อเทียบกับราคาน้ำมันดีเซลในปัจจุบัน และ ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าจากเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลงในปี 2549 และสัดส่วนกำลังผลิตสำรองกลับเข้ามาอยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน รวมทั้ง บมจ. กฟผ. ได้ประสานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มหรือเลื่อนการผลิตไฟฟ้ามาในช่วงฤดูร้อนเพื่อเสริมระบบแล้ว โดยที่ผู้ประกอบการที่สนใจและที่ลงนามสัญญาแล้ว 37 ราย ได้ทำหนังสือแจ้งยกเลิกสัญญาแล้วทุกราย ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548 ทั้งนี้ผู้ร่วมโครงการไม่ได้รับผลกระทบหรือความเสียหายใดๆ เนื่องจากยังไม่มีการลงทุนปรับปรุงเปลี่ยนแปลงระบบเครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองเพื่อเข้าร่วมโครงการ และตามเงื่อนไขสัญญาได้ระบุให้ทั้งสองฝ่ายสามารถบอกเลิกสัญญาได้โดยการแจ้งให้อีกฝ่ายทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 3 เดือนก่อนที่จะมีการสั่งการในช่วงฤดูร้อนของทุกปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม - เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
1.1SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
1.2 SPP ประเภทสัญญา Non - Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non - Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าไฟฟ้า ดังนี้
1.3.1 ค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา
1.3.2 ค่าพลังไฟฟ้า โดยปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้า ที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมคูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ.สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตรา ค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้ง 3 ประเภท ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
2. เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ บมจ. กฟผ. พิจารณาแนวทางการจัดสรรเชื้อเพลิงไปใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ให้เกิดการใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)