มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2539 (ครั้งที่ 57)
วันศุกร์ที่ 14 มิถุนายน พ.ศ. 2539 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล


  1. รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
  2. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
  3. การจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
  4. การรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้ายูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน
  5. นโยบายการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน
  6. ขอความเห็นชอบลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งไพลินและแหล่งบงกช (เพิ่มเติม)
  7. แนวทางในการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP)
  8. การส่งเสริมให้หน่วยราชการใช้เครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูง
  9. บันทึกความเข้าใจร่วมของโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา ใน สปป.ลาว
  10. การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว

นายบรรหาร ศิลปอาชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นกรรมการและเลขานุการ


เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. มาตรการดำเนินการตามระเบียบปฏิบัติอย่างเข้มงวด

1.1 กรมศุลกากร ได้ดำเนินการตามคำสั่งทั่วไปกรมศุลกากรที่ 1/2536 เกี่ยวกับระเบียบปฏิบัติพิธีการที่เกี่ยวกับการสำแดงปริมาณการนำเข้าในใบขนสินค้า ซึ่งกำหนดให้ผู้นำเข้าน้ำมันต้องแสดงปริมาณการนำเข้าไม่คลาดเคลื่อนจากปริมาณการนำเข้าจริงเกินกว่าร้อยละ 2 ผลการตรวจสอบในเดือนมีนาคม 2539 ปรากฏว่า ผู้ค้าน้ำมันทุกรายได้สำแดงไว้ไม่เกินกว่าที่กำหนดไว้ และจากการส่งเจ้าหน้าที่เข้าตรวจสอบปริมาณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วคงเหลือในคลังน้ำมันของบริษัทต่างๆ ในกรุงเทพมหานคร ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคใต้ รวม 28 แห่ง ไม่พบว่ามีการกระทำความผิดแต่อย่างใด

1.2 กรมสรรพากร ผลการตรวจคลังน้ำมันชายฝั่ง ซึ่งกรมสรรพสามิตไม่มีอำนาจติดตั้งมิเตอร์ จำนวน 10 ราย ปรากฏว่า มีคลังน้ำมันยินยอมติดตั้งมิเตอร์สรรพสามิตแล้ว จำนวน 4 ราย และได้ให้สรรพากรจังหวัดเข้าตรวจนับสินค้าคงเหลือสำหรับคลังน้ำมันชายฝั่งที่ยังไม่ยินยอมติดตั้งมิเตอร์ และให้รายงานผลการดำเนินงานให้กรมสรรพากรทราบทุกเดือน สำหรับคลังน้ำมันที่เหลืออีก 6 คลังนั้น ปรากฏข้อเท็จจริงว่า คลังน้ำมันของห้างหุ้นส่วนจำกัดผูกมิตร ไม่มีความจำเป็นต้องติดตั้งมิเตอร์ของกรม สรรพสามิต เนื่องจากได้ให้บริษัท อธิวัสชุมพร จำกัด เช่าเป็นสถานประกอบการขายส่งน้ำมันโดยมิได้ใช้ถังเก็บน้ำมัน เนื่องจากถังน้ำมันมีสภาพที่ยังไม่สามารถเก็บรักษาน้ำมันได้ จึงคงเหลือคลังน้ำมันชายฝั่งอีกเพียง 5 รายที่กรมสรรพากรจะต้องใช้มาตรการตรวจปฏิบัติการเพื่อจูงใจให้ติดตั้งมิเตอร์สรรพสามิตต่อไป ในการตรวจสอบภาษีเจ้าของเรือประมงดัดแปลงที่ลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้เช่าเรือที่ถูกจับกุมได้ จำนวน 15 ราย ปรากฏว่า กรมสรรพากรสามารถประเมินภาษีได้เพิ่มขึ้นอีก 1 ราย รวมเป็นจำนวนที่ตรวจสอบแล้วทั้งสิ้น 7 รายและผลการเร่งรัดให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าสู่ระบบเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากมิเตอร์หัวจ่ายขณะนี้มีสถานีบริการเข้าสู่ระบบแล้วรวมทั้งสิ้น 5,481 ราย และกรมสรรพากรได้วางแผนการตรวจสอบสถานีบริการน้ำมันอิสระตามข้อมูลที่ได้รับจากกรมทะเบียนการค้า เพื่อตรวจสอบประวัติการเสียภาษีสรรพากรและการเข้าสู่ระบบเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากมิเตอร์หัวจ่ายต่อไป

2. มาตรการในการปราบปราม

2.1 กองทัพเรือ ได้มีการจัดตั้งศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเลขึ้นที่ศูนย์ปฏิบัติการกองทัพเรือ ตั้งแต่วันที่ 18 มีนาคม 2539 เป็นต้นมา เพื่อปฏิบัติการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามนโยบายของรัฐบาล โดยการลาดตระเวนอย่างต่อเนื่องและสม่ำเสมอในพื้นที่รับผิดชอบ ผลการดำเนินงานที่ผ่านมามีข้อขัดข้องอยู่บ้างเกี่ยวกับการตรวจการณ์การขนส่งน้ำมันในทะเลของเรือบรรทุกน้ำมันที่ทำการขนส่งน้ำมันโดยมีจุดหมายปลายทางอยู่ในประเทศไทย เนื่องจากกองทัพเรือได้รับข้อมูลจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องล่าช้า รวมทั้งข้อมูลที่ได้รับยังขาดในเรื่องที่เกี่ยวกับทิศทาง และความเร็วของเรือบรรทุกน้ำมันขณะเดินทาง จึงทำให้การติดตามการเดินทางของเรือบรรทุกน้ำมันในบางครั้งไม่ทันต่อเหตุการณ์ ซึ่งหากได้ข้อมูลต่างๆ ครบถ้วน คาดว่าการตรวจการณ์การขนส่งน้ำมันในทะเลจะได้ผลมากยิ่งขึ้น

กรมตำรวจ ได้ดำเนินการปรับปรุงประสิทธิภาพในการป้องกันและปราบปราม โดย กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลางได้มีคำสั่งยกเลิกชุดปฏิบัติการเดิมและแต่งตั้งชุดปฏิบัติการศูนย์ป้องกันและปราบปรามการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ โดยมีการปรับปรุงการปฏิบัติการทางบกให้มีขอบเขต ครอบคลุมพื้นที่ทั่วประเทศ ปรับปรุงการปฏิบัติการทางทะเลและชายฝั่งทะเลของตำรวจน้ำและปรับปรุงชุดปฏิบัติการบนทางหลวงของตำรวจทางหลวงโดยกำหนดขอบเขตความรับผิดชอบให้ชัดเจนยิ่งขึ้น

2.3 การติดตั้งมิเตอร์ เพื่อแบ่งเบาภาระหน้าที่ของหน่วยปราบปรามในการเฝ้าระวังคลัง กรมสรรพสามิตได้ดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ตามคลังชายฝั่ง ซึ่งมีอำนาจเข้าไปติดตั้งจำนวน 38 คลัง เป็นคลังในส่วนของกรุงเทพมหานคร ภาคกลาง และภาคตะวันออก จำนวน 19 คลัง โดยการก่อสร้างแท่น ติดตั้งอุปกรณ์มิเตอร์แล้วเสร็จไปกว่าร้อยละ 80 ส่วนคลังน้ำมันทางภาคใต้ จำนวน 19 คลัง ขณะนี้เหลือเพียง 18 คลัง เนื่องจากคลังน้ำมันบริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จำกัด จังหวัดนครศรีธรรมราช ได้แจ้งเลิกกิจการ โดยการก่อสร้างได้คืบหน้าไปแล้วกว่าร้อยละ 60

2.4 ความคืบหน้าในการจับกุม หน่วยงานปราบปรามสามารถจับกุมเรือลักลอบนำเข้าได้เพิ่มขึ้นจากการรายงานในครั้งที่ผ่านมาเป็นจำนวน 4.7 แสนลิตร โดยกองทัพเรือสามารถจับกุมเรือ KIHO MARU บริเวณจังหวัดชุมพร เป็นน้ำมันดีเซลจำนวน 270,000 ลิตร และเรือภรณ์ทิพย์ บริเวณจังหวัดตราด เป็นน้ำมันดีเซล จำนวน 80,000 ลิตร และกรมตำรวจสามารถจับกุมเรือลาภผล ได้ที่จังหวัดสุราษฎร์ธานี เป็นน้ำมันดีเซลจำนวน 120,000 ลิตร รวมผลการจับกุมในปี 2539 ตั้งแต่เดือนมกราคม - พฤษภาคม 2539 เป็นจำนวนทั้งสิ้น 4.1 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากในช่วงเดียวกันของปีก่อน จำนวน 2.5 ล้านลิตร หรือประมาณ 2.6 เท่าของปีก่อน

3.มาตรการการแก้ไขปัญหาในการประสานงานและการแก้ไขกฎหมาย

3.1 การแก้ไขปัญหาการรับซื้อน้ำมันของกลาง สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดให้มีการประชุมศูนย์รวมการประสานงานปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมัน เชื้อเพลิง และได้แก้ไขปัญหาการรับซื้อน้ำมันของกลางจากหน่วยงานต่างๆ โดยให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) รับซื้อน้ำมันของกลางดังกล่าวทันทีถ้าน้ำมันนั้นมีคุณภาพถูกต้อง แต่ถ้าหากมีคุณภาพไม่ถูกต้องให้ ปตท. จัดส่งน้ำมันนั้นให้แก่โรงกลั่นต่อไป ซึ่ง ปตท. และกรมศุลกากรได้ประชุมร่วมกันใน รายละเอียด ผลสรุปได้ว่า ปตท. จะรับซื้อน้ำมันของกลางทั้งหมดทันที โดยกรมศุลกากรจะถือเงินแทนของกลาง

3.2 การจัดตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขกฎหมายการปฏิบัติงานของเจ้าหน้าที่ของรัฐในเขตเศรษฐกิจจำเพาะ ในการประชุมศูนย์รวมการประสานงานปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง กองทัพเรือได้เสนอให้มีการเพิ่มอำนาจเจ้าหน้าที่ของรัฐในเขตเศรษฐกิจจำเพาะ เนื่องจากผู้ลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้อาศัยช่องว่างทางกฎหมายกระทำการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงบริเวณเขตเศรษฐกิจจำเพาะนอกเขตทะเลอาณาเขตและเขตต่อเนื่อง ทำให้เจ้าหน้าที่ของรัฐไม่สามารถดำเนินการจับกุมผู้กระทำผิดได้ นอกจากนี้ ยังมีข้อกฎหมายอื่นที่ยังเป็นช่องว่างให้ผู้ลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงหลบเลี่ยงกฎหมายได้ เช่น การทำหลักฐานว่าได้ให้เช่าเรือไปซึ่งเมื่อจับกุมได้จะไม่สามารถเอาผิดแก่เจ้าของเรือ ที่แท้จริงและไม่สามารถริบเรือได้ เป็นต้น

คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน จึงเห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขกฎหมายการปฏิบัติงานของเจ้าหน้าที่ของรัฐในเขตเศรษฐกิจจำเพาะขึ้น โดยได้ออกคำสั่งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ที่ 2/2539 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณา ปรับปรุงแก้ไขกฎหมายการปฏิบัติงานของเจ้าหน้าที่ของรัฐในเขตเศรษฐกิจจำเพาะ โดยมีรองเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา (นายชัยวัฒน์ วงศ์วัฒนศานต์) เป็นประธานคณะอนุกรรมการและมีผู้แทน หน่วยงานราชการต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กรมเจ้าท่า กรมศุลกากร กองทัพเรือ สำนักงานอัยการสูงสุด กองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง กรมประมง กระทรวงมหาดไทย สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และ สพช. ร่วมเป็นอนุกรรมการด้วย

3.3 การควบคุมการจำหน่ายผลิตภัณฑ์เคมีปิโตรเลียมและสารละลาย กรมสรรพสามิตได้ออกมาตรการควบคุมการนำผลิตภัณฑ์เคมีปิโตรเลียมและสารละลายออกจำหน่ายให้เข้มงวดยิ่งขึ้นแล้ว โดยกำหนดให้ผู้ประกอบอุตสาหกรรมที่จะขอยกเว้นภาษีน้ำมันและผลิตภัณฑ์น้ำมันที่นำไปใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิต ต้องให้ผู้ผลิตผลิตภัณฑ์เคมีปิโตรเลียมและสารละลายแจ้งชื่อ ที่อยู่ของลูกค้า พร้อมทั้งปริมาณสินค้าที่จำหน่ายให้กรมสรรพสามิตทราบ และยังสั่งการให้เจ้าพนักงานสรรพสามิตในท้องที่ทำการตรวจสอบโรงงานผลิตเคมีปิโตรเลียมและสารละลาย และเก็บตัวอย่างส่งกรมสรรพสามิตทำการตรวจวิเคราะห์ต่อไป

3.4 การฝึกอบรมสัมมนาเจ้าหน้าที่ สพช. ในฐานะผู้รับผิดชอบศูนย์รวมการประสานการ ปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ได้กำหนดให้มีการจัดฝึกอบรมสัมมนาเจ้าหน้าที่ระดับ ปฏิบัติการจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ได้รับความรู้ความเข้าใจข้อกฎหมายและแนวทางในการปฏิบัติงานปราบปรามอย่างถูกต้องและเพื่อให้การปฏิบัติงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น โดยคาดว่า จะจัดให้มีการอบรมสัมมนาขึ้นในเดือนกรกฎาคม 2539 นี้

มติของที่ประชุม

  1. รับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงของ หน่วยงานต่างๆ
  2. มอบหมายให้ สพช. รับไปดำเนินการ ดังนี้
    • 2.1 ศึกษาและพิจารณาแนวทางร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการจัดเก็บภาษี ณ จุด ปลายทาง หรือ ลดภาษี
    • 2.2 ศึกษาและพิจารณาแนวทางในการนำเรือน้ำมันออกไปลอยลำจำหน่ายน้ำมันให้แก่เรือประมงกลางทะเล โดยให้หน่วยงานของรัฐเป็นผู้ดำเนินการ

เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันดิบ ในเดือนเมษายนได้มีการปรับราคาสูงขึ้น 1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจาก มีปริมาณความต้องการน้ำมันดิบเพื่อเพิ่มปริมาณสำรองและเพื่อกลั่นผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูป ในเดือนพฤษภาคมราคาน้ำมันดิบได้อ่อนตัวลงมาอีก 0.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทำให้ราคาเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 16.9 - 21.3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลมาจากในช่วงต้นเดือนประธานาธิบดีคลินตันแห่งสหรัฐอเมริกา ได้ประกาศขายน้ำมันสำรองทางความมั่นคง (Strategic Petroleum Reserve) จำนวน 12 ล้านบาร์เรล ต่อมาปริมาณสำรองน้ำมันดิบที่ลดลงในช่วงก่อนก็ได้เพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับปกติ ส่วนในช่วงปลายเดือนพฤษภาคม การเจรจาระหว่างอิรัคและสภาความมั่นคงแห่งสหประชาชาติ เรื่องการส่งออกน้ำมันเพื่อแลกซื้ออาหารและยา สามารถทำการตกลงกันได้ ส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบได้เริ่มอ่อนตัวลง

2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์

2.1 น้ำมันเบนซิน ในเดือนเมษายนและพฤษภาคม ราคาน้ำมันเบนซินได้สูงขึ้นมาเป็นลำดับ เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของประเทศแถบยุโรปและสหรัฐอเมริกาอยู่ในระดับต่ำมาก ในขณะที่ความต้องการใช้น้ำมันเบนซินสำหรับฤดูร้อนได้เพิ่มสูงขึ้น ทางด้านกำลังการกลั่นได้ลดลง ส่วนหนึ่งเกิดจาก การปิดซ่อมแซมประจำปีของโรงกลั่น แต่ในช่วงครึ่งหลังของเดือนพฤษภาคมเป็นต้นมา ราคาน้ำมันเบนซินได้เริ่มอ่อนตัวลงประมาณ 2-3 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากปริมาณน้ำมันเบนซินในตลาดได้เพิ่มสูงขึ้น และปริมาณสำรองที่ลดลงได้กลับเข้าสู่ระดับปกติ มีผลให้ราคาน้ำมันเบนซินพิเศษและเบนซินธรรมดาในช่วงต้นเดือนมิถุนายน อยู่ในระดับ 24.9 และ 21.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ

2.2 น้ำมันก๊าด หลังจากฤดูหนาวผ่านไปราคาน้ำมันก๊าดได้ลดลง โดยในช่วงต้นเดือนมิถุนายนราคาอยู่ในระดับ 24.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งต่ำกว่าราคาในไตรมาสแรกประมาณ 4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล

2.3 น้ำมันดีเซล หลังจากฤดูหนาวผ่านไปราคาน้ำมันดีเซลได้เริ่มอ่อนตัวลง แต่ในเดือนพฤษภาคมราคาน้ำมันดีเซลได้เพิ่มสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 26.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งเป็นผลมาจากแรงซื้อของประเทศที่มีอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจสูง และหลังจากช่วงปลายเดือนพฤษภาคมเป็นต้นมา ราคาน้ำมันดีเซล ได้อ่อนตัวลงเป็นลำดับตามราคาน้ำมันดิบที่อ่อนตัวลง ส่วนในช่วงต้นเดือนมิถุนายนราคาน้ำมันดีเซลอยู่ในระดับ 25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ซึ่งต่ำกว่าราคาในเดือนพฤษภาคมประมาณ 1.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล

2.4 น้ำมันเตา หลังจากฤดูหนาวผ่านไปราคาน้ำมันเตาได้อ่อนตัวลงเป็นลำดับ โดยมีราคาในช่วงต้นเดือนมิถุนายนอยู่ในระดับ13.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และลดลงจากราคาในไตรมาสแรกประมาณ 4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล

3. สถานการณ์ราคาขายปลีกน้ำมันของประเทศ

3.1 น้ำมันเบนซิน ในเดือนเมษายนและพฤษภาคมได้มีการปรับราคาขึ้นรวม 0.73 บาทต่อลิตร และตั้งแต่ปลายเดือนพฤษภาคมเป็นต้นมา ราคาน้ำมันเบนซินในตลาดจรสิงคโปร์ได้เริ่มอ่อนตัวลง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินของประเทศเริ่มปรับราคาลง ครึ่งแรกของเดือนมิถุนายนได้ปรับราคาลง รวมทั้งสิ้น 0.25 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วและเบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่ว ลดลงมาอยู่ในระดับ 9.46 และ 8.91 บาทต่อลิตร ตามลำดับ

3.2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในเดือนเมษายนได้มีการปรับราคาลงรวม 0.05 บาทต่อลิตร และใน เดือนพฤษภาคมราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ปรับราคาขึ้น 0.10 บาทต่อลิตร ตามราคาในตลาดโลกที่สูงขึ้นแต่ในช่วงปลายเดือนพฤษภาคมเป็นต้นมา ราคาน้ำมันดีเซลในตลาดจรสิงคโปร์ได้เริ่มอ่อนตัวลง ทำให้ราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วของประเทศได้เริ่มปรับราคาลง ครึ่งแรกของเดือนมิถุนายนได้ปรับราคาลง รวมทั้งสิ้น 0.13 บาทต่อลิตร ลงมาอยู่ในระดับ 8.36 บาทต่อลิตร

3.3 ค่าการตลาด นับตั้งแต่ต้นปี 2539 เป็นต้นมา ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ของประเทศได้ลดลงมาเป็นลำดับ โดยลดลงจากระดับ 1.1362 บาทต่อลิตร ลงมาอยู่ในระดับ 0.9462 บาทต่อลิตร ในช่วงเดือนพฤษภาคมที่ผ่านมา

มติของที่ประชุม

  1. รับทราบรายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
  2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ รับไปดำเนินการประชาสัมพันธ์ เรื่อง สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สื่อมวลชนและประชาชนทราบอย่างต่อเนื่องและทันต่อเหตุการณ์

เรื่องที่ 3 การจำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค

สรุปสาระสำคัญ

1. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ดำเนินความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้ากับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) และได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) กับบริษัทไฟฟ้าลาว สปป.ลาว เมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2538 ซึ่งในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว มีข้อตกลงเกี่ยวกับความร่วมมือในการก่อสร้างระบบจำหน่ายกระแสไฟฟ้าจากประเทศไทยให้แก่หมู่บ้านที่ไม่มีไฟฟ้าใช้ตามแนวชายแดนฝั่ง สปป.ลาว ดังนี้

2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบให้ กฟภ. จำหน่ายกระแสไฟฟ้าให้ สปป.ลาว ใน 3 จุด ประกอบด้วยจุดเชียงของ-ห้วยทราย จุดท่าลี่-แก่นท้าว และจุดเชียงแสน-ต้นผึ้ง และให้ กฟภ. ขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้านในบริเวณหมู่บ้านที่ใกล้กับเขตชายแดนของประเทศไทย โดยไม่ต้อง ขออนุมัติในระดับนโยบายอีก แต่ทั้งนี้ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ ยกเว้นจะมีประเด็นสำคัญ ให้เสนอเพื่อพิจารณา

3. การดำเนินความร่วมมือพัฒนาและจำหน่ายไฟฟ้าแก่ สปป.ลาว เพื่อให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจ ระหว่าง กฟภ. กับบริษัทไฟฟ้าลาว สปป.ลาว ดังกล่าว ยังคงเหลือจุดที่จะต้องดำเนินการก่อสร้างระบบจำหน่ายกระแสไฟฟ้าอีก ซึ่ง กฟภ. ได้นำเสนอคณะกรรมการ กฟภ. ให้ความเห็นชอบเพิ่มเติมแล้ว 4 จุด ดังนี้ เชียงคาน-สานะคาม ช่องเม็ก-บ้านวังเตา จังหวัดน่าน-เมืองหงสา และหมู่บ้านฝั่งลาวบริเวณสะพานมิตรภาพไทย-ลาว แต่ต่อมาบริษัทไฟฟ้าลาว แจ้งขอยกเลิกการขอรับความช่วยเหลือก่อสร้างระบบจำหน่ายไฟฟ้า จำนวน 3 จุด คือ ช่องเม็ก-บ้านวังเตา จังหวัดน่าน-เมืองหงสา และ หมู่บ้านฝั่งลาวบริเวณสะพานมิตรภาพไทย-ลาว จึงยังคงเหลือจุดที่ต้องการให้ กฟภ. ดำเนินการให้อีกเพียง 1 จุด คือ จุดเชียงคาน-สานะคาม สำหรับอัตราค่าไฟฟ้ากำหนดให้ใช้อัตราค่ากระแสไฟฟ้าเท่ากับจุดซื้อขายอื่นๆ ที่ได้รับอนุมัติแล้ว คือ 1.90 บาทต่อหน่วย โดยความต้องการซื้อไฟฟ้า ณ บริเวณสานะคาม ในปัจจุบันเท่ากับ 500 กิโลวัตต์ และคาดว่าจะเพิ่มขึ้นเป็น 2,000 กิโลวัตต์ ในอนาคต

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ


เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้ายูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน

สรุปสาระสำคัญ

1. ความร่วมมือด้านการพัฒนาพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศไทย และสาธารณรัฐประชาชนจีนได้เริ่มขึ้นเมื่อเดือนมิถุนายน 2536 โดยการลงนามในผลการประชุมร่วมกันระหว่างสองหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้ายูนนาน (Yunnan Provincial Electric Power Bureau: YPEPB) ณ นครคุงหมิง สาธารณรัฐประชาชนจีน เพื่อส่งเสริมเอกชนในการลงทุนพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังน้ำในมณฑลยูนนาน และขายไฟฟ้าให้แก่ประเทศไทย โดยเฉพาะให้มีการศึกษาความเหมาะสมของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจินหง และเมนซอง (Jinghong and Mensong Hydropower Projects) ซึ่งในการพัฒนาโครงการดังกล่าวจะต้องมีการศึกษาความเหมาะสมของการก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาชนจีน เพื่อให้สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของไทยด้วย

2. โครงการไฟฟ้าพลังน้ำจินหง (Jinghong) มีกำลังการผลิต 1,500เมกะวัตต์ โดยมีบริษัท "China-Thailand Yunnan Jinghong Hydropower Station Consulting Co.,Ltd. (YJL)" ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุน (Joint-Venture)ระหว่างบริษัท เอ็ม ดี เอ็กซ์ เพาวเวอร์ จำกัด (มหาชน) และการไฟฟ้ายูนนาน ร่วมกันดำเนินการศึกษาและพัฒนาโครงการ คาดว่าการศึกษาความเหมาะสมของโครงการจะแล้วเสร็จปลายปี 2540 ตัวเขื่อนจะตั้งอยู่ใกล้เมืองเชียงรุ้ง ในแคว้นสิบสองปันนาของมลฑลยูนนาน และห่างจากเมืองคุงหมิงบประมาณ 400 กิโลเมตร อยู่ห่างจากชายแดนไทยทางจังหวัดเชียงรายประมาณ 300 กิโลเมตร โครงการไฟฟ้าพลังน้ำจินหงเป็นโครงการที่มีศักยภาพสูงที่จะส่งไฟฟ้าขายให้ กฟผ. และเป็นโครงการระยะยาว กำหนดที่จะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ พ.ศ. 2547

3. ในการประชุมความร่วมมือด้านพลังงานของประเทศลุ่มแม่น้ำโขง (The Greater Mekong Subregional Electric Power Forum) เมื่อเดือนธันวาคม 2538 ที่นครเวียงจันทน์ ได้มีการกล่าวถึงความเป็นไปได้ในการเชื่อมโยงระบบสายส่งจากประเทศจีนของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจินหง มายังประเทศไทย โดยผ่านสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ในการประชุมดังกล่าวได้มีการตั้งคณะทำงานศึกษาร่วมกัน 3 ประเทศ คือ ประเทศไทย โดย กฟผ. สปป.ลาว โดย การไฟฟ้าลาว และจีน โดย การไฟฟ้ายูนนาน เพื่อศึกษาความเหมาะสมในการเชื่อมโยงระบบสายส่ง และเจรจากับ สปป.ลาว และประเทศสหภาพพม่าเพื่ออนุญาตให้ก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าผ่านมายังประเทศไทย

4. ต่อมา ผู้อำนวยการบริหารและคณะจากการไฟฟ้ายูนนาน รวมทั้งเจ้าหน้าที่ระดับสูงจากหน่วยงาน ในส่วนของรัฐบาลกลางและมณฑลยูนนาน สาธารณรัฐประชาชนจีน ได้มาเยือนประเทศไทยและได้มีการแลกเปลี่ยนนโยบายการซื้อขายไฟฟ้า ระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้ายูนนาน เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2539 โดยมีสาระสำคัญที่ได้ปรึกษาหารือกัน ดังนี้

4.1 Yunnan Provincial Electric Power Bureau "YPEPB" แห่งสาธารณรัฐประชาชนจีน มีความประสงค์ที่จะพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังน้ำ Jinghong เพื่อที่จะจำหน่ายกระแสไฟฟ้าส่วนหนึ่งให้กับประเทศไทย

4.2 กฟผ. ตกลงที่จะให้ความร่วมมือในการศึกษาความเหมาะสมในเรื่องของระบบสายส่งเชื่อมโยงระหว่าง Jinghongกับประเทศไทย

4.3 กฟผ. จะพิจารณารับซื้อกระแสไฟฟ้าจาก Jinghong หากโครงการมีความเหมาะสม ทางด้านเทคนิคและเป็นไปตาม Power Development Plan ของ กฟผ.

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ


เรื่องที่ 5 นโยบายการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 เห็นชอบนโยบายการเพิ่มกำลังกลั่นปิโตรเลียม เพื่อให้การค้าน้ำมันเป็นไปอย่างเสรี โดยรัฐจะให้การส่งเสริมการลงทุนโดยยกเว้นอากรขาเข้าเครื่องจักรและอุปกรณ์ ซึ่งกำหนดนโยบายเป็นการทั่วไปให้มีการจัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น หรือสามารถขยาย โรงกลั่นปิโตรเลียมที่มีอยู่เดิมได้ แต่ต้องไม่ขัดแย้งกับสัญญาที่ทำไว้กับโรงกลั่นปิโตรเลียมเดิม เพื่อให้มีการแข่งขันภายใต้กฎเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้

1.1 ผู้รับอนุญาตตั้งโรงกลั่นต้องจ่ายเงินประจำปีในอัตราร้อยละ 2 ของมูลค่าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตและส่งออกจากโรงกลั่นปิโตรเลียม

1.2 ผู้รับอนุญาตจะต้องมอบเงินอุดหนุนจำนวนอย่างน้อย 350 ล้านบาท หรือจำนวน 2,500 บาทต่อกำลังการกลั่นน้ำมันดิบหนึ่งบาร์เรลต่อวันปฏิทิน (Barrel Per Calendar Day) โดยให้ถือจำนวนเงินที่ มากกว่าเป็นเกณฑ์

2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2538 กระทรวงการคลังได้เสนอเรื่อง การปรับโครงสร้างภาษีน้ำมัน เพื่อปรับอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซินประเภทไร้สารตะกั่วเพิ่มขึ้นอีกจำนวน 70 สตางค์ต่อลิตร จากอัตราในปัจจุบัน 2.35 บาทต่อลิตร เป็น 3.05 บาทต่อลิตร และยกเลิกการเรียกเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน ซึ่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้มีมติเมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2538 มอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงการคลัง และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปหารือร่วมกันในเรื่องการจัดเก็บเงินผลประโยชน์พิเศษจากโรงกลั่นน้ำมัน ซึ่ง หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้จัดทำข้อเสนอเรื่องดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแล้ว เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2539 และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ สพช. รับไปดำเนินการจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติม

3. สพช. ได้ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ผลกระทบและจัดทำรายละเอียดเพิ่มเติม ซึ่งสรุป สาระสำคัญได้ดังนี้

3.1 ประเด็นปัญหา

มติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22มีนาคม 2537ไม่เอื้ออำนวยให้โรงกลั่นน้ำมันมีการแข่งขันกันอย่างเป็นธรรม เนื่องจาก

(1) ระบบการจัดเก็บเงินผลประโยชน์ตอบแทนพิเศษจากโรงกลั่นตามเงื่อนไขของสัญญาต่างๆ ไม่อยู่ในมาตรฐานเดียวกัน โดยเป็นการจัดทำสัญญากับรัฐเป็นรายๆ ไป

(2) มติดังกล่าวเปิดช่องให้ผู้สนใจประกอบกิจการโรงกลั่นน้ำมันในเขตประกอบการอุตสาหกรรม ตามมาตรา 30 แห่งพระราชบัญญัติโรงงาน พ.ศ. 2535 ไม่ต้องยื่นขออนุญาตประกอบกิจการโรงงาน ทำให้กระทรวงอุตสาหกรรมไม่สามารถบังคับให้ผู้ประกอบกิจการในพื้นที่ดังกล่าว ต้องจัดทำสัญญาจัดสร้างและประกอบการกับกระทรวงอุตสาหกรรม ซึ่งจะต้องมีเงื่อนไขที่เท่าเทียมกับสัญญาของโรงกลั่นอื่นๆ

(3) มติดังกล่าวมิได้กำหนดเงื่อนไขการขยายโรงกลั่นน้ำมันที่มีอยู่เดิม

3.2 แนวทางแก้ไข

เพื่อให้การกำหนดนโยบายการเพิ่มกำลังการกลั่นปิโตรเลียมมีความเสรี และมีการแข่งขันภายใต้กฎเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน จึงเห็นควรปรับปรุงกฎเกณฑ์สำหรับการจัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น รวมทั้งการขยายโรงกลั่นปิโตรเลียมเดิม โดยให้ผู้สนใจประกอบกิจการสามารถเลือกได้ ดังนี้

(1) การปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 ทั้งในกรณีของ การตั้งโรงกลั่นใหม่และการขยายโรงกลั่นเดิม โดยมีเงื่อนไขในการจ่ายเงินอุดหนุนอย่างน้อย 350 ล้านบาท รวมทั้งเงินประจำปีในอัตราร้อยละ 2 ของมูลค่าผลิตภัณฑปิโตรเลียมที่ผลิตและส่งออกจากโรงกลั่นปิโตรเลียมโดยมีสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับจากการส่งเสริมการลงทุน

หรือ (2) การที่จะไม่ต้องปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 ทำให้ ไม่ต้องจ่ายเงินอุดหนุนอย่างน้อย 350 ล้านบาท รวมทั้งเงินประจำปีในอัตราร้อยละ 2 ของมูลค่าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตและส่งออกจากโรงกลั่นปิโตรเลียมโดยไม่ได้รับสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับจากการส่งเสริม การลงทุน

ทั้งนี้ โรงกลั่นที่มีอยู่ในปัจจุบัน 5 โรง อันประกอบด้วย โรงกลั่นของบริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) บริษัท ไทยออยล์ จำกัด บริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ด (ประเทศไทย) จำกัด บริษัทโรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด และ บริษัทสตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ให้ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่เป็นอยู่ โดยโรงกลั่น 4 โรง ที่มีสัญญากับกระทรวงอุตสาหกรรมให้ปฏิบัติตามสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นที่มีอยู่กับรัฐ

4.3ผลกระทบ

(1) ผลกระทบต่อรายได้ของรัฐ ในกรณีที่ผู้สนใจประกอบกิจการจัดตั้งโรงกลั่นน้ำมันเลือกที่จะไม่ต้องปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 รวมทั้งโรงกลั่นที่มีอยู่ในปัจจุบันอาจใช้สิทธิขอให้รัฐทบทวนแก้ไขสัญญาเพื่อไม่ให้เสียเปรียบบุคคลอื่นในการประกอบกิจการโรงกลั่นน้ำมันแล้วคาดว่าจะทำให้รัฐสูญเสียรายได้สูงสุดประมาณปีละ 1,631 ล้านบาท

อย่างไรก็ตาม รัฐสามารถจัดเก็บภาษีได้เพิ่มขึ้นประมาณปีละ 394 ล้านบาท จากภาษีเงินได้นิติบุคคลในอัตราร้อยละ 30 ดังนั้น ยอดรายได้สุทธิที่รัฐจะสูญเสียจะเป็นประมาณปีละ 1,237 ล้านบาท และเพื่อมิให้รายได้ของรัฐลดลง จึงสมควรเพิ่มภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน และน้ำมันดีเซล จำนวน 10 สตางค์ต่อลิตร ซึ่งจะทำให้รัฐมีรายได้สุทธิเพิ่มขึ้นประมาณปีละ 2,200 ล้านบาท และเพื่อมิให้การเพิ่มภาษีดังกล่าวมีผลกระทบต่อผู้บริโภค จึงสมควรดำเนินการพร้อมกับการลดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิงจำนวน 10 สตางค์ต่อลิตร เพื่อมิให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลง โดยให้มีการดำเนินการดังกล่าวเมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ชดใช้หนี้สินหมดแล้ว คือ ประมาณปลายปีงบประมาณ 2539

(2) ผลกระทบต่อสภาพการแข่งขันของโรงกลั่นในประเทศและต่างประเทศ การดำเนินการตามนโยบายของรัฐที่กำหนดให้มีทางเลือกที่จะปฏิบัติ หรือไม่ปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 จะทำให้สภาพการแข่งขันของโรงกลั่นภายในประเทศกับโรงกลั่นที่ตั้งอยู่ในประเทศสิงคโปร์ มีความได้เปรียบเสียเปรียบดังนี้คือ โรงกลั่นน้ำมันที่ตั้งอยู่ในประเทศสิงคโปร์ จะมีต้นทุนต่ำกว่าโรงกลั่นน้ำมันภายในประเทศประมาณ7-11 สตางค์ต่อลิตร ในกรณีที่การนำเข้าต้องสำรองน้ำมันร้อยละ 5 แต่หากมีการสำรองน้ำมันเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 10 ตั้งแต่เดือนมกราคม 2540เป็นต้นไป ความเสียเปรียบของต้นทุนการผลิตในประเทศจะลดลงเหลือเพียง 0-4สตางค์ต่อลิตรเท่านั้น

มติของที่ประชุม

  1. เห็นชอบให้ปรับปรุงกฎเกณฑ์สำหรับการจัดตั้งโรงกลั่นปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น รวมทั้งการขยายโรงกลั่นปิโตรเลียมเดิม เพื่อให้การกำหนดนโยบายการเพิ่มกำลังการกลั่นปิโตรเลียมมีความเสรีอย่างแท้จริง มีการแข่งขันภายใต้กฎเกณฑ์ที่เท่าเทียมกันและสามารถนำไปใช้ให้เป็นเงื่อนไขเป็นการทั่วไป โดยให้ผู้สนใจประกอบกิจการสามารถเลือกได้ ดังนี้
    • 1.1 การปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22มีนาคม 2537ทั้งในกรณีของการตั้งโรงกลั่นใหม่และการขยายโรงกลั่นเดิม โดยมีเงื่อนไขในการจ่ายเงินอุดหนุนอย่างน้อย 350 ล้านบาท รวมทั้งเงินประจำปีในอัตราร้อยละ 2 ของมูลค่าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตและส่งออกจากโรงกลั่นปิโตรเลียมโดยมีสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับจากการส่งเสริมการลงทุน หรือ
    • 1.2 การที่จะไม่ต้องปฏิบัติตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 ทำให้ไม่ต้อง จ่ายเงินอุดหนุนอย่างน้อย 350 ล้านบาท รวมทั้งเงินประจำปีในอัตราร้อยละ 2 ของมูลค่าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมที่ผลิตและส่งออกจากโรงกลั่นปิโตรเลียมโดยไม่ได้รับสิทธิประโยชน์ที่จะได้รับจากการส่งเสริม การลงทุน
  2. ในกรณีโรงกลั่นที่มีอยู่ในปัจจุบัน 4 โรง ที่มีสัญญากับกระทรวงอุตสาหกรรม อันประกอบด้วย โรงกลั่นของบริษัท ไทยออยล์ จำกัด บริษัทเอสโซ่แสตนดาร์ด (ประเทศไทย) จำกัด บริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด และบริษัทสตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ขอทบทวนสัญญาที่มีอยู่กับรัฐเพื่อไม่ให้เสียเปรียบบุคคลอื่นในการประกอบกิจการโรงกลั่นน้ำมัน เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปดำเนิน การเจรจาและแก้ไขสัญญาให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทั้งสองฝ่าย

เรื่องที่ 6 ขอความเห็นชอบลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งไพลินและแหล่งบงกช (เพิ่มเติม)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 5ตุลาคม 2536มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เร่งรัดการจัดหาก๊าซธรรมชาติ โดยเร่งดำเนินการเจรจารับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งสัมปทาน ในอ่าวไทยและจากแหล่งในต่างประเทศ เพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศ ที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นทั้งจากความต้องการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 3 และ 4 และอุตสาหกรรมต่างๆ

2. ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จนสามารถบรรลุข้อตกลงได้แล้วจากแหล่งไพลินในแปลงสัมปทาน B12/27และแหล่งบงกช (เพิ่มเติม) ในแปลงสัมปทาน B15และ B16ซึ่งคณะกรรมการการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้มีมติเห็นชอบผลการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากทั้ง 2แหล่งดังกล่าวเมื่อวันที่ 30เมษายน 2539และมอบหมายให้ ปตท. ดำเนินการเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบในการลงนามในสัญญาฯ ต่อไป

4. สาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้

4.1แหล่งไพลิน

(1) ที่ตั้งอยู่ในแปลงสัมปทาน B12/27

(2) ปริมาณซื้อขาย (Daily Contract Quantity : DCQ) และระยะเวลาเริ่มส่งก๊าซฯ มีดังนี้

ปีสัญญา DCQ (MMCFD) เริ่มส่งก๊าซ 2542-2543 165 ต้นปี 2542

ตั้งแต่ปี 2544 เป็นต้นไป 330

(3) ราคาซื้อขายเริ่มต้นปี 2538 เท่ากับ 2.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู หรือ 61.17 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งเป็นราคาก๊าซฯ ของยูโนแคล แหล่งที่สองบวกกับค่ากำจัด CO2 ให้เหลือไม่เกินร้อยละ 23 และค่าเพิ่มแรงดันส่งก๊าซฯ โดยให้มีการปรับราคาทุกๆ ปีตามสูตรปรับราคา ประกอบด้วย ราคาน้ำมันเตา อัตราแลกเปลี่ยน ดัชนีราคาขายส่ง และดัชนีราคาผู้ผลิต ซึ่งจะเริ่มใช้เมื่อมีการส่งก๊าซธรรมชาติแล้ว

(4) เงื่อนไขสำคัญๆ ของสัญญา ดังนี้

4.2 แหล่งบงกช (เพิ่มเติม)

(1) ที่ตั้งอยู่ในแปลงสัมปทาน B15 และ B16

(2) ปริมาณซื้อขาย (Daily Contract Quantity : DCQ) และระยะเวลาเริ่มส่งก๊าซฯ มีดังนี้

ปีสัญญา DCQ (MMCFD)เริ่มส่งก๊าซ

ปัจจุบัน 350

ปี 2541 550 (เพิ่ม 200) กลางปี 2541

(3) ราคาซื้อขายเริ่มต้นปี 2538 เท่ากับ 56.14 บาทต่อล้านบีทียู โดยมีการปรับราคาทุกๆ 6 เดือน ตามสูตรปรับราคาที่ประกอบด้วยราคาน้ำมันเตา อัตราแลกเปลี่ยน ดัชนีราคาขายส่ง และดัชนีราคาผู้ผลิต

(4) เงื่อนไขของสัญญา เงื่อนไขของสัญญาเป็นไปตามสัญญาเดิมตามที่ถือปฏิบัติอยู่ในปัจจุบัน

5. กระทรวงอุตสาหกรรมมีความเห็นเกี่ยวกับร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ จากแหล่งดังกล่าว ดังนี้

5.1 ปตท. ต้องเร่งดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งในอ่าวไทยและต่างประเทศ เพื่อสนองตอบให้เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคตอันใกล้

5.2แหล่งก๊าซฯ ไพลินและบงกช (เพิ่มเติม) สามารถสนองตอบความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้นได้ทันเวลา

5.3 เงื่อนไขต่างๆ ของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งไพลินและแหล่งบงกช (เพิ่มเติม) เป็นไปตามแบบของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ปัจจุบันที่ ปตท. ถือปฏิบัติอยู่และเป็นประโยชน์ต่อ ปตท.

5.4 ราคาก๊าซฯ เริ่มต้นของแหล่งไพลินและราคาแหล่งบงกช (เพิ่มเติม) เหมาะสม และเป็นธรรมกับทั้งสองฝ่าย

มติของที่ประชุม

  1. รับทราบรายงานสรุปผลการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งไพลินแปลงสัมปทาน B12/27และแหล่งบงกช (เพิ่มเติม)
  2. เห็นชอบให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแหล่งไพลิน และแหล่งบงกช (เพิ่มเติม)

เรื่องที่ 7 แนวทางในการขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตรายเล็กซึ่งผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และ กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กงวดที่ 1 แล้ว เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ แต่เนื่องจากระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กเป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนเข้าระบบของการไฟฟ้า เป็นครั้งแรก จึงมีปัญหาในทางปฏิบัติในระยะต้นและได้มีการแก้ไขปรับปรุงให้เหมาะสมแล้ว

2. ต่อมาได้มีการประเมินผลการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ภายหลังการประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2537 พบว่ามีปัญหาในการดำเนินการอยู่หลายประการ เช่น ผู้ผลิตรายเล็กยื่น ข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อมาก และสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าในสัญญาประเภท Firm มีความไม่แน่นอน เป็นผลให้เกิดความเสี่ยงต่อผู้ลงทุน และเป็นปัญหาในการจัดหาเงินกู้ของโครงการ คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2538 เห็นชอบให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก จาก 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444 เมกะวัตต์ และเห็นชอบให้ปรับปรุงสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าที่จะ รับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็กในสัญญาประเภท Firm ที่ใช้น้ำมันเตาหรือก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงโดยให้ เปลี่ยนแปลงตามราคาน้ำมันเตาที่ กฟผ. ซื้อ หรือราคาก๊าซที่การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จำหน่ายให้แก่ผู้ผลิตรายเล็ก

3. กฟผ. ได้ประกาศขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ จากเดิมที่ประกาศไว้ 300 เมกะวัตต์ เป็น 1,444เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2538ซึ่งเมื่อครบกำหนดมีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ารวม 84ราย ขนาดกำลังการผลิต 7,923เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 4,493 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าที่ กฟผ. ประกาศขยายการรับซื้อเป็นจำนวนมาก กฟผ.จึงได้พิจารณาคัดเลือกและได้แจ้งผลการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กแล้ว จำนวน 50ราย ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารวม 1,720 เมกะวัตต์ โดย กฟผ.และ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงาน (สพช.) ได้ร่วมกันร่างต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และผู้ผลิตรายเล็กสำหรับสัญญาซื้อขายประเภท Firm (Cogeneration) แล้วเสร็จ เพื่อให้มีความเป็นมาตรฐานสากลและปฏิบัติได้ โดยได้มีการหารือร่วมกับผู้ผลิตรายเล็กอย่างใกล้ชิด นอกจากนี้ ปตท. ยังสามารถจัดสรรก๊าซธรรมชาติให้กับผู้ผลิตรายเล็กที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าและใช้ก๊าซธรรมชาติเป็น เชื้อเพลิงจำนวน 14 ราย ได้ทุกราย

4. ปัจจุบันการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก มีปัญหาในการดำเนินการ ดังนี้

4.1 ผู้ผลิตรายเล็กยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าปริมาณที่ประกาศขยายการรับซื้อ โดยมีผู้ยื่นเสนอขายต่อ กฟผ. เป็นจำนวนถึง 4,493 เมกะวัตต์ สูงกว่าปริมาณที่ กฟผ. ประกาศขยายปริมาณ การรับซื้อ 1,444 เมกะวัตต์ เป็นจำนวนมาก และการเสนอขายไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ มีปริมาณการเสนอขายที่ต่ำกว่าศักยภาพที่มีอยู่เป็นจำนวนมาก

4.2 ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ มีความแตกต่างกันในช่วงความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง (Peak) และช่วงที่มีการใช้ไฟฟ้าต่ำ (Light load) อยู่ประมาณร้อยละ 20 จึงควรพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไข การปฏิบัติการผลิตไฟฟ้าตามหลักการ "Must Run" เดิม ให้ กฟผ. สามารถลดปริมาณการรับซื้อในช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำ (Light load) เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าของประเทศสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าอย่างแท้จริง

4.3 ผู้ผลิตรายเล็กมีความประสงค์จะขายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟโดยตรง โดยจ่ายค่าบริการผ่านสายส่งและสายจำหน่ายให้การไฟฟ้าทั้ง 3 ซึ่งความประสงค์ของผู้ผลิตรายเล็กดังกล่าว เป็นแนวทางเดียวกับการปรับ โครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศที่ต้องการส่งเสริมการแข่งขันในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า จึงควรมี การพิจารณาถึงความเป็นไปได้ในการเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีทางเลือกซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชน โดยคิดค่าบริการผ่านสายดังกล่าว

5. เพื่อให้นโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กเกิดผลในการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและลดภาระการลงทุนของรัฐอย่างแท้จริง และสอดคล้องกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศที่เปลี่ยนแปลงไป ข้อเสนอแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กในระยะต่อไปควรจะพิจารณาแบ่งออกเป็น 2 ช่วง ดังนี้

5.1 การรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543

5.1.1 การเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากผู้ผลิต รายเล็กเป็นปริมาณ 3,200 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาคัดเลือกจากโครงการที่ยื่นข้อเสนอมาแล้ว แต่ยังไม่ได้รับการคัดเลือกจำนวน 34 ราย ปริมาณเสนอขายประมาณ 2,800 เมกะวัตต์ และในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง ควรพิจารณาให้มีการรับซื้อไฟฟ้าต่อไปโดยไม่กำหนดปริมาณในการรับซื้อไฟฟ้า

5.1.2 การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กควรเพิ่มเงื่อนไขและปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้ลงนามในสัญญากับ กฟผ. เพื่อให้ สอดคล้องกับร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้มีการหารือร่วมกับผู้ผลิตรายเล็กไปแล้ว ดังนี้

(1) เงื่อนไขด้านการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้า โดยเปลี่ยนจากระบบ Must Run เป็นระบบ Semi-Full Dispatch

(2) เพิ่มกำหนดพลังงานไฟฟ้าขั้นต่ำที่ กฟผ. จะรับซื้อในแต่ละปีเพื่อให้สอดคล้องกับเงื่อนไขด้านการปฏิบัติการผลิตไฟฟ้า

(3) ปรับปรุงเงื่อนไขกรณีที่ผู้ผลิตรายเล็กต้องการลดปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาลงหลังจากที่ปฏิบัติตามสัญญามาเกินระยะเวลาครึ่งหนึ่งของอายุสัญญา ตามข้อ ฎ 6 ในระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ซึ่งให้ลดได้เฉพาะกรณีที่ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าลดลงเท่านั้น

(4) การปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตรายเล็กสัญญาประเภท Firm จะปรับเฉพาะเชื้อเพลิงหลักเท่านั้น หากใช้เชื้อเพลิงเสริมให้ปรับตามปริมาณความร้อนของ เชื้อเพลิงหลัก และอนุโลมให้ผู้ผลิตรายเล็กที่ใช้กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงปรับตามราคาน้ำมันเตา

(5) เพื่อเป็นการลดความเสี่ยงของผู้ลงทุนและลดปัญหาในการจัดหาเงินกู้ของโครงการ การปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตรายเล็ก และสัญญาประเภท Firm ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ควรพิจารณากำหนดสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าให้ชัดเจนในลักษณะเดียวกันกับการใช้น้ำมันเตาและก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง

5.1.3 การกำหนดหลักเกณฑ์ในการพิจารณาคัดเลือก สำหรับโครงการที่ยังไม่ได้รับการ คัดเลือกควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้ชัดเจน โดยคำนึงถึง

(1) ความสอดคล้องถูกต้องตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า

(2) ระยะเวลาความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เช่น จะต้องจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินกลางปี 2542

(3) ขีดความสามารถของระบบไฟฟ้าที่จะรับซื้อจากผู้ผลิตรายเล็ก

(4) ลำดับความสำคัญของประเภทเชื้อเพลิงที่จะได้รับการพิจารณาก่อน

(5) ความพร้อมของการจัดหาเชื้อเพลิง เช่น หลักฐานการได้รับการจัดสรรก๊าซจาก ปตท. หลักฐานสัญญาการซื้อขายถ่านหิน เป็นต้น

(6) สถานที่ตั้งของโรงไฟฟ้าที่จะสามารถช่วยให้ระบบไฟฟ้ามีการจ่ายไฟฟ้าอย่างมีคุณภาพและมีความมั่นคง

(7) เงื่อนไขการยอมรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

(8) ความเป็นไปได้ในการปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการ Dispatch

(9) คุณสมบัติและประสบการณ์ของผู้ลงทุน

(10) ความเสี่ยง (ฐานะการเงินของผู้ลงทุน คุณภาพ และความมั่นคงของแหล่งเชื้อเพลิง การจัดหาเชื้อเพลิง ประสบการณ์ของผู้ลงทุนและผู้ประกอบการ ประสบการณ์การใช้เทคโนโลยี)

5.2 การรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2544 เป็นต้นไป

5.2.1 การผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงให้มีการจัดทำระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กเป็นการเฉพาะ สำหรับการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ และการผลิตไฟฟ้าโดยระบบ Cogeneration ขนาดเล็ก โดยปรับปรุงจากระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กในปัจจุบัน

5.2.2 การผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration

(1) การผลิตกระแสไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ขนาดใหญ่ อาจพิจารณาให้ใช้วิธีการเดียวกันกับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) คือยื่นข้อเสนอเมื่อมีการออกประกาศเชิญชวน IPP และให้มีการแข่งขันทางด้านราคาด้วย

(2) ศึกษาความเหมาะสมในการเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีทางเลือกซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตเอกชน โดยคิดค่าบริการผ่านสายส่งสายจำหน่ายของการไฟฟ้าทั้ง 3 เพื่อเป็นการส่งเสริมการแข่งขันในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า

มติของที่ประชุม

  1. เห็นชอบในหลักการให้ประกาศขยายการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543ดังนี้
    • 1.1 ให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กจาก 1,444 เมกะวัตต์ เป็น 3,200 เมกะวัตต์ โดยคัดเลือกจากโครงการที่ได้ยื่นข้อเสนอต่อการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว
    • 1.2 ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณในการรับซื้อไฟฟ้า โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จัดทำประกาศการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กและประกาศใช้ต่อไป
  2. เห็นชอบในหลักการการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก การจัดทำสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าในสัญญาประเภท Firmสำหรับการใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์ การพิจารณาคัดเลือกผู้ผลิตรายเล็ก สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2539-2543 (รายละเอียดตามข้อ 5.1.2-5.1.3) โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ร่วมกับสำนักงานนโยบายพลังงาน แห่งชาติ รับไปดำเนินการและประกาศใช้ต่อไป
  3. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำการศึกษาปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี 2544 เป็นต้นไป และศึกษาความเหมาะสมในการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนโดยตรง โดยใช้บริการผ่านสายส่งและจำหน่ายของการไฟฟ้า (รายละเอียดตามข้อ 5.2) แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ต่อไป
  4. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ร่วมกันพิจารณากำหนดแนวทางการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP)และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป

เรื่องที่ 8 การส่งเสริมให้หน่วยราชการใช้เครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูง และหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์

สรุปสาระสำคัญ

1. สำนักงบประมาณได้เสนอเรื่อง แนวทางการประหยัดพลังงาน เพื่อขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ส่วนราชการสามารถจัดซื้อจัดจ้างหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ได้เป็นกรณีพิเศษ เนื่องจาก หลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ยังไม่ได้รับมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) จึงทำให้ส่วนราชการ ไม่สามารถดำเนินการจัดซื้อจัดจ้างได้ เพราะเป็นการขัดกับระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ พ.ศ. 2535 ดังนั้นหากส่วนราชการมีความประสงค์จะจัดซื้อจัดจ้างหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ จะต้องเสียเวลาในขั้นตอนการพิจารณาจากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ซึ่งจะทำให้การสนองนโยบายการประหยัดพลังงานล่าช้าไปด้วย

2. นอกจากนี้ สำนักงานการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (สจฟ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ซึ่งได้รณรงค์โครงการประชาร่วมใจใช้เครื่องปรับอากาศประหยัดไฟฟ้า โดยวิธีการนำเครื่องปรับอากาศไปทดสอบและติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพ ปัจจุบันมีผู้ผลิตที่ได้รับฉลากแสดงประสิทธิภาพ ระดับ 5 (ค่าประสิทธิภาพ 10.6 บีทียู/วัตต์ ขึ้นไป) จำนวน 27 ราย คณะอนุกรรมการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า จึงได้พิจารณาเห็นควรส่งเสริมให้ส่วนราชการจัดซื้อเครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วนที่มีฉลากประสิทธิภาพ ระดับ 5 สำหรับเครื่องปรับอากาศที่มีขนาด 13,300 บีทียู ลงมา ทั้งนี้เพื่อเป็นการยกระดับมาตรฐาน ประสิทธิภาพเครื่องปรับอากาศที่ใช้ ซึ่งจะนำไปสู่การประหยัดพลังงานและเป็นการขยายตลาด เครื่องปรับอากาศดังกล่าวด้วย

3. ปัจจุบัน สำนักงบประมาณจะกำหนดคุณลักษณะของเครื่องปรับอากาศ โดยใช้มาตรฐานสากลเป็นเกณฑ์ โดยแนะนำให้พิจารณาจัดซื้อเครื่องปรับอากาศที่มีค่า Energy Efficiency Ratio (EER) สูง ซึ่งสามารถประหยัดพลังงานได้ดีกว่า แต่ด้วยเหตุผลที่ว่าค่า EER จากการระบุของผู้ผลิตเครื่องปรับอากาศไม่อาจเชื่อถือได้ และการพิจารณาค่า EER มีความยุ่งยากต่อการตัดสินใจในการจัดซื้อ จึงเห็นควรให้ส่วนราชการจัดซื้อเครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วนที่มีขนาดตั้งแต่ 13,300 บีทียู ลงมา พิจารณาจัดซื้อเครื่องปรับอากาศที่มีฉลากประสิทธิภาพเครื่องปรับอากาศของ สจฟ. ระดับ 5 และเห็นควรให้มีการเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศของส่วนราชการที่มีอายุเกินกว่า 8 ปี เป็นเครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูง ซึ่งได้ฉลากของ สจฟ. ระดับ 5 โดยในเบื้องต้น สจฟ. อาจทดลองเปลี่ยนเครื่องปรับอากาศให้กับส่วนราชการใดส่วนราชการหนึ่ง เช่น โรงพยาบาลศิริราช เป็นต้น โดยใช้เงินอุดหนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้เห็นผลของการประหยัดพลังงานอย่างเป็นรูปธรรม

4. นอกจากนี้ สจฟ. มีโครงการห้องทดสอบมอเตอร์ ซึ่งหากแล้วเสร็จจะทำให้สามารถกำหนดมาตรฐานของมอเตอร์ได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีความคล่องตัวในการปรับปรุงบัญชีราคามาตรฐานครุภัณฑ์ โดยกำหนดเป็นหลักการว่า หากครุภัณฑ์ประเภทอุปกรณ์ไฟฟ้าใดสามารถกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพได้อย่างชัดเจน มีมาตรฐานสูงกว่าของเดิม และมีการแข่งขันกันแล้ว ก็ให้สำนักงบประมาณพิจารณาปรับปรุงบัญชีราคามาตรฐานครุภัณฑ์สำหรับครุภัณฑ์ประเภทอุปกรณ์ไฟฟ้านั้นๆ ได้ตามความเหมาะสม

มติของที่ประชุม

  1. เห็นชอบตามข้อเสนอของสำนักงบประมาณ ในเรื่องแนวทางการประหยัดพลังงาน โดยให้ ส่วนราชการสามารถจัดซื้อจัดจ้างหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ได้เป็นกรณีพิเศษ
  2. เห็นชอบในหลักการให้สำนักงบประมาณพิจารณาปรับปรุงบัญชีราคามาตรฐานครุภัณฑ์ สำหรับครุภัณฑ์ประเภทอุปกรณ์ไฟฟ้าทุกชนิดที่สามารถกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพได้อย่างชัดเจน และมีการแข่งขัน รวมทั้งมีมาตรฐานสูงกว่าของเดิมตามความเหมาะสมต่อไป
  3. เห็นชอบให้สำนักงบประมาณพิจารณาปรับปรุงบัญชีราคามาตรฐานครุภัณฑ์ประเภท เครื่องปรับอากาศ โดยเพิ่มเติมรายละเอียดของเครื่องปรับอากาศ ดังนี้ "หากเป็นเครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วน และมีขนาดตั้งแต่ 13,300 บีทียู ลงมา ให้พิจารณาจัดซื้อเครื่องปรับอากาศที่มีฉลากประสิทธิภาพของ สจฟ. ระดับ 5" และให้พิจารณาปรับปรุงราคากลางของเครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วน ขนาด 13,300 บีทียู ลงมา ตามราคาตลาดของเครื่องปรับอากาศที่ได้ฉลากประสิทธิภาพของ สจฟ. ระดับ 5 รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงราคากลางของเครื่องปรับอากาศแบบแยกส่วนขนาดใหญ่กว่า 13,300 บีทียู เพิ่มขึ้นตามราคาตลาดของเครื่องปรับอากาศที่มีค่าประสิทธิภาพในระดับไม่น้อยกว่า 9.6 บีทียู /วัตต์ ด้วย โดยให้ สำนักงบประมาณรับไปประสานงานในรายละเอียดกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 9 บันทึกความเข้าใจร่วมของโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา ใน สปป.ลาว

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่อง ความร่วมมือด้านการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ นครเวียงจันทน์ เพื่อส่งเสริมและร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประเทศไทย ในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2545 โดยมีคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (คปฟ.-ลาว) ซึ่งมีผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เป็นประธาน และรัฐบาล สปป.ลาว ได้แต่งตั้ง Committee for Energy and Electric Power (CEEP) เพื่อติดตามการดำเนินงานและประสานความร่วมมือในการพัฒนาโครงการให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว

2. ในขณะนี้ สปป.ลาว มีโครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาและพัฒนาเพื่อผลิตและขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทั้งสิ้น 11 โครงการ รวมกำลังการผลิตติดตั้งประมาณ 4,300 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ตกลงอัตราค่าไฟฟ้าแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน-หินบุน โครงการน้ำเทิน 2 โครงการห้วยเฮาะ และโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา ส่วนโครงการอื่นๆ ที่ได้เริ่มมีการหารือกับคณะ กรรมการฯ และ กฟผ. แล้ว มี 7 โครงการ โดยเรียงลำดับความพร้อมของโครงการ ได้ดังนี้ โครงการน้ำงึม 3 โครงการน้ำงึม 2 โครงการเซคามาน 1 โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย โครงการน้ำเทิน 3 โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำเลิก ปัจจุบันการเจรจาซื้อขายไฟฟ้ามีโครงการที่สามารถตกลงอัตราค่าไฟฟ้าและอยู่ระหว่างการเจรจาจัดทำสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 1,737 เมกะวัตต์ โครงการที่ได้เสนออัตราค่าไฟฟ้า 4 โครงการ รวมกำลังผลิตติดตั้ง 1,728 เมกะวัตต์ และโครงการที่อยู่ระหว่างเสนอผลการศึกษา 3 โครงการ รวมกำลังผลิตติดตั้ง 790 เมกะวัตต์

3. แนวทางในการเจรจาโครงการอื่นๆ เพื่อให้ครบปริมาณรับซื้อ 1,500 เมกะวัตต์ นั้น คปฟ.-ลาว ได้มีมติเมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2539ให้เริ่มเจรจาอัตราค่าไฟฟ้ากับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 และโครงการน้ำงึม 2 โดยไม่ต้องรอผลการเจรจาของโครงการในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์แรก ตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว เพื่อกฟผ. จะได้มีโครงการอื่นทดแทนในกรณีที่มีบางโครงการไม่สามารถจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ ทำให้ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ไม่ครบตามปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ที่กำหนด

4. โครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจาจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือด้านการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว เพื่อจำหน่ายให้กับประเทศไทย ในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2545 โดยกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท ไทยลาวเพาเวอร์ (Thai Lao Power : TLP) เป็นบริษัทฯ ที่จดทะเบียนใน สปป.ลาว เมื่อปี ค.ศ. 1994 และเป็นบริษัทในเครือ (Subsidiary) ของบริษัท ไทยลาวลิกไนต์ (Thai Lao Lignite) ซึ่งเป็นบริษัทที่ได้รับสัมปทานจาก สปป.ลาว ในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา ภายใต้หลักการที่ให้บริษัทผู้ได้รับสัมปทานเป็น เจ้าของ ผู้ก่อสร้างและผู้ดำเนินการ และเมื่อครบอายุการได้รับสัมปทานจะต้องโอนกิจการเป็นของรัฐ (Build-Own-Transfer Agreement-BOT) โดยในปัจจุบันยังไม่มีบริษัทอื่นเข้าร่วมโครงการ โครงการดังกล่าวมีกำลังผลิตติดตั้ง 720 เมกะวัตต์ และกำหนดจะแล้วเสร็จปี 2543 โดยเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2539 กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ได้ตกลงราคาไฟฟ้าที่จะรับซื้อ ดังนี้

ระยะที่1 โครงการผลิตไฟฟ้า ขนาด 600 เมกะวัตต์ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดโครงการในช่วงเวลา 25 ปี (Levelized) ที่อัตรา 5.70 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง

ระยะที่ 2 โครงการผลิตไฟฟ้า ขนาด 600 เมกะวัตต์ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดโครงการในช่วงเวลา 25 ปี (Levelized) ที่อัตรา 5.60 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ซึ่งถ้าคิด 2 โครงการรวมกัน 1,200 เมกะวัตต์ จะได้อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 5.65 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง

5. ต่อมาเมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2539กฟผ. ได้นำบันทึกความเข้าใจร่วมระหว่าง กฟผ.และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา (Memorandum of Understanding : Lignite Fired Power Plant-MOU) เสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณา โดยซึ่งมีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้

5.1 บันทึกความเข้าใจร่วมระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ มีลักษณะคล้ายกับบันทึกความเข้าใจระหว่าง กฟผ. กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเทิน-หินบุน น้ำเทิน 2 และห้วยเฮาะ ซึ่งได้มีการลงนามไปแล้ว บันทึกความเข้าใจจะประกอบด้วยหลักการสำคัญในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งจะเป็นสาระสำคัญของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement) ที่จะมีการเจรจาและลงนามกันต่อไป เช่น อัตราค่าไฟฟ้าปริมาณไฟฟ้าที่จะรับซื้อ เป็นต้น

5.2 บันทึกความเข้าใจจะมีผลบังคับใช้จนกระทั่งมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยจะมีระยะเวลาไม่เกิน 12 เดือน หลังจากวันลงนามในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ยกเว้นแต่ว่าจะได้มีการตกลงร่วมกันทั้งสองฝ่ายให้มีการขยายระยะเวลา

5.3 สัญญาซื้อขายไฟฟ้ามีอายุของสัญญา 25 ปี โดยมีกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (Commercial Operation Date) ไม่เกินวันที่ 31 ธันวาคม 2544 สำหรับหน่วยที่ 1 และวันที่ 30 มิถุนายน 2545 สำหรับหน่วยที่ 2

5.4 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบ โดยมีปริมาณพลังงานไฟฟ้าประเภท Firm ในระดับร้อยละ 80 ของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ หรือเทียบเท่ากับปริมาณพลังงานไฟฟ้า จำนวน 4,265.3 ล้านหน่วยต่อปี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนดังกล่าวจะใช้ถ่านหินลิกไนต์จากแหล่งหงสาเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งคาดว่าจะใช้ประมาณ 5 ล้านตันต่อปี

5.5 กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดโครงการในช่วงเวลา 25 ปี (Levelized) ในอัตรา 5.70 เซนต์สหรัฐฯต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง

5.6 การชำระเงินค่าไฟฟ้า ร้อยละ 50 ของค่าไฟฟ้า จะชำระเป็นเงินสกุลบาท และอีกร้อยละ 50 ของค่าไฟฟ้า จะชำระเป็นเงินสกุลดอลล่าร์สหรัฐฯ โดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนระหว่างเงินสกุลบาทและเงินสกุลดอลล่าร์สหรัฐฯ เฉลี่ยของเดือนที่มีการลงนามในสัญญา

5.7 กฎหมายที่ใช้ในการทำสัญญา (Governing Law) กำหนดให้ใช้กฎหมายอังกฤษเป็นกฎหมายที่ใช้บังคับ ทั้งในบันทึกความเข้าใจร่วม และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า(Power Purchase Agreement-PPA)

มติของที่ประชุม

เห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจร่วมระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการลิกไนต์หงสา ตามสิ่งที่ส่งมาด้วยหมายเลข 1 ของเอกสารแนบวาระที่ 4.5.2 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับไปดำเนินการเพื่อให้มีการลงนามในบันทึก ความเข้าใจกับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการต่อไป ทั้งนี้ ถ้ารัฐบาล สปป.ลาว ต้องการให้มีการแก้ไขบันทึก ความเข้าใจร่วมเพิ่มเติม ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถลงนามในบันทึกที่ได้แก้ไขแล้วได้ หากไม่มีการแก้ไขในสาระสำคัญ


เรื่องที่ 10 การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว

สรุปสาระสำคัญ

1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ กรุงเวียงจันทน์โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทย ในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2545

2. ในการดำเนินการประสานความร่วมมือเพื่อให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ลาว) ตามคำสั่งสำนักนายกรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2536 โดยมีผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เป็นประธาน และ คณะกรรมการจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อธิบดีกรมเศรษฐกิจ กระทรวงการต่างประเทศ รองอธิบดีกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ผู้ช่วยเลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ผู้ช่วยผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยส่วนทางด้าน สปป.ลาว ได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป.ลาว (Committee for Energy and Electric Power-CEEP) เพื่อประสานความร่วมมือในการพัฒนาโครงการดังกล่าวเช่นกัน

3. สปป.ลาว มีโครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาและพัฒนาเพื่อผลิตและขายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รวมทั้งสิ้น 11 โครงการ รวมกำลังการผลิตประมาณ 4,300 เมกะวัตต์ โดยมีสถานภาพการเจรจาเพื่อให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว ดังนี้

3.1 โครงการที่สามารถตกลงอัตราค่าไฟฟ้าแล้ว จำนวน 4 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน-หินบุน โครงการน้ำเทิน 2 โครงการห้วยเฮาะ และโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา

3.2 โครงการที่จะเริ่มเจรจาอัตราค่าไฟฟ้า 2 โครงการ ตามมติคณะกรรมการ คปฟ-ลาว เมื่อวันที่ 22มีนาคม 2539คือ โครงการน้ำงึม 3 และโครงการน้ำงึม 2ซึ่งโครงการทั้ง 2 ได้เสนออัตรา ค่าไฟฟ้าเพื่อให้ คปฟ.ลาว พิจารณาแล้ว

3.3 โครงการอื่นๆ เรียงลำดับตามความพร้อมของโครงการ คือ โครงการเซคามาน 1 โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย โครงการน้ำเทิน 2 โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำเลิก ขณะนี้อยู่ระหว่างการนำเสนอผลการศึกษา

4. ประเด็นปัญหาซึ่งทำให้ยังไม่สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ เนื่องจาก

4.1 การเจรจาเพื่อลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) สำหรับโครงการน้ำเทิน-หินบุน มีประเด็นปัญหาซึ่งระบุเป็นเงื่อนไขก่อนลงนามสัญญา 2 ประเด็น ดังนี้

(1) เรื่องการยอมรับบังคับคดีตามผลการตัดสินของอนุญาโตตุลาการ เนื่องจาก สปป. ลาว ยังไม่ได้เข้าร่วมเป็นภาคีของอนุสัญญากรุงนิวยอร์คว่าด้วยการยอมรับและบังคับตามคำตัดสินของอนุญาโตตุลาการ และเพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาในเรื่องนี้ สปป.ลาว ได้ออกหนังสือยอมรับผลการตัดสินของอนุญาโตตุลาการ ลงนามโดยรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 ธันวาคม 2538 แต่เนื่องจากรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีมิใช่เป็นผู้มีอำนาจเต็มในการดำเนินการตามหลักกฎหมายระหว่างประเทศ จึงมีความจำเป็นที่จะต้องให้ผู้มีอำนาจเต็มลงนามในหนังสือยอมรับผลการตัดสินของอนุญาโตตุลาการดังกล่าว หรือมิฉะนั้นจะต้องมีหนังสือมอบอำนาจให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีลงนาม โดยผู้มีอำนาจเต็มเป็นผู้ลงนามมอบอำนาจ ซึ่งผู้มีอำนาจเต็มจะประกอบด้วย ประมุขแห่งรัฐ ประมุขรัฐบาล รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศ

(2) เรื่องการรับรองว่า รัฐบาล สปป.ลาว จะไม่ปกป้องทรัพย์สินของกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ จากการบังคับคดี (Sovereign Immunity)

4.2 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2539 อนุมัติให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวได้ แต่มีเงื่อนไขว่าจะลงนามได้ก็ต่อเมื่อได้รับหนังสือรับรองว่ารัฐบาล สปป.ลาว จะไม่ปกป้องทรัพย์สินของกลุ่มผู้พัฒนาโครงการจากการบังคับคดี (Sovereign Immunity) และเรื่องการบังคับคดีตามผลการตัดสินของอนุญาโตตุลาการจนเป็นที่พอใจแล้ว พร้อมกันนี้ได้มีมติมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศรับไปประสานงานกับกระทรวงการต่างประเทศ สปป.ลาว และหากยังเป็นประเด็นปัญหาอยู่ก็ให้นำประเด็นดังกล่าวไปปรึกษาหารือในโอกาสที่ ฯพณฯ นายกรัฐมนตรีเดินทางเยือน สปป. ลาว ในเดือนมิถุนายน 2539 ต่อไป

4.3 กระทรวงการต่างประเทศได้ดำเนินการประสานงานกับกระทรวงการต่างประเทศ สปป.ลาวเพื่อแจ้งเหตุผล ความจำเป็นและหาทางแก้ไขปัญหามาโดยตลอด และ กฟผ. ได้จัดทำหนังสือแจ้งอย่างเป็น ทางการถึงข้อเสนอของฝ่ายไทยในการแก้ไขปัญหาดังกล่าว โดยขอให้ สปป.ลาว แจ้งผลการพิจารณาให้ ฝ่ายไทยทราบภายในวันที่ 13 มิถุนายน 2539 สาระสำคัญของข้อเสนอที่ขอให้ สปป. ลาวดำเนินการ สรุปได้ดังนี้

(1) จัดทำหนังสือใหม่ที่มีข้อความเหมือนฉบับเดิม ซึ่งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี ลงนามแล้วนั้น และเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศลงนาม

(2) จัดทำหนังสือมอบอำนาจลงนามโดยผู้มีอำนาจเต็ม เพื่อให้อำนาจรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี ดำเนินการแทนตามที่ได้ลงนามในหนังสือยอมรับผลการบังคับคดีดังกล่าวแล้ว

5. ต่อมา คปฟ.-ลาว และคณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป.ลาว (CEEP) ได้ประชุมปรึกษาหารือ เมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2539 เพื่อพิจารณาข้อเสนอขอขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ตามบันทึกความเข้าใจฉบับวันที่ 4 มิถุนายน 2536 โดย สปป.ลาว ได้จัดทำร่างบันทึกความเข้าใจเพื่อใช้แทนฉบับเดิม และเสนอให้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจในระหว่างการเยือน สปป.ลาว ของ ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี ในระหว่างวันที่ 19-20 มิถุนายน 2539

6. การพิจารณาข้อเสนอการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ดังกล่าว ที่ประชุมได้พิจารณาในประเด็นต่างๆ เช่น ความเหมาะสมของปริมาณไฟฟ้าที่จะรับซื้อ ระยะเวลา และเหตุผลความจำเป็นอื่นๆ เป็นต้น และที่ประชุมได้มีมติให้ กฟผ. ปรับปรุงบันทึกความเข้าใจร่วม เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ตามที่ สปป.ลาว เสนอ เพื่อใช้แทนบันทึกความเข้าใจร่วม ฉบับวันที่ 4 มิถุนายน 2536 โดยให้มีสาระสำคัญที่แตกต่างจากฉบับเดิม ดังนี้

6.1 ขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจาก 1,500 เมกะวัตต์ เพิ่มเป็น 3,000 เมกะวัตต์

6.2 ขยายระยะเวลาสิ้นสุดการรับซื้อไฟฟ้าจากปี 2543 ไปจนถึงปี 2549

6.3 สปป.ลาว ยินดีให้มีการก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าเพื่อส่งไฟฟ้าจากมณฑลยูนนานผ่านเข้าประเทศไทยได้

6.4 มีการยอมรับผลการตัดสินของอนุญาโตตุลาการ

6.5 บันทึกความตกลงครั้งนี้ ลงนามโดย ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี ของทั้ง 2 ประเทศ

7. เมื่อถึงกำหนดวันที่ 13 มิถุนายน 2539 กฟผ. ได้รับแจ้งจาก สปป. ลาว ถึงผลการพิจารณา ในเบื้องต้นเกี่ยวกับการขอแก้ไขบันทึกความเข้าใจร่วมในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ซึ่งมีประเด็นสำคัญ ที่ขอแก้ไข 2 ประการ คือ

7.1 เรื่อง สปป. ลาว ยินดีให้มีการก่อสร้างสายส่งไฟฟ้าเพื่อส่งไฟฟ้าจากมณฑลยูนนานผ่านเข้าประเทศไทยได้ ซึ่ง สปป.ลาว ขอใช้คำว่า " ยินดีจะพิจารณาให้ระบบสายส่งไฟฟ้าจากมณฑลยูนนานผ่านดินแดนของ สปป.ลาว มายังประเทศไทย บนพื้นฐานการคำนึงถึงผลประโยชน์และอธิปไตยของแต่ละฝ่าย"

7.2 ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศของทั้งสองประเทศลงนามแทน ฯพณฯนายกรัฐมนตรี

8. สพช. และ กฟผ. พิจารณาแล้วเห็นว่า ในเรื่องประเด็นสายส่งไฟฟ้าจากมณฑลยูนนานสมควรให้ สปป.ลาว ให้การสนับสนุนโครงการมากกว่าที่จะพิจารณาโครงการ จึงสมควรที่จะให้มีการเจรจาในประเด็นนี้ก่อนที่จะลงนามในบันทึกความเข้าใจต่อไป

มติของที่ประชุม

  1. เห็นชอบในหลักการของร่างบันทึกความเข้าใจร่วมเรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ตามเอกสารแนบวาระที่ 4.6.5 เพื่อให้ใช้แทนบันทึกความเข้าใจฉบับวันที่ 4 มิถุนายน 2536 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกระทรวงการต่างประเทศ และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เจรจาในรายละเอียดเพื่อให้เป็นไปตามหลักการที่ได้รับอนุมัติก่อนลงนามในบันทึกความเข้าใจร่วมต่อไป
  2. เห็นควรให้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว โดย ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี หรือรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศเป็นผู้ลงนาม ในคราวเยือน สปป.ลาว ของ ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี ระหว่างวันที่ 19-20 มิถุนายน 2539 หากมีความคืบหน้าในการแก้ไขปัญหาเรื่องการยอมรับบังคับคดีตามผล การตัดสินของอนุญาโตตุลาการที่เป็นเงื่อนไขก่อนลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน-หินบุน จนเป็นที่พอใจแล้ว
  3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ดำเนินการเจรจาในรายละเอียดเพื่อให้มีการลงนาม ดังนี้
    • 3.1 บันทึกความเข้าใจเรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ลงนามโดย ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี หรือรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการต่างประเทศของทั้งสองประเทศ
    • 3.2 บันทึกความเข้าใจร่วมของโครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา ลงนามโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ไทยลาวเพาเวอร์ จำกัด
    • 3.3 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน-หินบุน ลงนามโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเทิน-หินบุน
  4. มอบหมายให้กระทรวงการต่างประเทศรับไปดำเนินการจัดเวลาในการลงนามในบันทึกความเข้าใจและสัญญาต่างๆ ดังกล่าวแล้วในข้อ 3