มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2540 (ครั้งที่ 66)
วันศุกร์ที่ 24 ตุลาคม พ.ศ. 2540 เวลา 16.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2.รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
3.การของดเงินเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังระยะเวลาที่กำหนด
4.มาตรการและแนวทางการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหามลพิษ
5.แนวทางการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
6.มาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
7.การลดผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)
8.การจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางานเหมืองของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
9.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน
10.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3
11.เรื่องแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ฉบับที่ 2) ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
13.การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด
14.การแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของการไฟฟ้านครหลวง
15.การขายหุ้นของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน)
รองนายกรัฐมนตรี นายกร ทัพพะรังสี รองประธานกรรมการ เป็นประธานการประชุม
เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ กรรมการและเลขานุการ เป็นเลขานุการที่ประชุม
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ต้นเดือนกันยายน ถึง กลางเดือนตุลาคม 2540 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
1. ราคาน้ำมันดิบเดือนกันยายนอยู่ในสภาวะทรงตัว โดยราคาเฉลี่ยอยู่ในระดับ 18.0 - 19.8 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล แม้ว่าจะมีน้ำมันดิบจากอิรัคเข้าสู่ตลาด ก็ไม่ได้ทำให้ราคาน้ำมันดิบอ่อนตัวลง เนื่องจากประเทศนอกกลุ่มโอเปคมีปริมาณการผลิตลดลง ในขณะที่ความต้องการน้ำมันดิบของโรงกลั่นน้ำมันเพิ่มสูงขึ้น ในช่วงครึ่งแรกของเดือนตุลาคม ราคาน้ำมันดิบแข็งตัวขึ้นมาอยู่ในระดับ 19.2 - 21.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นผลจาก ความต้องการน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นในทุกภูมิภาคและจากกระแสข่าวเหตุการณ์ตึง เครียดในตะวันออกกลาง และเมื่อเหตุการณ์ต่างๆ ได้เริ่มคลี่คลายในช่วงกลางเดือนตุลาคม ทำให้ราคาอ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 18.8 - 21.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินและก๊าดอยู่ในระดับทรงตัว ในขณะที่ราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาได้แข็งตัวขึ้นมาประมาณ 0.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลจากการเริ่มสำรองน้ำมันเพื่อเตรียมไว้สำหรับฤดูหนาว ส่วนในครึ่งแรกของเดือนตุลาคม การจัดหาน้ำมันในภูมิภาคเอเซีย ได้รับผลกระทบจากการปิดซ่อมแซมของโรงกลั่นในอินโดนีเซีย และการเลื่อนการเปิดดำเนินการของโรงกลั่นใหม่ในฟิลิปปินส์ ในขณะที่ความต้องการผลิตภัณฑ์น้ำมันอยู่ในระดับสูง ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินพิเศษ เบนซินธรรมดา ก๊าด ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันเตา เพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 25.7, 24.1, 25.5, 23.8 และ 18.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยตั้งแต่ต้นเดือนกรกฎาคมเป็นต้นมา ได้มีการปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินและดีเซลรวม 14 ครั้ง เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนตัวลง การปรับภาษีมูลค่าเพิ่มและราคาน้ำมันในตลาดโลกที่สูงขึ้น รวมทั้งสิ้น 2.49 และ 2.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยครั้งที่ 12 และ 13 เป็นการปรับราคาขายปลีก เนื่องจากกระทรวงการคลังได้ปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินและดีเซลขึ้น 1 บาท/ลิตร เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2540 และรัฐบาลได้ตัดสินใจลดภาษีสรรพสามิตลงมาสู่ระดับเดิม เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2540 ทำให้ราคาขายปลีกลดลงมาสู่ระดับเดิม และครั้งที่ 14 เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2540 ได้มีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้นอีก 0.25 บาท/ลิตร ตามราคาน้ำมันในตลาดโลกที่สูงขึ้น ประกอบกับค่าเงินบาท ได้อ่อนตัวลงมาอยู่ในระดับ 39 บาท/เหรียญสหรัฐฯ โดยราคาน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่ว เบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่ว และดีเซลหมุนเร็วอยู่ในระดับ 11.92, 11.53 และ 10.71 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ในช่วงเดือนกันยายน ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับ 0.94 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าปกติ เนื่องจากราคาขายปลีกเพิ่มสูงขึ้นช้ากว่าค่าเงินบาทที่ลดลง และกลับเพิ่มสูงขึ้นเป็น 1.03 บาท/ลิตร ในเดือนตุลาคม ส่วนค่าการกลั่นในเดือนกันยายนได้เพิ่มสูงขึ้นเป็น 1.09 บาท/ลิตร และในครึ่งแรกของเดือนตุลาคม ลงมาอยู่ในระดับ 0.94 บาท/ลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. การควบคุมผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลาย คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้กรมสรรพสามิตปรับปรุงการกำหนดคุณสมบัติของสารละลายประเภทไฮโดร คาร์บอนที่ต้องเสียภาษีใหม่ให้ครอบคลุมถึงสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอนทุก ชนิดที่มีคุณสมบัตินำไปใช้ปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิงและมีราคาไม่สูงนัก โดยให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2540 ซึ่งกรมสรรพสามิตได้ดำเนินการปรับปรุงแก้ไขประกาศกรมสรรพสามิต เรื่องกำหนดคุณสมบัติสารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน และระเบียบกรมสรรพสามิตว่าด้วยการอนุญาตให้ใช้สารละลายประเภทไฮโดรคาร์บอน ที่ได้รับการยกเว้นภาษีสรรพสามิตในอุตสาหกรรมต่างๆ ซึ่งคาดว่าจะสามารถประกาศใช้ได้ภายในเดือนตุลาคม 2540
2. การติดตั้งมาตรวัดน้ำมันแบบอัตโนมัติ กรมสรรพสามิตกำลังดำเนินการจัดทำรายละเอียดคุณลักษณะเฉพาะ (Specification) ของระบบวัดน้ำมันอัตโนมัติสำหรับคลังน้ำมันแต่ละแห่ง และระบบเชื่อมโยงเครือข่ายข้อมูลจากจังหวัดต่างๆ มายังห้องปฏิบัติการฯ โดยคาดว่าจะสามารถดำเนินการประกวดราคาได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2540 และเริ่มติดตั้งประมาณเดือนเมษายน 2541 โดยติดตั้งที่คลังเป้าหมาย จำนวน 4 คลังก่อน สำหรับคลัง น้ำมันส่วนที่เหลือทั้งหมดกรมสรรพสามิตคาดว่าจะสามารถดำเนินการได้แล้วเสร็จ ทันตามระยะเวลาที่กำหนด คือประมาณเดือนกรกฎาคม 2542
3. การเติมสาร Marker ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร กรมสรรพสามิตกำลังดำเนินการตรวจสอบคุณสมบัติสาร Marker ของบริษัทต่างๆ ที่เสนอมาเพิ่มเติมจำนวน 4 บริษัท คือ บริษัท John Hogg , Biocode, Eastman และ บริษัท Bahf เพื่อให้เกิดความชัดเจนว่า เมื่อนำมาใช้เติมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ ส่งออกแล้วจะไม่ส่งผลกระทบต่อผู้ค้าน้ำมันภายในประเทศที่สุจริต โดยทำการตรวจสอบตัวอย่างน้ำมันนำเข้าจากประเทศต่างๆ ว่าได้มีการเติมสาร Marker ชนิดใดชนิดหนึ่งไปแล้วหรือไม่ เพื่อจะนำมาใช้ในการเติมใน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ส่งออกต่อไป
4. การแก้ไขกฎเกณฑ์การควบคุมคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 ให้กรมทะเบียนการค้าแก้ไขกฎเกณฑ์การควบคุมคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง มิให้นำประกาศกำหนด คุณภาพสำหรับน้ำมันที่จำหน่ายในประเทศ มาใช้บังคับกับน้ำมันที่นำมาเก็บในคลังสินค้าทัณฑ์บนทั่วไปสำหรับเก็บน้ำมัน (คสน.) และน้ำมันที่ส่งออกไปจำหน่ายในต่างประเทศ โดยกรมทะเบียนการค้าได้รายงานว่าข้อกำหนดเรื่องคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตาม ประกาศกระทรวงพาณิชย์ ใช้บังคับเฉพาะน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อจำหน่ายภายในประเทศเท่านั้น ส่วนน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเก็บใน คสน. เพื่อรอการส่งออกไปจำหน่ายในต่างประเทศนั้น ไม่ต้องอยู่ในบังคับเรื่องข้อกำหนดคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตามประกาศกระทรวง พาณิชย์แต่อย่างใด ซึ่งกรมทะเบียนการค้าได้แจ้งให้กรมศุลกากรทราบแล้ว
5. ผลการจับกุมน้ำมันดีเซลในช่วงระหว่างเดือนมกราคม - กันยายน 2540 สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบ หนีภาษีได้จำนวน 2,286,166 ลิตร ลดลงจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน ประมาณ 4.5 ล้านลิตร
6. ปริมาณจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในเดือนสิงหาคม 2540 มีปริมาณ 1,377.7 ล้านลิตร ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 150 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราลดลงร้อยละ 9.8 และหากไม่รวมปริมาณการใช้ของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยแล้ว ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะมีปริมาณ 1,341.6 ล้านลิตร ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีก่อน 62 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราลดลงร้อยละ 4.4
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมสรรพสามิตดำเนินการปรับแผนการดำเนินการติดตั้งระบบควบคุม การรับ-จ่ายน้ำมัน ณ คลังชายฝั่ง 47 แห่ง (จำนวน 58 คลัง) รวมทั้งการเชื่อมโยงเครือข่ายระบบข้อมูลจากจังหวัดต่างๆ มายังห้องปฏิบัติการใหม่ของกรมสรรพสามิตให้แล้วเสร็จเร็วขึ้น และให้นำเสนอในที่ประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 3 การของดเงินเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังระยะเวลาที่กำหนด
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมสรรพสามิต ได้ขอให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน พิจารณาเรื่องการของดจ่ายเงินส่วนเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงภายหลังระยะเวลาที่กำหนดของผู้ค้า น้ำมัน ซึ่งเกิดจากความเข้าใจผิดในการคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อมีการออกประกาศคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ฉบับที่ 6 พ.ศ. 2539 ซึ่งมีการเปลี่ยนแปลงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของน้ำมันเบนซินและดีเซลเพิ่มขึ้น โดยคำนวณอัตราใหม่เฉพาะปริมาณสารเติมแต่งที่เพิ่มขึ้นเท่านั้น ไม่ได้คำนวณจากปริมาณน้ำมันทั้งหมด
2. การพิจารณาเรื่องดังกล่าวข้างต้นเป็นอำนาจของคณะกรรมการพิจารณานโยบาย พลังงานตาม คำสั่งนายกรัฐมนตรี ซึ่งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้พิจารณาแล้วและมีมติเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2540 เห็นชอบให้งดเงินเพิ่มร้อยละ 3 กรณีส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังระยะเวลาที่กำหนดตามคำร้องขอของผู้ค้าน้ำมัน 3 ราย คือ บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด, บริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด, และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) เป็นจำนวนเงิน 5,381,750.81 บาท; 3,134,524.74 บาท; และ 788,635.68 บาท ตามลำดับ รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 9,304,911.23 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 มาตรการและแนวทางการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหามลพิษ
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมควบคุมมลพิษได้ขอความร่วมมือให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จัดทำแนวทางในการลดมลภาวะของโรงไฟฟ้าเก่าทุกขนาด เพื่อให้สอดคล้องกับข้อเสนอค่ามาตรฐานการระบายมลพิษของก๊าซซัลเฟอร์ ไดออกไซด์ (SO2) ก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจนในรูปของไนโตรเจนไดออกไซด์ (NOx as NO2) และฝุ่นละออง (TSP) ซึ่งกรมควบคุมมลพิษได้จัดทำขึ้น
2. สพช. ได้จัดให้มีการประชุมโดยเชิญผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมาร่วมพิจารณา ซึ่งได้ข้อสรุป ดังนี้
2.1 มาตรการและแนวทางการใช้เชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหามลพิษ แบ่งออกเป็น 2 ระยะ คือ
ระยะที่ 1 ในช่วงปี 2540-2542 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ต้องใช้ น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าต่างๆ ในระดับหนึ่ง เพราะปริมาณก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ที่จำหน่ายให้ไม่เพียงพอและยังไม่มีการวางท่อส่งก๊าซเส้นใหม่ไปยังโรงไฟฟ้า
ระยะที่ 2 ตั้งแต่ปี 2543 เป็นต้นไป เมื่อ ปตท. วางท่อส่งก๊าซแล้วเสร็จก็จะสามารถส่ง ก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้ กฟผ. มีทางเลือกในการใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนน้ำมันเตา ดังนี้
(1) โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ การใช้น้ำมันเตาในช่วงปี 2543-2551 อยู่ในระดับ 190-317 ล้านลิตรต่อปี และจะเลิกผลิตไฟฟ้า (Retire) ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป ซึ่งในระหว่างที่ยังดำเนินการอยู่ต้องใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณ Asphaltene ต่ำ และปริมาณกำมะถันไม่เกิน 1% โดยให้ปตท. จัดหาให้แก่โรงไฟฟ้า พระนครเหนือ ตั้งแต่มกราคม 2541 เป็นต้นไป
(2) โรงไฟฟ้าพระนครใต้ มีการใช้น้ำมันเตาปีละ 2,000 ล้านลิตร โดยจะลดการใช้น้ำมันเตา ให้เหลือ 767 ล้านลิตรในปี 2543 และลดลงเหลือ 260 ล้านลิตร ตั้งแต่ปี 2546 เป็นต้นไป โดยใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทน ในช่วงที่ยังไม่สามารถเพิ่มการใช้ก๊าซธรรมชาติได้ ให้ ปตท. จัดส่งน้ำมันเตาประเภท 2 ที่มีปริมาณ Asphaltene ไม่เกิน 3% และปริมาณกำมะถันไม่เกิน 2% และน้ำมันเตา High Pour Point ซึ่งมีปริมาณกำมะถันไม่เกิน 0.5% ประมาณเดือนละ 40 ล้านลิตร ให้แก่โรงไฟฟ้าพระนครใต้
(3) โรงไฟฟ้าบางปะกง จะลดการใช้น้ำมันเตาลงจากปีละ 3,800 ล้านลิตร เหลือ 724 ล้านลิตรต่อปี ตั้งแต่ปี 2544 เป็นต้นไป โดยจะมีการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ตั้งแต่เดือนเมษายน 2543 เนื่องจาก ปตท. จะวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จ
(4) โรงไฟฟ้ากระบี่ใหม่ จะใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถัน 2% อย่างเดียว เนื่องจากได้มีการติดตั้งระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แล้ว
(5) โรงไฟฟ้าสระบุรี หน่วยผลิตไฟฟ้าที่เป็น Gas Turbine จะใช้ก๊าซธรรมชาติ ส่วนที่เป็น Thermal Unit จะใช้น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถัน 2% ซึ่งได้มีการติดตั้งระบบกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์แล้ว ทั้งนี้จะต้องใช้ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาตามสัญญาให้หมดก่อน
(6) โรงไฟฟ้าหนองจอกและไทรน้อย มีการเดินเครื่องโดยใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ววันละ 10-14 ชั่วโมง ทำให้ค่าก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจนเกินมาตรฐาน และคาดว่า ปตท. จะสามารถส่งก๊าซธรรมชาติ ให้โรงไฟฟ้าหนองจอกในราวเดือนมกราคม 2542 เป็นต้นไป ซึ่งจะช่วยแก้ปัญหาดังกล่าวได้
เพื่อให้การใช้น้ำมันเตาและการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. สอดคล้องกับมาตรการและแผนการดำเนินการของโรงไฟฟ้าต่างๆ ที่ประชุมได้มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการจัดหา น้ำมันเตาที่มีปริมาณกำมะถันต่ำให้แก่โรงไฟฟ้า รวมทั้งให้เร่งดำเนินการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อจัดส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แก่ กฟผ. และให้มีการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ กฟผ. เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าดัง กล่าว
2.2 มาตรฐานการระบายมลพิษจากโรงไฟฟ้าเก่า กรมควบคุมมลพิษรับจะไปดำเนินการออกประกาศมาตรฐานการระบายก๊าซซัลเฟอร์ ไดออกไซด์ ก๊าซออกไซด์ของไนโตรเจน และฝุ่นละอองที่เกิดจากการเผาไหม้ของเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้าเก่าทุกขนาดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540 เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ฉบับ 97-01 (PDP 97-01) เพื่อใช้เป็นแผนลงทุนในการดำเนินงานของ กฟผ. โดยแผนดังกล่าวได้จัดทำเป็น 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 แผนหลักจัดทำภายใต้ค่าพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีฐาน โดยมีข้อสมมติฐานว่า เศรษฐกิจไทยในช่วงแผนฯ 8 จะขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 7.5 ต่อปี และแนวทางที่ 2 กรณีศึกษาจัดทำภายใต้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำ โดยมีข้อสมมติฐานว่าเศรษฐกิจไทยในช่วงแผนฯ 8 จะขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 6.5 ต่อปี
2. ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2540 การใช้ไฟฟ้าเป็นไปตามค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำแต่หลังจากรัฐบาล ได้กำหนดให้อัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2540 เป็นต้นมา การใช้ไฟฟ้าได้เริ่มชะลอตัวลง และสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้กำหนดเป้าหมายเศรษฐกิจ มหภาคชุดใหม่ตามข้อตกลงระหว่างรัฐบาลไทยกับกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (IMF) โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำไปปรับแผนการดำเนินงานให้สอดคล้องกับเป้าหมาย ดังกล่าว
3. คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้ดำเนินการปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเป็นชุดกรณีต่ำมาก เพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมายเศรษฐกิจดังกล่าว ปรากฏว่าความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำมาก จะทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ฉบับ 97-01 มีมากเกินความจำเป็น ดังนั้น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย จึงได้ประชุมหารือเพื่อหาแนวทางการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. โดยเห็นควรให้มีการดำเนินการ ดังนี้
3.1 ควรชะลอโครงการต่างๆ ของ กฟผ. ยกเว้นโครงการที่ได้ดำเนินการไปแล้ว และปรับแผนงาน ของโครงการในอนาคตให้เหมาะสม โดยการเลื่อนเวลาการดำเนินงานของโครงการต่างๆ ตามที่กำหนดไว้ในแผนหลัก PDP 97-01 ดังนี้
- โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี เครื่องที่ 3 จากปี 2544 เป็นปี 2547 และเครื่องที่ 4 จากปี 2545 เป็นปี 2548
- โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ เครื่องที่ 2 จากปี 2544 เป็นปี 2546
- สำหรับโครงการอื่นให้เลื่อนออกไปตามการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดกรณีต่ำมาก
3.2 จากภาวะเศรษฐกิจที่ชะลอตัวลง ทำให้ลูกค้าตรงของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) บางรายยกเลิกโครงการหรือลดการใช้ไฟฟ้าลง ซึ่งมีผลทำให้โครงการ SPP บางโครงการไม่สามารถดำเนินการต่อไปได้ โดยประเมินว่าการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP จะลดลงประมาณ 500 เมกะวัตต์
3.3 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับคัดเลือกแล้ว 7 ราย ส่วนใหญ่จะเป็นไปตามแผนการรับซื้อเดิม ซึ่งมีเพียงบางโครงการอาจเลื่อนเวลาออกไป 1-6 เดือน ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในรอบใหม่จะเลื่อนเวลาออกไปอีก 1 ปี
3.4 โครงการลิกไนต์หงสา และโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ยังอยู่ระหว่างการเจรจาสัญญารับซื้อไฟฟ้า จึงยังมีความไม่แน่นอนและอาจล่าช้าออกไป ซึ่งได้มีการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าเป็นทางเลือกไว้แล้วและหากโครงการ ดังกล่าวเป็นไปตามข้อตกลง คือ โครงการลิกไนต์หงสาดำเนินการในปี 2545 และโครงการ น้ำงึม 2, 3 ดำเนินการในปี 2546 จะทำให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงสุดในระดับร้อยละ 36.5 ในปี 2547 ซึ่งยังอยู่ในเกณฑ์ที่ยอมรับได้ และจะเกิดขึ้นเพียงปีเดียว ส่วนกรณีที่มีการชะลอออกไปกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ก็อยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับ 97-01
4. สพช. เห็นว่าการปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าข้างต้นมีความเหมาะสม และเห็นควรให้ กฟผ. นำไปจัดทำรายละเอียดของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ชุดใหม่ แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 มาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 กรกฎาคม 2540 ที่ประชุมได้พิจารณาเรื่องปัญหาเกี่ยวกับนโยบายการส่งเสริมเอกชนในการผลิต ไฟฟ้าในรูปของผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) และได้มีมติให้คงนโยบายการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้งในส่วนที่เกี่ยวกับการขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และการขายให้ผู้ใช้โดยตรงโดยไม่ใช้สายไฟฟ้าของการไฟฟ้า และได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โดยมีรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นประธานอนุกรรมการ และอนุกรรมการ ประกอบด้วยผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การดำเนินงานตามนโยบายการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กบรรลุผลตาม เป้าหมายและเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ
2. คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ได้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมติดังกล่าวข้างต้น โดยได้มีการพิจารณาความเหมาะสมในการให้ SPP บางประเภทต้องปฏิบัติตามบางส่วนของ Grid Code การเปิดให้เอกชนใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้า การแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ SPP เพื่อบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัว และได้เสนอมาตรการในการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 การแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. กับ SPP ในขณะนี้สามารถหาข้อยุติได้เกือบ ทุกประเด็นแล้ว โดยประเด็นหลักที่ยังไม่มีข้อยุติเป็นประเด็นเกี่ยวกับการรับก๊าซธรรมชาติ จากการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (ปตท.) จึงเสนอให้ กฟผ. SPP และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) หาข้อยุติโดยเร็ว หากหาข้อยุติได้ เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขสัญญาไปได้เลย ในกรณีที่ไม่มีข้อยุติ ให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเป็นผู้ชี้ขาด
2.2 การแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. กับ SPP และการดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP ยังคงมีประเด็นปัญหาที่เกี่ยวเนื่องกับ ปตท. คือประเด็นปัญหากรณีที่ ปตท. ไม่สามารถจัดหาก๊าซให้ SPP ได้ ซึ่งทำให้ SPP ไม่ได้รับค่าไฟฟ้าและยังต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. จึงเสนอให้มอบหมายให้ กฟผ. SPP ปตท. และ สพช. เร่งดำเนินการหาข้อยุติให้ได้โดยเร็ว ทั้งนี้ หากหาข้อยุติได้ เห็นควรให้ ปตท. และ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับ SPP หรือแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ SPP ไปได้เลย ในกรณีที่ไม่มีข้อยุติให้คณะอนุกรรมการพิจารณานโยบาย ส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเป็นผู้ชี้ขาด
2.3 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว ได้มีข้อสรุปในการปรับอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
(1) ราคารับซื้อไฟฟ้า กำหนดให้ค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Payment) บางส่วน ให้สามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามอัตราแลกเปลี่ยน สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้าที่ SPP ได้รับในแต่ละเดือน จะเป็นไปตามสูตรในปัจจุบัน
(2) ให้ SPP สามารถเจรจาขอปรับโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า สูตรการปรับค่าพลังไฟฟ้า และการปรับค่าพลังงานไฟฟ้าจากโครงสร้างราคามาตรฐานได้ ทั้งนี้ มูลค่าปัจจุบันของค่าไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจะได้รับจะต้องไม่เกินกว่า มูลค่าปัจจุบันของค่าไฟฟ้าตามประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กในงวด นั้นๆ และเพื่อให้การเจรจาโครงสร้างราคามีความรวดเร็ว เห็นควรให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันเจรจาโครงสร้างราคากับ SPP ในกรณีที่มีข้อยุติให้ กฟผ. และ SPP ดำเนินการแก้ไขสัญญาได้เลย ในกรณีที่ไม่มีข้อยุติให้นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เพื่อหาข้อยุติ
(3) การกำหนดค่า Kp และ Kpp ในการคำนวณปริมาณพลังไฟฟ้าจริง เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบที่เปลี่ยนแปลงไป เป็นดังนี้ Kp เท่ากับ 3.0/13.5 และ Kpp เท่ากับ 10.5/13.5
2.4 การแก้ไขเงื่อนไขการขอใช้ไฟฟ้าสำรองเนื่องจากปริมาณการขอใช้ไฟฟ้าสำรองของ SPP ยังไม่มีความชัดเจน เห็นควรให้แก้ไขข้อความ เพื่อให้ปริมาณไฟฟ้าสำรองที่ผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตรายเล็กอื่นที่อยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตอุตสาหกรรมที่ดำเนิน การโดยเอกชนและไม่ได้จำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้า (IPS) สามารถซื้อจากการไฟฟ้าได้ไม่เกินขนาดกำลังการผลิตของ IPS หรือกำลังการผลิตของ SPP ลบด้วยปริมาณพลังไฟฟ้าที่ SPP ขายให้ กฟผ. และเห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกข้อกำหนดขั้นตอนการขอใช้ไฟฟ้าสำรองที่ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการผลิต ไฟฟ้าร่วมกับพลังงานความร้อน (Cogeneration) จะต้องแสดงสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ (Thermal Processes) ต่อการผลิตพลังงานทั้งหมดเป็นรายเดือน นับตั้งแต่เดือนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าทำหนังสือแจ้งการไฟฟ้าย้อนหลังไปจนครบ 12 เดือน เพื่อให้ SPP สามารถขอซื้อไฟฟ้าสำรองตั้งแต่วันเริ่มต้นผลิตไฟฟ้าได้
2.5 ขั้นตอนการขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้าล่าช้า เห็นควรให้กระทรวงมหาดไทยเร่งรัดการพิจารณาคำขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และรับไปพิจารณาลดขั้นตอนการขอสัมปทานกิจการไฟฟ้า สำหรับการแก้ไขในระยะยาวเห็นควรให้มีการแก้ไขกฎหมายเพื่อให้การขอใบอนุญาต เกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้ารวมอยู่ในหน่วยงานเดียวกัน
2.6 ปัญหาการขอใบอนุญาตการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ใช้เวลานาน เห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อมเร่งพิจารณาหาข้อยุติโดยเร็ว
2.7 ปัญหาระบบเชื่อมโยงกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ล่าช้า ให้ SPP ที่ประสบปัญหาการ เชื่อมโยง เข้าพบหารือกับผู้ว่าการ กฟภ. โดยตรง
2.8 การพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายกระแสไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อ กฟผ. ประกาศโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่แล้ว ให้ กฟผ. แจ้งให้ SPP ยืนยันความประสงค์จะดำเนินโครงการ หาก SPP รายใดไม่ประสงค์จะดำเนินโครงการต่อไป ให้แจ้ง กฟผ. ภายใน 1 เดือน โดยให้ กฟผ. คืนเงินค้ำประกันให้แก่ SPP ดังกล่าว และหาก SPP รายใดมีความประสงค์จะขอเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าให้ติดต่อกับ กฟผ. โดย กฟผ. และ สพช. จะพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายกระแสไฟฟ้าเข้าระบบเป็นรายๆ ไป ตามความเหมาะสม
2.9 การปฏิบัติตามบางส่วนของ grid code กฟผ. ได้จัดทำ SPP Grid Code และได้หารือร่วมกับ สพช. และ SPP โดยได้ข้อสรุปเบื้องต้นแล้ว ทั้งนี้หากหาข้อยุติได้ก็ให้ กฟผ. ประกาศใช้ได้เลย หากไม่มีข้อยุติให้ นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เพื่อหาข้อยุติ
2.10 การใช้บริการสายป้อนของการไฟฟ้า เห็นชอบข้อเสนออัตราและเงื่อนไขการใช้บริการสายป้อน โดยอัตราค่าใช้บริการสายป้อนซึ่งไม่รวมค่าไฟฟ้าสำรอง และไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ระดับแรงดัน 69 KV ขึ้นไปเท่ากับ 57 บาท/กิโลวัตต์/เดือน และที่ระดับแรงดัน 22-23 KV เท่ากับ 81 บาท/กิโลวัตต์/เดือน และมอบหมายให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ยกร่างข้อตกลงการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และข้อตกลงการใช้บริการสายป้อนแล้วนำเสนอ สพช. ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้
2.11 การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เห็นชอบให้ SPP ที่มีความประสงค์จะขายไฟฟ้าให้ กฟผ. เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาสามารถยื่นข้อเสนอต่อ กฟผ. โดย กฟผ. และ สพช. จะพิจารณาผ่อนผันให้ตามความเหมาะสมเป็นรายๆ ไป และในกรณีที่ระบบเชื่อมโยงและระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าสามารถรับไฟฟ้า ในส่วนที่เกินดังกล่าวได้ ให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP ได้ โดยปริมาณพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่เกินนั้น กฟผ. จะจ่ายเฉพาะค่าพลังงานไฟฟ้า ในอัตราเท่ากับค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญาประเภท Firm
2.12 การผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP เห็นชอบให้มีการผ่อนผันคุณสมบัติของ SPP ตามที่ระบุไว้ในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก โดยให้ SPP ที่ประสงค์จะขอผ่อนผัน ติดต่อกับ กฟผ. เป็นรายๆ ไป โดยคุณสมบัติของ SPP ที่จะได้รับการผ่อนผัน ได้แก่ คุณสมบัติการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และผ่อนผันการกำหนดสัดส่วนของผลบวกของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ และครึ่งหนึ่งของพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพต่อพลังงานจาก น้ำมันและ/หรือก๊าซธรรมชาติ เป็นเวลา 3 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่ายไฟตามสัญญา
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอของคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ดังรายละเอียด ตามข้อ 2.1-2.12
เรื่องที่ 7 การลดผลกระทบจากอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลได้มีนโยบายในการส่งเสริมและสนับสนุนบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วน ร่วมใน กิจการไฟฟ้าอันจะนำไปสู่การเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินการและการให้บริการ รวมทั้งยังเป็นการลดภาระด้านการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer: IPP) รอบแรก จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 และต่อมาได้ประกาศซื้อเพิ่มอีกประมาณ 10 % รวมกำลังผลิตที่ต้องการซื้อทั้งสิ้นประมาณ 4,200 เมกะวัตต์ และเมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอมีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ ซึ่งประกอบด้วยข้อเสนอทั้งสิ้น 88 ทางเลือก รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 39,067 เมกะวัตต์ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 37 ราย ถ่านหิน 12 ราย และออริมัลชั่น 1 ราย
2. การประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก IPP ดังกล่าวข้างต้น ดำเนินการภายใต้การกำกับดูแลของคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยได้พิจารณาจากปัจจัยด้านราคา (Price Factor) 60% และจากปัจจัยด้านอื่น ๆ นอกเหนือจากราคา (Non-Price Factors) 40%
3. ต่อมา คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 อนุมัติในหลักการให้มีการเพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในช่วงปี 2543 - 2546 จำนวน 1,600 เมกะวัตต์ โดยคัดเลือกจากโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอ ต่อ กฟผ. และตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในรอบแรก โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและ คัดเลือกข้อเสนอจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรับไปดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ได้ให้อำนาจ กฟผ. ที่จะพิจารณา เพิ่มลดปริมาณการซื้อขายกระแสไฟฟ้ากับเอกชนได้ในอัตราร้อยละ 20 เพื่อให้สามารถแก้ไขปัญหาการขาดแคลนกระแสไฟฟ้า ได้รวดเร็วยิ่งขึ้น โดยผลการพิจารณาคัดเลือกการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เป็นดังนี้
3.1 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 1 (พ.ศ. 2539-2543) จำนวน 3 ราย รวม 1,721 เมกะวัตต์ ได้แก่ บริษัท Independent Power (Thailand) Co., Ltd. (IPT) จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิง, บริษัท Tri Energy Co., Ltd. (TECO) จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง, และบริษัท Eastern Power and Electric Co., Ltd. (EPEC) ขนาดกำลังผลิต 321.25 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง โดยบริษัท IPT และ TECO ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
3.2 การรับซื้อไฟฟ้าเอกชนระยะที่ 2 (พ.ศ 2544-2546) จำนวน 4 ราย รวม 4,114 เมกะวัตต์ ได้แก่ บริษัท Union Power Development Co., Ltd. จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง, บริษัท Bowin Power Co., Ltd. จำนวน 673 เมกะวัตต์ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง, บริษัท BLCP Power Limited จำนวน 1,341 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง, และบริษัท Gulf Power Generation Co., Ltd. จำนวน 700 เมกะวัตต์ ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง โดยบริษัท Union Power Development Co., Ltd. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
4. การดำเนินงานในการบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัวต่อโครงการ IPP มีดังนี้
4.1 โครงการ IPP 3 โครงการที่ได้ลงนามกับ กฟผ. ไปแล้ว คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน ได้รับการยืนยันจากสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาว่าการออกประกาศของกระทรวงการ คลังเรื่องการปรับปรุงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา ถือว่าเป็นการเปลี่ยนแปลงทางกฎหมาย (Change in Law) ซึ่งตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ผู้ลงทุนมีสิทธิขอให้ กฟผ. พิจารณาปรับราคา และหามาตรการช่วยเหลือ ส่วนโครงการ IPP อีก 4 โครงการที่ได้มีการเจรจาเสร็จแล้ว แต่ยังไม่ได้มีการลงนามในสัญญา PPA ตามประกาศเชิญชวน IPP กำหนดให้สามารถเจรจาเพื่อขอปรับสัญญาได้
4.2 คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการเจรจากับผู้พัฒนาโครงการทั้ง 7 ราย จนสามารถหาข้อยุติ ที่เป็นที่ยอมรับได้ของทั้ง 2 ฝ่าย และได้มีการลงนามในข้อตกลง (Memorandum of Understanding : MOU) ซึ่งสรุปสาระสำคัญของข้อตกลงได้ดังนี้
(1) การปรับราคาซื้อขายไฟฟ้า โดยปรับปรุงสูตรการกำหนดค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) บางส่วนให้สามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามอัตราแลกเปลี่ยน ทั้งนี้ ค่า AP จะสูงขึ้นหากอัตราแลกเปลี่ยนลดต่ำกว่า 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ
(2) การเพิ่มกำลังการผลิต ตกลงให้ IPP บางรายสามารถเพิ่มกำลังการผลิตเพื่อช่วยให้ IPP สามารถจัดหาเงินกู้มาดำเนินโครงการได้ ดังนี้ BLCP เพิ่มกำลังการผลิตเป็น 1,346.5 เมกะวัตต์ Bowin เพิ่มกำลังการผลิตเป็น 713 เมกะวัตต์ และ EPEC เพิ่มกำลังการผลิตเป็น 350 เมกะวัตต์
(3) การเลื่อนวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เนื่องจากการจัดหาเงินกู้ประสบความล่าช้า จึงตกลงให้ IPT Union Power และ Gulf Power สามารถเลื่อนวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าออกไปได้ เป็นเวลาประมาณ 3-6 เดือน
(4) การจำกัดวงเงินค่าปรับสำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ ทั้ง 4 โครงการ ให้จำกัด วงเงินค่าปรับ (Penalties) ของรายรับส่วน AP ไว้ที่ 1% ของค่า APR1n (บาท/กิโลวัตต์) เป็นเวลา 12 เดือน นับจากวันจ่ายไฟเข้าระบบของ กฟผ.
(5) การเปลี่ยนแปลงทางเทคนิค ให้ Union Power เปลี่ยนค่าอุณหภูมิอ้างอิงของ cooling water จาก 32.2 °C เหลือ 28 °C
(6) การเปลี่ยนแปลงโครงสร้างสัดส่วนผู้ถือหุ้น ให้ TECO เปลี่ยนแปลงโครงสร้างสัดส่วนผู้ถือหุ้น เป็นดังนี้ Banpu Gas Power Ltd. 55.6%, Texaco 54.4%
5. คณะกรรมการ กฟผ. ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขผลกระทบที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนได้รับจากการเปลี่ยน แปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา และได้มีมติเห็นชอบในบางประเด็น ดังนี้
5.1 เห็นชอบหลักการการปรับสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าใหม่ โดยสัดส่วนเงินลงทุนที่เป็นเงินตรา ต่างประเทศที่ใช้ในการคำนวณสูตรการปรับราคารับซื้อไฟฟ้าให้แก่ IPP ให้จ่ายตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง แต่ ไม่เกิน 90% สำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมกังหันก๊าซ และไม่เกิน 72% สำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนถ่านหิน
5.2 เห็นชอบการขอปรับปรุงสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมในส่วนของ non-price ที่ IPP ทั้ง 6 ราย ขอมา ยกเว้นการขอเพิ่มขนาดกำลังการผลิตของ Bowin, BLCP, และ EPEC
5.3 ไม่เห็นชอบการจำกัดค่าปรับในช่วง 12 เดือนแรกไว้ไม่เกิน 1% ของรายได้จาก APR1 ของโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง
6. IPP ทั้ง 7 ราย ได้พิจารณาข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. ในข้อ 5 แล้ว ไม่สามารถรับข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. ได้ เนื่องจากจะทำให้โครงการไม่มีความคุ้มทุน และไม่สามารถหาเงินกู้ได้ ดังนั้น เพื่อให้ การดำเนินการแก้ไขปัญหาผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว สำหรับโครงการ IPP มีข้อยุติโดยเร็ว สพช. มีความเห็น ดังนี้
6.1 การดำเนินการแก้ไขผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัวต่อโครงการ IPP โดยเร็วเป็นเรื่องที่มีความสำคัญ มิฉะนั้นจะมีผลกระทบอย่างรุนแรงต่อความมั่นใจของผู้ลงทุนและสถาบันการเงินใน เศรษฐกิจไทย และระบบการบริหารงานทางด้านพลังงานของรัฐบาลไทย ประกอบกับ กฟผ. ได้นำโครงการ IPP ทั้ง 7 โครงการ บรรจุไว้ในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. แล้ว หากโครงการดังกล่าวจะต้องยกเลิกหรือเลื่อนออกไปอีก ก็จะมีผลต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ
6.2 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน เป็นผู้เจรจากับผู้พัฒนาโครงการ IPP ซึ่งการเจรจาดังกล่าวได้ ข้อตกลงทั้งส่วนของการปรับราคาซื้อขายไฟฟ้า และการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้านอกเหนือจากสูตรราคา (Non Price) โดยข้อตกลงทั้ง 2 ส่วน จะแยกจากกันไม่ได้ เนื่องจากคณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดให้อัตราแลกเปลี่ยนฐานอยู่ ณ ระดับ 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ดังนั้น IPP จึงขอแก้ไขสัญญาในส่วนที่ไม่เกี่ยวกับราคาไฟฟ้าด้วย เช่น การเปลี่ยนแปลงขนาดกำลังการผลิต
6.3 การขอเปลี่ยนแปลงขนาดกำลังการผลิตของ IPP นั้นจะมีผลทำให้กำลังการผลิตรวมของทั้ง 7 โครงการเปลี่ยนแปลงจาก 5,835 เมกะวัตต์ เป็น 5,909 เมกะวัตต์ ซึ่งยังอยู่ในอำนาจที่ กฟผ. จะดำเนินการได้ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ที่ได้ให้อำนาจ กฟผ. ที่จะพิจารณาเพิ่มลดปริมาณการ ซื้อขายกระแสไฟฟ้ากับเอกชนได้ในอัตราร้อยละ 20 ของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าที่ได้รับอนุมัติเพิ่มเติม 1,600 เมกะวัตต์
6.4 คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2540 และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2540 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอของอนุกรรมการฯ เพียงบางส่วน ซึ่งแตกต่างจากข้อตกลงที่ได้ลงนามไปแล้วในสาระสำคัญ และ กฟผ. ได้ดำเนินการแจ้ง IPP ทั้ง 7 โครงการแล้ว ปรากฏว่า IPP ไม่ยอมรับข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. หากจะให้ IPP รับข้อเสนอของคณะกรรมการ กฟผ. แล้ว อัตราแลกเปลี่ยนฐานจะต้องลดจาก 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ เป็น 25-26 บาท/เหรียญสหรัฐฯ ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบของค่าเงินบาทลอยตัวต่อโครงการผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ (IPP) ทั้งในส่วนของการปรับสูตรราคาซื้อขายไฟฟ้า และการปรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในส่วนที่ไม่เกี่ยวข้องกับสูตรราคาตามที่ได้มี การลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) ระหว่าง กฟผ. กับ IPP ทั้ง 7 โครงการแล้ว ดังรายละเอียดตามข้อ 4
2.ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ IPP ทั้ง 3 โครงการที่ได้มีการลงนามไปแล้ว สำหรับ IPP อีก 4 โครงการ ที่ยังไม่มีการลงนามในสัญญาให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขข้อความในสัญญา และให้มีการลงนามโดยด่วนต่อไป
เรื่องที่ 8 การจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางานเหมืองของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอเรื่องขอจัดตั้งบริษัทร่วมทุน ระหว่าง กฟผ. บริษัท Rheinbraun Engineering Und Wasser GmbH (RE) และบุคคลอื่น โดยใช้ชื่อบริษัทว่า "EGAT - RHEINBRAUN ENGINEERING COMPANY LIMITED" (EREC) ซึ่งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายรักเกียรติ สุขธนะ) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการ และได้ส่งเรื่องให้คณะอนุกรรมการประสาน การดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า เพื่อพิจารณาในรายละเอียด ซึ่งรวมถึงร่างสัญญาและข้อตกลงร่วมจัดตั้งบริษัท ประกอบด้วย สัญญาการผูกพัน (Association Contract) และสัญญาการร่วมมือ (Cooperation Contract) ก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
2. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าได้มีการพิจารณาในราย ละเอียด เมื่อวันที่ 2 กันยายน 2540 และมีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางาน เหมือง และมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำรายละเอียดแผนงานการดำเนินการจัดตั้งบริษัทฯ เพิ่มเติม และเห็นว่าควรมีการศึกษาความเป็นไปได้ในการแข่งขันด้านการตลาดด้วย รวมทั้งตรวจสอบความถูกต้องของข้อความในสัญญาการผูกพัน (Association Contract) ฉบับภาษาอังกฤษ และฉบับภาษาไทยให้สอดคล้องกัน
3. กฟผ. ได้เสนอรายละเอียดแผนงานการดำเนินการจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ ปรึกษางานเหมือง เพื่อประกอบเรื่องขออนุมัติจัดตั้งบริษัทร่วมทุนฯ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายปรับโครงสร้างแปรรูปกิจการไฟฟ้าของประเทศ โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาไฟฟ้า จากนโยบายดังกล่าว กฟผ. จึงได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท Rheinbraun Engineering Und Wasser GmbH (RE) ที่เชิญชวน กฟผ. ร่วมทุนจัดตั้งบริษัทเพื่อดำเนินธุรกิจด้านวิศวกรที่ปรึกษางานเหมืองและงาน อื่นๆ ที่เกี่ยวข้องในประเทศไทย และประเทศในภูมิภาคเอเซียตะวันออก และเห็นว่าข้อเสนอของบริษัท RE จะเป็นประโยชน์ต่องานเหมืองในอนาคต
3.2 บริษัทที่จัดตั้งใหม่เป็นบริษัทร่วมทุนชื่อ "EGAT-RHEINBRAUN ENGINEERING COMPANY LIMITED : EREC" (บริษัทอีแกต-ไรน์บราวน์ เอ็นยิเนียริ่ง จำกัด) ประกอบด้วยผู้ร่วมทุน 3 กลุ่ม คือ กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 49, บริษัท RE ถือหุ้นร้อยละ 40, และบริษัท เอ็กโก้ธุรกิจเหมือง จำกัด ถือหุ้นร้อยละ 11 โดยบริษัทฯ มีเงินทุนจดทะเบียนทั้งสิ้น 10 ล้านบาท แบ่งเป็นหุ้นสามัญ 10,000 หุ้นๆ ละ 1,000 บาท ระยะเวลาดำเนินงานในช่วงแรกประมาณ 2 ปี
3.3 บริษัท EREC มีวัตถุประสงค์ในการดำเนินธุรกิจ เพื่อให้บริการที่เกี่ยวข้องกับอุตสาหกรรมเหมืองแร่ให้แก่หน่วยงานภายนอก กฟผ. ทั้งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณเอเชียตะวันออก เพื่อสร้างชื่อเสียงของบริษัทฯ ให้เป็นที่ยอมรับในอุตสาหกรรมเหมืองแร่ในภูมิภาคเอเชียตะวันออก และเพื่อเสริมสร้างศักยภาพของ กฟผ. ให้เป็นที่ปรึกษาระดับนานาชาติ
3.4 โครงสร้างของบริษัท EREC ประกอบด้วย คณะกรรมการบริษัท มีจำนวนรวม 5 คน และพนักงานของบริษัท ประกอบด้วย กรรมการผู้จัดการ 1 คน ซึ่งแต่งตั้งโดยคณะกรรมการบริษัท และเลขานุการกรรมการผู้จัดการ 1 คน โดยระยะแรกพนักงานทั้ง 2 คน จะเป็นการขอยืมตัวจากพนักงาน กฟผ. มาปฏิบัติงานกับบริษัท EREC ชั่วคราวเป็นระยะเวลา 2 ปี
3.5 แผนธุรกิจ ประกอบด้วย แผนการตลาด โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อมุ่งเน้นการสร้างยอดขายจากการให้บริการด้านวิศวกรรม เหมืองแร่ และมุ่งสร้างภาพพจน์ด้านชื่อเสียงของบริษัท (Corporate Awareness) และคุณภาพการให้บริการให้เป็นที่รู้จักในกลุ่มเป้าหมาย ซึ่งจะเน้นที่อุตสาหกรรมถ่านหินเป็นอันดับแรก และ แผนการเงิน โดยรายได้หลักของบริษัทฯ มาจากค่านายหน้าในการติดต่องาน และรายได้จากส่วนของการบริหารโครงการต่างๆ
4. กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าโดย ได้แก้ไขข้อความในสัญญาการผูกพัน (Association Contract) ฉบับภาษาไทย และฉบับภาษาอังกฤษให้สอดคล้องกันแล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินธุรกิจที่ปรึกษางานเหมืองของ กฟผ. รวมทั้ง สัญญาการผูกพัน (Association Contract) และสัญญาการร่วมมือ (Cooperation Contract) ทั้งนี้ โครงสร้างการถือหุ้นของบริษัทร่วมทุนจะต้องไม่ทำให้บริษัทร่วมทุนดังกล่าวมี สภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ หากมีสภาพดังกล่าวก็ให้ดำเนินการลด สัดส่วนการถือหุ้นของ กฟผ. ลง รวมทั้งโครงสร้างดังกล่าวจะต้องไม่ขัดกับข้อตกลงที่รัฐบาลมีกับกองทุนการ เงินระหว่างประเทศด้วย
เรื่องที่ 9 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน โดยมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) เป็นผู้แทนรัฐบาลไทยไปเจรจากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน เรื่องการขยายความร่วมมือด้านพลังงานของทั้งสองประเทศ และการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจิงหง ในมณฑลยูนนาน เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทย รวมทั้งเห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจาก สาธารณรัฐประชาชนจีน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการเจรจารับซื้อไฟฟ้ากับรัฐบาลของสาธารณรัฐประชาชนจีน ต่อไป
2. หลังจากที่กระทรวงการไฟฟ้าแห่งสาธารณรัฐประชาชนจีน ได้พิจารณาแก้ไขร่างบันทึกความเข้าใจฯ ฉบับที่ได้รับความเห็นชอบในหลักการจากคณะรัฐมนตรีแล้วเสร็จ และได้ส่งกลับมาเพื่อให้ฝ่ายไทยได้พิจารณาและดำเนินการต่อไป พร้อมกันนี้ได้เสนอว่า หากมีการลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ ในระดับกระทรวงต่อกระทรวง แทนที่จะเป็นระดับรัฐบาลต่อรัฐบาลของทั้งสองประเทศแล้ว ก็จะช่วยลดขั้นตอนและระยะเวลาในการลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ ดังกล่าวได้
3. การแก้ไขร่างบันทึกความเข้าใจฯ ของกระทรวงการไฟฟ้าแห่งสาธารณรัฐประชาชนจีนดังกล่าวข้างต้น ได้มีการเสนอขอแก้ไขในข้อ 7 จากที่ฝ่ายไทยเสนอ โดยขอให้แก้ไขเป็น "กระทรวงการไฟฟ้าแห่งสาธารณรัฐประชาชนจีน จะอำนวยความสะดวกและให้ความช่วยเหลือเท่าที่จำเป็นแก่นักลงทุนและสถาบันการ เงินของไทย ตามนโยบายส่งเสริมการลงทุนของจีนที่กำหนดไว้ในการดำเนินโครงการไฟฟ้าใน สาธารณรัฐประชาชนจีน"
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน
2.มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรี หรือ รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี ที่กำกับการบริหาร ราชการ หรือสั่งการและปฏิบัติราชการสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นผู้ลงนามในบันทึกความเข้าใจในข้อ 1 แต่ทั้งนี้หากทั้งสองฝ่ายเห็นควรให้มีการแก้ไขร่างบันทึกดังกล่าวในราย ละเอียดปลีกย่อย ซึ่งไม่ใช่การเปลี่ยนแปลงในสาระสำคัญก็ให้รองนายกรัฐมนตรี หรือ รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี ที่ได้รับมอบหมายสามารถลงนามในบันทึกดังกล่าวที่ได้แก้ไขแล้ว
เรื่องที่ 10 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 โดยทั้งสองฝ่ายได้ตกลง ร่วมกันที่จะส่งเสริมและพัฒนาไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้ประเทศไทยในปริมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 และได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ล) และคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป.ลาว (Committee for Energy and Electric Power-CEEP) เพื่อทำหน้าที่ในการประสานความร่วมมือในการพัฒนาโครงการให้เป็นไปตามบันทึก ความเข้าใจดังกล่าว
2. ในการประชุมระหว่าง คปฟ-ล. กับ CEEP เมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2540 ณ สปป.ลาว ทั้ง 2 ฝ่าย ได้เจรจาตกลงการซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 จนสามารถได้ข้อยุติและได้นำไปสู่การเจรจาในรายละเอียดของบันทึกความเข้าใจ ทั้งสองโครงการ
3. หลังจากที่การเจรจาในรายละเอียดของบันทึกความเข้าใจทั้งสองโครงการ ได้ตกลงกันเป็นที่เรียบร้อย และ คปฟ-ล. ก็ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบในร่างบันทึกความเข้าใจของโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 แล้ว การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 จึงได้มีการร่วมลงชื่อย่อเพื่อการผูกพันเบื้องต้น (Initial) และพร้อมนี้ กฟผ. ก็ได้ส่งร่างบันทึกความเข้าใจของทั้งสอง โครงการดังกล่าวมายังสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4. โครงการน้ำงึม 2 เป็นโครงการเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำ ตั้งอยู่บนลำน้ำงึมใน สปป.ลาว มีกำลังผลิต ติดตั้ง 615 เมกะวัตต์ คู่สัญญาประกอบด้วย กฟผ. และ Shlapak Group Co., Ltd มีอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 30 ปี นับจากวันเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าในเชิงพาณิชย์ ในวันที่ 1 มีนาคม 2546 โดยมีจุดส่งมอบไฟฟ้า ณ จังหวัดหนองคาย และจะมีการรับซื้อไฟฟ้า Primary Energy ในราคาเฉลี่ยตลอดอายุโครงการเท่ากับ 5.63 เซนต์สหรัฐฯ ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง
5. โครงการน้ำงึม 3 เป็นโครงการเขื่อนไฟฟ้าพลังน้ำ ตั้งอยู่บนน้ำงึมใน สปป.ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 460 เมกะวัตต์ คู่สัญญาประกอบด้วย กฟผ. และ Nam Ngum 3 Power Company Limited (การไฟฟ้าลาวและ MDX Lao Company Limited) มีอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าในเชิงพาณิชย์ในวันที่ 1 มีนาคม 2546 โดยมีจุดส่งมอบไฟฟ้า ณ จังหวัดหนองคาย และจะมีการรับซื้อไฟฟ้า Primary Energy ในราคาเฉลี่ยตลอดอายุโครงการเท่ากับ 5.78 เซนต์สหรัฐฯ ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง สาเหตุที่ราคา รับซื้อไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 สูงกว่าโครงการน้ำงึม 2 เนื่องจากรัฐบาลแห่ง สปป. ลาว เป็นผู้ถือหุ้นใน โครงการนี้ถึงร้อยละ 45 และค่าภาคหลวงของโครงการน้ำงึม 3 ก็สูงกว่าโครงการน้ำงึม 2 ด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ฉบับที่มีการ ลงชื่อย่อเพื่อการผูกพันเบื้องต้น (Initial) เพื่อให้ กฟผ. นำไปลงนามในบันทึกความเข้าใจกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการ น้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ต่อไป
2.อนุมัติในหลักการว่า หากคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป. ลาว (Committee for Energy and Electric power: CEEP) เสนอให้มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 และน้ำงึม 3 ซึ่งไม่มีผลต่อการเปลี่ยนแปลงค่าไฟฟ้าเฉลี่ย หรือมีการเปลี่ยนแปลงแนวสายส่งใน สปป. ลาว สำหรับโครงการทั้งสอง โดยไม่มีผลกระทบต่อระบบส่งฝั่งไทยที่สร้างเพื่อเชื่อมโยงกัน ณ ชายแดนไทย-ลาว ก็ให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขรายละเอียดของร่างบันทึกความเข้าใจ เรื่องการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 2 และ น้ำงึม 3 ในส่วนที่เกี่ยวข้องดังกล่าวได้
เรื่องที่ 11 เรื่องแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ฉบับที่ 2) ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539 เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 1 ปี ค.ศ. 1997-2005 ของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 กันยายน 2540 เห็นชอบในหลักการของกรอบและทิศทางการปรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 8 โดยให้สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ปรับปรุงกรอบการลงทุนรวมของประเทศทั้งภาครัฐและเอกชน นอกจากนี้จากภาวะการชะลอตัวทางเศรษฐกิจของประเทศได้ส่งผลกระทบต่อปริมาณการ ใช้พลังงานโดยรวมของประเทศ ปตท. จึงได้ปรับแผน การลงทุนและแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฉบับที่ 1 ซึ่งกระทรวงอุตสาหกรรมได้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อขออนุมัติแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Master Plan) ฉบับที่ 2 ปี ค.ศ. 1998-2006
2.สาระสำคัญของแผนแม่บทระบบท่อก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 2 ปี ค.ศ. 1998-2006 สรุปได้ดังนี้
2.1 การปรับปรุงแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ
(1) ดำเนินการโครงการติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ในทะเล (Midline Compressor) ควบคู่ไปกับการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกจากจังหวัดระยองไปโรงไฟฟ้าบางปะกงเส้นที่ 3 และการวางท่อส่งก๊าซฯ จาก JDA ไปยังแท่นชุมทางเอราวัณ 2 (JDA-ERP2) ทดแทนการวางท่อส่งก๊าซฯ เส้นที่ 3 ในทะเลจาก JDA ไปราชบุรี ซึ่งการดำเนินการนี้จะต้องตัดเชื่อมท่อส่งก๊าซฯ สายประธานระยะที่ 1 และท่อคู่ขนานในทะเลด้วย เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จ จะทำให้ระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลตามแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 2 มีขีดความสามารถจัดส่งก๊าซฯ ได้เพิ่มขึ้นประมาณ 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เมื่อรวมกับระบบท่อเดิมแล้วจะทำให้ความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเพิ่มขึ้นเป็น 2650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งเพียงพอในการบริการจัดส่งก๊าซฯ ในช่วงระยะเวลา 10 ปีข้างหน้า
(2) ลดขนาดท่อราชบุรี-วังน้อย จากเดิมเส้นผ่าศูนย์กลาง 36 นิ้ว และเครื่องเพิ่มความดัน ต้นทางและปลายทาง เป็นขนาดเส้นผ่าศูนย์กลาง 30 นิ้ว โดยชะลอการลงทุนติดตั้งเครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ออกไปจนกว่าจะเห็นว่ามีความจำเป็น
2.2 โครงการในแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 2 ประกอบด้วย โครงการจำนวน 12 โครงการ ดังนี้
(อัตราแลกเปลี่ยน 1US$ = 36 บาท)
โครงการหลัก | กำหนดแล้วเสร็จ | เงินลงทุน (ล้านบาท) |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งไพลิน | ระยะที่ 1 1998 ระยะที่ 2 1999 |
2,231 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่ง JDA ไปเอราวัณ | ปลายปี 2000 | 20,040 |
โครงการ Midline Compressor พร้อม Platform และท่อต่อ | ปลายปี 2000 | 8,222 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ระยองไปบางปะกง | ปลายปี 2000 | 9,331 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย | กลางปี 1999 | 8,457 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย ไปโรงจักรพระนครใต้ | ไตรมาสที่ 1 ปี 2000 | 2,832 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งเบญจมาศเชื่อมท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่งทานตะวัน | กลางปี 1999 | 487 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากท่อคู่ขนานไปโรงไฟฟ้าทับสะแก | ปลายปี 2006 | 9,172 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากแหล่ง JDA ไปสงขลา | ปลายปี 2000 | 5,729 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากสงขลาไปยะลา (ชายแดนไทย-มาเลเซีย) | ปลายปี 2000 | 2,830 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากโรงแยกก๊าซขนอมไปสุราษฎร์ธานี | ปลายปี 2002 | 2,508 |
โครงการท่อส่งก๊าซฯ จากโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีไปโรงไฟฟ้ากระบี่ | ปลายปี 2004 | 6,239 |
รวมเงินลงทุนทั้งสิ้น | 78,078 |
2.3 โครงการเร่งด่วนที่มีความจำเป็นจะต้องเร่งรัดการดำเนินการมีจำนวน 6 โครงการ เพื่อ สร้างความมั่นคงให้กับระบบจัดจ่ายก๊าซฯ ของประเทศและสามารถจัดส่งก๊าซฯ จากสหภาพพม่าไปเสริมบริเวณโรงไฟฟ้าวังน้อยได้ตามความจำเป็น ดังนี้
ท่อไพลิน - ERP 2 กำหนดแล้วเสร็จปลายปี ค.ศ. 1998
ท่อราชบุรี - วังน้อย กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 1999
ท่อ JDA - เอราวัณ กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 2000
เครื่องเพิ่มความดันก๊าซฯ ในทะเล กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 2000
ท่อระนอง - บางปะกง เส้นที่ 3 กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 2000
ท่อเบญจมาศ กำหนดแล้วเสร็จกลางปี ค.ศ. 1999
2.4 เงินลงทุนในการดำเนินงานตามแผนแม่บทดังกล่าว มีวงเงินรวมประมาณ 78,078 ล้านบาท (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 1 US$ = 36 บาท) ซึ่งจะมีการกระจายการลงทุนตามความจำเป็นในช่วงเวลาที่เหมาะสม และแผนการดำเนินงานจะมีวงเงินการลงทุนสูงสุดในปี ค.ศ. 2000 กล่าวคือ ประมาณ 27,423 ล้านบาท โดยใช้เงินลงทุนส่วนหนึ่งจากรายได้ของ ปตท.เอง และเงินกู้จากต่างประเทศ สัดส่วนประมาณ 25 : 75 ซึ่ง ปตท.จะดำเนินการศึกษาผลตอบแทนการลงทุนโครงการในแผนแม่บทฯ ฉบับที่ 2 ในแต่ละโครงการต่อไป และเมื่อเปรียบเทียบเงินลงทุนของแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซฯ ฉบับที่ 1 และ ฉบับที่ 2 ทำให้เงินลงทุนทั้งหมดเปลี่ยนแปลงจาก 112,394 ล้านบาท มาเป็น 78,078 ล้านบาท (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 1 US$ = 36 บาท) ทำให้สามารถลดการลงทุนได้เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 34,316 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 2 ในช่วงปี พ.ศ. 2541-2549 ตามที่ ปตท. เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการก่อสร้างระบบท่อและอุปกรณ์ต่างๆ โดยมีโครงการที่จะอนุมัติในช่วงปี พ.ศ. 2541-2549 จำนวน 12 โครงการ วงเงินลงทุนทั้งสิ้น 78,078 ล้านบาท
2.ให้ใช้แผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามข้อ 1 เป็นกรอบของการพิจารณาในรายละเอียดของโครงการในช่วงปี พ.ศ. 2541-2549 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีโครงการที่ได้รับอนุมัติให้ดำเนินการในช่วง พ.ศ. 2541-2549 จำนวน 12 โครงการ ดังรายละเอียดตามข้อ 2.2 ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำเสนอโครงการตามขั้นตอนที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2539
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะ-กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปจัดทำรายละเอียดเรื่องการขายหุ้น ปตท. ในบริษัท ปตท.สผ. จำกัด ซึ่งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) ได้เป็นประธานในการประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2540 และได้มีมติมอบหมายให้ ปตท. จัดทำแผนการขายหุ้นในบริษัท ปตท.สผ. ซึ่งอาจจะว่าจ้างที่ปรึกษาเพิ่มเติมทำการศึกษาเฉพาะเรื่อง เมื่อการจัดทำแผนการขายหุ้นแล้วเสร็จให้มีการจัดประชุมระหว่างหน่วยงานที่ เกี่ยวข้อง เพื่อเตรียมแผนการขายหุ้นในบริษัท ปตท.สผ. เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. ปตท. ได้มีการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษา 9 แห่ง ดำเนินการศึกษาแนวทางการแปรรูป ปตท. รวมทั้งการขายหุ้นของ ปตท. ในบริษัท ปตท.สผ. และบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) นอกจากนี้ สพช. ได้มีการว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาทำการศึกษาเรื่องดังกล่าวเช่นกัน และในการหารือร่วมกันระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง สพช. ปตท. และ ปตท.สผ. ได้พิจารณาแผนการจำหน่ายหุ้นของบริษัท ปตท.สผ. ตามผลการศึกษาของบริษัทที่ปรึกษาและเห็นควรให้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ ทั้งนี้คณะกรรมการ ปตท. ได้ให้ความเห็นชอบแผนดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2540
3. ประเด็นพิจารณาประกอบการจัดทำแผนการขายหุ้นในบริษัท ปตท.สผ. ประกอบด้วย ภาวะตลาดหุ้น (Market Position) ทางเลือกในการเสนอขายหุ้น ปตท.สผ. โดยการเสนอขายให้กับพันธมิตรร่วมทุน (Strategic Investor) และการเสนอขายให้กับนักลงทุนทั่วไป กำหนดเวลาและโครงสร้างในการเสนอขายผลกระทบต่อการ แปรรูปของ ปตท. ผลกระทบต่อ ปตท.สผ. จำนวนหุ้นที่จะเสนอขาย และประเด็นที่เกี่ยวข้องกับขั้นตอนการเสนอขาย
4. ข้อเสนอแนวทางการจำหน่ายหุ้น ปตท.สผ. มีดังนี้
4.1 การลดสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน ปตท.สผ. อาจทำโดยวิธีการเพิ่มทุนของ ปตท.สผ. และ/หรือ วิธีการจำหน่ายหุ้นในส่วนเดิมที่ ปตท. ถือครอง
4.2 แนวทางการจำหน่ายหุ้น ปตท.สผ. ควรเลือกวิธีการจำหน่ายหุ้นกับนักลงทุนทั่วไป โดยสัดส่วนนักลงทุนไทยและต่างชาติควรพิจารณาตามภาวะตลาดในช่วงที่เสนอขาย
4.3 ระยะเวลาที่เป็นไปได้ในการจำหน่ายหุ้นของ ปตท.สผ. โดยเร็วที่สุดควรจะเป็นช่วงครึ่งปีแรกของปี 2541 และการจำหน่ายหุ้นของ ปตท. อันเนื่องมาจากการแปรรูป ควรดำเนินการหลังจากการจำหน่ายหุ้นของ ปตท.สผ. แล้วประมาณ 6-12 เดือน ซึ่งจะเป็นช่วงประมาณปลายปี 2541 ถึงต้นปี 2542
4.4 การถือหุ้นของ ปตท. ใน ปตท. สผ. กำหนดให้มีสัดส่วนการถือหุ้นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 51 ทั้งนี้เพื่อสร้างความมั่นใจให้นักลงทุน แต่ภายใต้ภาวะตลาดในปัจจุบันปริมาณหุ้นที่จะจำหน่ายให้กับนักลงทุนในระยะแรก ควรจำหน่ายประมาณร้อยละ 5-10 ของปริมาณหุ้นทั้งหมดของบริษัท และคำนึงถึงการลดสัดส่วนการถือหุ้นโดยการเพิ่มทุนของ ปตท.สผ. เองด้วย
4.5 ให้ ปตท.และ/ หรือ ปตท.สผ. คัดเลือกและว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาทางการเงิน ดำเนินการจำหน่ายหุ้นด้วยวิธีการขายให้นักลงทุนทั่วไปในตลาดหลักทรัพย์ และดำเนินการจำหน่ายหุ้นเมื่อตลาดมีความพร้อม
4.6 การขอยกเว้นกฎระเบียบที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจเกี่ยวกับการจำหน่ายจ่ายโอน หุ้น หรือกิจการของรัฐวิสาหกิจนั้น เพื่อให้สามารถดำเนินการจำหน่ายหุ้นได้ในระยะเวลาที่กำหนด โดยการกำหนดราคาและวิธีการจำหน่ายหุ้น ปตท.สผ. จะเป็นไปตามกลไกตลาด และวิธีปฏิบัติที่เหมาะสมกับสภาวะตลาด ณ ช่วงเวลาที่ดำเนินการจำหน่ายหุ้น
4.7 ปตท.สผ. ควรต้องแก้ไขข้อบังคับของบริษัทในเรื่องข้อจำกัดในการถือหุ้นของผู้ถือหุ้น ต่างชาติ ซึ่งในปัจจุบันกำหนดให้ผู้ถือหุ้นต่างชาติถือได้ร้อยละ 20 ของจำนวนหุ้นทั้งหมด ซึ่งสัดส่วนการถือหุ้นโดยต่างชาติ อยู่ในระดับร้อยละ 20 แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอแผนการจำหน่ายหุ้นของ บริษัท ปตท.สผ. จำกัด (มหาชน) และมอบหมายให้ ปตท. และบริษัท ปตท.สผ. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการให้เกิดผลเป็นรูปธรรม โดยให้รายงานผลการดำเนินงานต่อ สพช. ทุกระยะ
เรื่องที่ 13 การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้ กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปจัดทำรายละเอียด เรื่อง การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัดโดยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) ได้เป็นประธานในการประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเมื่อวันที่ 19 กันยายน 2540 และได้มอบหมายให้ สพช. และกระทรวงการคลังนัดหารือเพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางในการขายหุ้นของกระทรวง การคลัง โดย สพช. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อศึกษาเรื่องดังกล่าว และได้นำเสนอผลการศึกษาเพื่อหารือร่วมกันระหว่างกระทรวงการคลังและสพช. ซึ่งผลการหารือเห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อ พิจารณา
2. แผนการขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ฯ มีดังนี้
2.1 ประเด็นประกอบการพิจารณา มีดังนี้
(1) วัตถุประสงค์ของการดำเนินการขายหุ้นดังกล่าว ประกอบด้วย
รัฐบาลมีอำนาจการต่อรองทำให้ได้รับผลประโยชน์สูงสุดจากการขายหุ้น
วิธีการเป็นที่ยอมรับและได้รับความร่วมมือจากบริษัท เอสโซ่ฯ
ขั้นตอนการดำเนินการโปร่งใสเป็นที่ยอมรับโดยทั่วไป
ระยะเวลาการดำเนินการสั้น
ช่วยระดมเงินทุนจากต่างประเทศ
ช่วยพัฒนาตลาดทุนไทยให้เป็นที่สนใจในระดับนานาชาติ
สอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาของบริษัท เอสโซ่ฯ กับกระทรวงอุตสาหกรรม
(2) ทางเลือกในการเสนอขายหุ้นมี 3 ทางเลือก คือ
ทางเลือกที่ 1 เสนอขายคืนให้กับกลุ่มเอสโซ่ โดยมีการประเมินราคาโดยผู้ประเมินอิสระจำนวนหนึ่ง
ทางเลือกที่ 2 เสนอขายให้แก่พันธมิตรธุรกิจ (Strategic Partner)
ทางเลือกที่ 3 เสนอขายให้กับนักลงทุนโดยทั่วไป และนำบริษัทเข้าจดทะเบียน ในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
(3) ผลการวิเคราะห์ พบว่าทางเลือกที่ 1 และ 3 คือ การเสนอขายคืนให้แก่บริษัทเอสโซ่ฯ และการเสนอขายให้แก่นักลงทุนทั่วไป โดยนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย จัดว่า มีความเหมาะสมที่ใกล้เคียงกัน การเปิดทางให้สามารถเจรจาได้ทั้ง 2 วิธี จะเป็นวิธีที่ดีที่สุด
2.2 ข้อเสนอแนะในการเจรจาต่อรอง บริษัทที่ปรึกษาได้มีข้อเสนอแนะเพื่อใช้ประกอบการเจรจาต่อรองกับบริษัทเอส โซ่ฯ ในการซื้อหุ้นคืนโดยกำหนดประเด็นในการเจรจาต่อรองไว้อย่างละเอียด
2.3 ขั้นตอนการดำเนินการขายหุ้นคืน ใช้ระยะเวลาทั้งหมดประมาณ 4 เดือน ส่วนการดำเนินงาน ในการเสนอขายหุ้นให้นักลงทุนทั่วไป ใช้ระยะเวลาทั้งหมดประมาณ 6 เดือน
มติของที่ประชุม
1.ให้กระทรวงการคลังรับไปเจรจากับบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด เพื่อขายหุ้นคืนทั้งหมดหรือเจรจาทางเลือกอื่นที่จะก่อให้เกิดประโยชน์แก่รัฐ มากที่สุด
2.ให้เพิ่มกระทรวงอุตสาหกรรม เข้าร่วมการพิจารณาจัดทำแผนการขายหุ้นของกระทรวงการคลังใน บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด ด้วย เนื่องจากกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ในฐานะคู่สัญญาของบริษัท เอสโซ่ฯ และเมื่อการจัดทำแผนแล้วเสร็จให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแหงชาติ พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 14 การแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของการไฟฟ้านครหลวง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) รับไปจัดทำรายละเอียด เรื่อง การแปรรูป กิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของ กฟน. เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
2. กฟน. ได้ว่าจ้างบริษัทเงินทุนหลักทรัพย์ กรุงไทยธนกิจ จำกัด (มหาชน) ทำการศึกษาเรื่องดังกล่าว และได้มีการนำเสนอผลการศึกษาในการหารือระหว่าง กฟน. และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เพื่อพิจารณานำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
3. แผนการแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีต กฟน. มีขั้นตอนการดำเนินงาน ดังนี้
3.1 การจดทะเบียนจัดตั้งบริษัท จำกัด (ธันวาคม 2540) มีแนวทางดังนี้
(1) โครงสร้างผู้ถือหุ้นในระยะแรก กฟน. ถือหุ้นในบริษัทร้อยละ 100 ส่วนในระยะที่สอง ปี พ.ศ. 2542-2543 กฟน. ถือหุ้นใหญ่ในบริษัท และมีสัดส่วนการถือหุ้นไม่เกินร้อยละ 49 ส่วนที่เหลือร้อยละ 51 เปิดให้หน่วยงานรัฐวิสาหกิจอื่น และบริษัทเอกชนเข้ามาดำเนินการถือหุ้น
(2) คณะกรรมการบริษัท ประกอบด้วย ประธานกรรมการบริษัท และคณะกรรมการซึ่งมาจาก กฟน. หรือผู้มีความรู้ความสามารถในด้านธุรกิจที่บริษัทดำเนินการอยู่
(3) โครงสร้างองค์กร ประกอบด้วย ฝ่ายบริหาร ฝ่ายบัญชีและการเงิน ฝ่ายขายและ การตลาด ฝ่ายวิศวกรรม และฝ่ายผลิต
(4) การดำเนินธุรกิจ แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะแรก บริษัทจะผลิตและจำหน่ายผลิตภัณฑ์คอนกรีตประเภทเสาไฟฟ้า และคอนกรีตสำเร็จรูปประเภทต่างๆ ที่ดำเนินการในปัจจุบัน โดยกำหนดราคาเท่ากับราคาที่จำหน่ายให้ กฟน. แต่จะกำหนดให้ลดราคาลงทุกปี เพื่อสามารถแข่งขันได้ โดย กฟน. เป็นตลาดเป้าหมายในระยะแรก และบริษัทมีจำนวนพนักงานไม่เกิน 224 คน ส่วนในระยะสอง บริษัทขยายธุรกิจ หรือ เพิ่มผลิตภัณฑ์โดยเน้นธุรกิจที่อาศัยเทคโนโลยีสูง ซึ่งควรเปิดโอกาสให้บริษัทเอกชนเข้าร่วมทุนและบริหารงาน
3.2 การว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาในการวางรูปแบบระยะที่ 2 (มกราคม - ตุลาคม 2541)
3.3 การขออนุมัติยกเว้นคำสั่ง กฎระเบียบ ข้อบังคับ ตลอดจนมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปมาใช้บังคับกับบริษัทใน ระยะแรก ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินการคล่องตัว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนการแปรรูปหน่วยงานสำนักงานออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์ เป็น บริษัทออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์ จำกัด ตามข้อเสนอของ กฟน. ทั้งนี้ ให้ กฟน. ปรับแผนการดำเนินการเพื่อให้พ้นการเป็น รัฐวิสาหกิจให้เร็วขึ้น และให้พิจารณาหาพันธมิตรร่วมทุน (Strategic Investor) แทนการเข้าถือหุ้นของรัฐวิสาหกิจอื่น
2.เห็นชอบให้ บริษัท ออกแบบและสร้างผลิตภัณฑ์ จำกัด ที่ กฟน. ถือหุ้นเกินกว่าร้อยละ 50 ซึ่ง ยังคงสภาพเป็นรัฐวิสาหกิจได้รับการยกเว้นคำสั่ง กฎระเบียบ ข้อบังคับ ตลอดจนมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปมาใช้บังคับ เพื่อให้บริษัทดังกล่าวสามารถดำเนินการได้คล่องตัวเช่นเดียวกับบริษัทเอกชน ทั่วไป
เรื่องที่ 15 การขายหุ้นของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 เห็นชอบแนวทางในการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน โดยมอบหมายให้กระทรวงการคลัง กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (บผฟ.) รับไปจัดทำรายละเอียดเรื่องการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. โดยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์) ได้เป็นประธานในการประชุมหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดแนวทางและเร่งรัด การดำเนินการตามแนวทางการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชนในกิจการด้านพลังงาน เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2540 และได้มอบหมายให้กระทรวงการคลัง กฟผ. สพช. และ บผฟ. หารือเพื่อจัดทำข้อเสนอแนวทางในการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ.
2. กฟผ. ได้ว่าจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อศึกษาแนวทางในเรื่องดังกล่าว และบริษัทฯ ได้นำเสนอผลการศึกษาให้หน่วยงานที่รับผิดชอบ ได้แก่ กระทรวงการคลัง กฟผ. สพช. และ บผฟ. (กระทรวงการคลังไม่ได้เข้าประชุม) เพื่อพิจารณาผลการศึกษาดังกล่าว และเห็นควรให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ต่อไป
3. แผนการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. สรุปประเด็นสำคัญของการเสนอขายหุ้น ได้ดังนี้
3.1 แนวทางการเสนอขายหุ้นที่เหมาะสมที่สุด คือ การลดสัดส่วนการถือหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. จากที่ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 39.96 ของจำนวนหุ้นที่ออกจำหน่ายแล้ว รวมทั้งหุ้นสำรอง (Warrants) ของ บผฟ. ลงเหลือร้อยละ 25.05 โดยจำหน่ายหุ้นให้กับพันธมิตรร่วมทุน (Strategic Investor) ภายใต้เงื่อนไขว่า ในอนาคต กฟผ. และ บผฟ. จะเปิดโอกาสให้พันธมิตรร่วมทุนสามารถเพิ่มสัดส่วนการถือหุ้นใน บผฟ. ได้ใน 2 กรณี คือ กรณีที่พันธมิตรร่วมทุนซื้อหุ้นโดยตรงจาก กฟผ. หรือ กรณีที่พันธมิตรร่วมทุนซื้อหุ้นใหม่จากการเพิ่มทุนของ บผฟ. ซึ่งแนวทางนี้ กฟผ. อาจเสียโอกาสในการที่จะได้ราคาหุ้นสูงสุด เนื่องจากการเสนอขายเพียงร้อยละ 14.9 อาจจะไม่ดึงดูดให้เสนอราคาที่มี Premium มากเมื่อเทียบกับการเสนอขายในสัดส่วนที่มีมากกว่าร้อยละ 25
3.2 เกณฑ์ในการพิจารณาราคาขายของหุ้น บผฟ. มูลค่าราคาหุ้นที่จะได้รับจากการเสนอขาย จะขึ้นอยู่กับแนวทางเลือกโครงสร้างของการเสนอขายหุ้น ซึ่งกลุ่มที่ปรึกษามีความเห็นว่า มูลค่าหุ้นที่ควรจะได้รับในการเสนอขายครั้งนี้ ควรจะมีมูลค่าที่สูงกว่าราคาหุ้นเฉลี่ยของ บผฟ. ในช่วงระยะ 3 เดือนก่อนจะมีการเปิดให้ยื่นเสนอซื้อ
3.3 ขั้นตอนในการเสนอขายที่เหมาะสมคือ การพิจารณาคัดเลือกจากพันธมิตรร่วมทุนที่มีคุณสมบัติเหมาะสม 4-6 ราย แล้วตามด้วยขั้นตอนการพิจารณาคำเสนอซื้อ ซึ่งเสนอโดยพันธมิตรร่วมทุนดังกล่าว คาดว่าขั้นตอนในการเสนอขาย จะมีระยะเวลาประมาณ 6 เดือน
3.4 เกณฑ์ในการพิจารณาคุณสมบัติของพันธมิตรร่วมทุน กลุ่มที่ปรึกษาเสนอให้ กฟผ. และ บผฟ. พิจารณาคุณสมบัติในเบื้องต้น คือ มูลค่าตลาดของขนาดธุรกิจ ข้อมูลทางการเงิน อันดับความน่าเชื่อถือประสบการณ์การดำเนินธุรกิจในประเทศไทยและภูมิภาคเอ เซีย โครงสร้างที่เสนอเพื่อถือหุ้น แผนการดำเนินธุรกิจ ความเห็นของผู้เสนอซื้อและเงื่อนไขสัญญา
3.5 แผนการใช้เงินที่ได้รับจากการขายหุ้น กฟผ. จะใช้เป็นงบการลงทุนในปี 2541 แทนการใช้เงินกู้ภายในประเทศ และจัดตั้งกองทุนเงินสวัสดิการสำหรับพนักงานที่สมัครใจลาออกก่อนอายุเกษียณ โดยจะขออนุมัติใช้เงินจำนวนไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ของจำนวนเงินทั้งหมดที่ได้รับจากการขายหุ้น บผฟ.
4. การเข้าทำสัญญาซื้อขายหุ้น (Share Purchase Agreement) และสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) กฟผ. ตกลงในเบื้องต้นที่จะเข้าทำสัญญาซื้อขายหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุน และ กฟผ. และ บผฟ. ตกลงในเบื้องต้นที่จะเข้าทำสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุน รวมทั้งสัญญาและ/หรือเอกสารหลักฐานอื่นที่เกี่ยวข้อง (ถ้ามี) กับพันธมิตรร่วมทุน
การพิจารณาของที่ประชุม
ประธานฯ ได้ตั้งข้อสังเกตใน 2 ประเด็น คือ ควรคำนึงถึงจังหวะระยะเวลาการขายหุ้นของ บผฟ. เพื่อที่จะให้ได้ราคาสูงสุด และควรมีการศึกษาเปรียบเทียบว่าจำนวนเงินที่ได้มาจากการขายหุ้นครั้งนี้ สามารถลดดอกเบี้ยเงินกู้ของ กฟผ. ได้เพียงใด
มติของที่ประชุม
1.ให้ กฟผ. ขายหุ้นและดำเนินการตามรายละเอียดในข้อ 3
2.ขอยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่าย กิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504
3.ให้แต่งตั้งคณะกรรมการคัดเลือกพันธมิตรร่วมทุน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการ-นโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนจากกระทรวงการคลัง ผู้แทนจากบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (บผฟ.) และผู้แทนจาก กฟผ. เป็นกรรมการ โดยมีหน้าที่คัดเลือกพันธมิตรร่วมทุน และกำหนดราคาหุ้นซึ่ง รวมหุ้นเดิมที่ กฟผ. ประสงค์จะขายและหรือหุ้นออกใหม่จากการเพิ่มทุน และหุ้นที่ กฟผ. จะต้องขายให้กับพันธมิตรร่วมทุนตามสิทธิพึงได้รับก่อน (Rights of First Refusal) ภายใต้สัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น (Shareholders Agreement) แล้วนำเสนอคณะกรรมการ กฟผ. ต่อไป
4.ให้คณะกรรมการ กฟผ. อนุมัติเลือกพันธมิตรร่วมทุนและกำหนดราคาหุ้นที่จำหน่ายตามข้อ 3 ข้างต้น แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป
5.ให้ กฟผ. ทำสัญญาซื้อขายหุ้น (Share Purchase Agreement) กับพันธมิตรร่วมทุน และให้ กฟผ. และ บผฟ. เข้าทำสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น และสัญญาและเอกสารหลักฐานอื่นที่เกี่ยวข้อง (ถ้ามี) กับพันธมิตรร่วมทุน และขอทำสัญญาและเอกสารหลักฐานอื่นๆ (ถ้ามี) เป็นภาษาอังกฤษ
6.เงินที่ได้จากการจำหน่ายหุ้นให้ กฟผ. นำไปจัดสรรดังนี้
(1) จัดสรรร้อยละ 90 ของรายได้สุทธิจากการจำหน่ายหุ้น สำหรับการลงทุนของ กฟผ. ในอนาคตแทนการใช้เงินกู้
(2) จัดสรรร้อยละ 10 ของรายได้สุทธิจากการจำหน่ายหุ้น สำหรับจัดตั้งกองทุนบริหารทรัพยากรบุคคล แล้วนำไปใช้ในโครงการพนักงานลาออกจากงานด้วยความยินดีทั้ง 2 ฝ่าย (Mutual Separation Schemes : MSS) เพื่อชดเชยให้แก่บุคลากรที่ได้รับผลกระทบจากการที่รัฐบาลมีนโยบายในการเร่ง รัดการแปรรูป
7.ให้ กฟผ. จ้างกลุ่มที่ปรึกษาทางการเงิน ได้แก่ Kleinwort Benson Limited, Lehman Brothers Limited และ บริษัท หลักทรัพย์ไทยพาณิชย์ จำกัด เป็นที่ปรึกษาเพื่อทำการเสนอขายหุ้นให้กับพันธมิตรร่วมทุน โดยให้ดำเนินการจัดจ้างโดยวิธีพิเศษ เนื่องจากกลุ่มที่ปรึกษาดังกล่าวได้ทำการศึกษาเรื่องแนวทางการขายหุ้นของ กฟผ. ใน บผฟ. อยู่แล้ว เพื่อให้การดำเนินงานมีความต่อเนื่อง และแล้วเสร็จภายในระยะเวลาที่กำหนด
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยความเห็นชอบของคณะรัฐมนตรี ให้ดูแลกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมตั้งแต่ปี พ.ศ. 2535 เพื่อให้สามารถนำดอกผลอันเกิดจากเงินกองทุนจำนวน 350 ล้านบาท ที่ได้รับจากบริษัทเอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด ตามสัญญาโรงกลั่นน้ำมันมาใช้ประโยชน์ในการส่งเสริมและสนับสนุนงานด้าน พลังงานและปิโตรเลียม โดยมีระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 เป็นกรอบในการบริหารงานกองทุน ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมทำ หน้าที่พิจารณา จัดระเบียบ วางแนวทางและพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน ทั้งนี้ โดยกำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ทำหน้าที่พิจารณาจัดระเบียบ วางแนวทาง และพิจารณาจัดสรรเงินกองทุน
2. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม ในรอบปีงบประมาณ 2540 เพื่อรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ และพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการจัดสรรเงินในปีงบประมาณ 2541-2543 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ แล้ว โดยมีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้
2.1 ผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ในรอบปีงบประมาณ 2540 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2539 อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2540 จำนวนเงินทั้งสิ้น 55.0 ล้านบาท ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาอนุมัติวงเงินทั้งสิ้น 55.9 ล้านบาท ดังนี้
หมวดรายจ่าย | วงเงินตามแผน | อนุมัติ |
(1) การค้นคว้า ศึกษา วิจัย | 17.00 | 12.20 |
(2) ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 12.00 | 13.40 |
(3) การประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ข้อมูล | 10.00 | 8.50 |
(4) การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 10.00 | 8.50 |
(5) การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.50 | 5.50 |
(6) ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.50 | 0.50 |
รวม | 55.00 | 55.90 |
2.2 รายงานสถานะการเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2540 กองทุนฯ มีสินทรัพย์รวม 428.8 ล้านบาท แบ่งเป็น เงินฝากกระแสรายวัน 0.02 ล้านบาท เงินฝากออมทรัพย์ 41.34 ล้านบาท เงินฝากประจำ 387.13 ล้านบาท และลูกหนี้เงินยืม 0.31 ล้านบาท ในส่วนของหนี้สินและทุนประกอบด้วย หนี้สิน 0.37 ล้านบาท ทุน 350 ล้านบาท และรายรับมากว่ารายจ่ายทั้งสิ้น 78.43 ล้านบาท
2.3 แผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2541-2543 ตามข้อกำหนดในระเบียบว่าด้วยการบริหารกองทุนฯ กำหนดให้มีการทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ อย่างน้อยทุกปีหรือตามความจำเป็น ดังนั้นจึงเห็นสมควรให้มีการปรับแผนการใช้จ่ายเงิน สำหรับปีงบประมาณ 2541-2543 โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
หมวดรายจ่าย | ปีงบประมาณ | รวม | ||
2541 | 2542 | 2543 | ||
(1) การค้นคว้า วิจัย ศึกษา | 16.50 | 16.50 | 16.50 | 49.50 |
(2) ทุนการศึกษาและฝึกอบรม | 9.40 | 9.40 | 9.40 | 28.20 |
(3) การประชาสัมพันธ์และเผยแพร่ข้อมูล | 10.00 | 10.00 | 10.00 | 30.00 |
(4) การดูงาน ประชุม และการจัดประชุม สัมมนา | 8.00 | 8.00 | 8.00 | 24.00 |
(5) การจัดหาเครื่องมือ และอุปกรณ์ | 5.50 | 5.50 | 5.50 | 16.50 |
(6) ค่าใช้จ่ายการบริหารงาน | 0.60 | 0.60 | 0.60 | 1.80 |
รวม | 50.00 | 50.00 | 50.00 | 150.00 |
3. เพื่อให้เกิดความคล่องตัว และความยืดหยุ่นในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตลอดระยะเวลา 3 ปี คือ ปีงบประมาณ 2541-2543 จึงเห็นควรให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนสำหรับแผนงานและ โครงการในปีงบประมาณ 2541-2543 ตามแผนการใช้จ่ายเงินข้างต้น วงเงินรวม 150 ล้านบาท และให้คณะ-กรรมการกองทุนฯ มีอำนาจที่จะปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนงานต่าง ๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว ทั้งนี้ โดยสอดคล้องกับการขอรับการสนับสนุนเงินกองทุนฯ การจัดลำดับความสำคัญตลอดจนรายได้ของกองทุนฯด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2540
2.เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินดอกผลของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2541-2543 และมาตรการการบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เสนอ
- กพช. ครั้งที่ 66 - วันศุกร์ที่ 24 ตุลาคม 2540 (1349 Downloads)