มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2542 (ครั้งที่ 69)
วันอังคารที่ 21 กันยายน พ.ศ. 2542 เวลา 15.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล

1.ข้อเสนอการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซปิโตรเลียมเหลว

นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซปิโตรเลียมเหลว

รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า ได้มีการหารือระหว่างรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องก่อนที่จะมี การประชุม และที่ประชุมได้มีความเห็นดังนี้

1. ในภาวะที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มสูงขึ้น ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนเงินบาทต่อดอลลาร์สหรัฐ ได้อ่อนค่าลง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศสูงขึ้นจนถึงระดับที่ทำให้ภาษีสรรพสามิตตาม มูลค่ามีค่ามากกว่า ตามปริมาณ และจะต้องมีการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตตามมูลค่า ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้น จึงควรให้มีการยกเลิกการจัดเก็บภาษีสรรพสามิตตามมูลค่า

2. ถ้าราคาน้ำมันดูไบสูงขึ้นไปจนถึงระดับ 25 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จะเป็นระดับที่จะมีผลกระทบต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจ รัฐจะต้องเข้ามาหามาตรการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวเพื่อไม่ให้เป็นภาระแก่ ประชาชน

การพิจารณาของที่ประชุม

1.ถ้าราคาน้ำมันยังคงเพิ่มสูงขึ้นและค่าเงินบาทอ่อนตัวลงอีก การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของน้ำมันจะต้องเปลี่ยนจากการคิดตามปริมาณมาเป็นตาม มูลค่าซึ่งอัตราจะสูงกว่าเดิม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ประชาชน จึงเห็นควรให้มีการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่าเป็นอัตราร้อยละศูนย์ เพื่อให้การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตเป็นอัตราตามปริมาณคงที่ ซึ่งในเรื่องนี้บริษัทน้ำมันหลายแห่งก็ได้มีหนังสือแจ้งว่าอยากให้รัฐมีการ จัดเก็บภาษีเป็นอัตราคงที่สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล แทนที่จะมีการจัดเก็บตามมูลค่า อย่างไรก็ตาม การปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตจะต้องผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี

2.รัฐบาลได้ยกเลิกการควบคุมราคาน้ำมันมาเป็นเวลาหลายปีแล้ว เพื่อให้ราคาเป็นไปตามกลไกตลาด และในช่วงที่ผ่านมากลุ่มโอเปครวมตัวกันไม่ได้จึงทำให้ราคาน้ำมันดิบลดต่ำลง ประชาชนจึงเคยชินกับราคาน้ำมันที่มีราคาต่ำ แต่ปัจจุบันกลุ่มโอเปคสามารถรวมตัวกันได้ราคาน้ำมันจึงสูงขึ้น ในขณะเดียวกันไทยยังต้องนำเข้าน้ำมันจากประเทศเหล่านี้ จึงต้องทำความเข้าใจกับประชาชนว่ารัฐบาลไม่สามารถกำหนดราคาน้ำมันได้เอง และหากราคาน้ำมันสูงขึ้นไปกว่านี้ก็จะต้องหามาตรการรองรับเพื่อให้ประชาชน ไม่เดือดร้อนมากไปกว่านี้ และเพื่อให้ประชาชนได้รับรู้ว่ารัฐบาลให้ความใส่ใจกับปัญหาของประชาชน

3.การพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตมีประเด็นสำคัญที่ควรนำมาพิจารณา 2 ประเด็นคือ ความเดือนร้อนของประชาชน และผลกระทบต่อการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลกระทบทางเศรษฐกิจของสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการ เศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ พบว่าว่าถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบ ขึ้นไปถึง 25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้เศรษฐกิจชะลอตัวลงร้อยละ 0.5 จากแนวโน้มเดิม และถ้าราคาน้ำมันดิบสูงถึง 29 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะทำให้เศรษฐกิจชะลอตัวลงร้อยละ 0.8 และที่ประชุมเห็นว่าถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับ 25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จะมีผลกระทบต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจ รัฐจะต้องหามาตรการแก้ไขเพื่อไม่ให้เป็นภาระแก่ประชาชน อย่างไรก็ตามเห็นควรได้มีการติดตามผลการประชุมของกลุ่ม โอเปคในวันที่ 22 กันยายน 2542 ก่อนว่าผลจะเป็นอย่างไร และให้มีการติดตามสถานการณ์ราคาน้ำมัน อย่างใกล้ชิดเพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในครั้งต่อไป และเนื่องจากอัตราแลกเปลี่ยนค่าเงินบาทต่อดอลล่าร์สหรัฐที่อ่อนตัวลงส่งผล กระทบต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกำหนดราคาขายส่งน้ำมันสำเร็จรูปของไทย อิงกับราคาน้ำมันสำเร็จรูปที่ตลาดสิงค์โปร์ ดั้งนั้น จึงควรนำประเด็นทั้งสองมาร่วมพิจารณาในการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ด้วย

4.ประธานฯ ได้ขอให้ที่ประชุมรับทราบเรื่องเพื่อทราบตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2542 รวม 5 เรื่อง คือ

(1) สถานการณ์พลังงานในช่วง 7 เดือนแรกของปี 2542

(2) รายงานผลการดำเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

(3) ความก้าวหน้าของการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว

(4) รายงานผลการดำเนินงานตามแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจสาขาพลังงาน ปีงบประมาณ 2542

(5) รายงานความคืบหน้าในการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP และ SPP

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตตาม มูลค่าของน้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า น้ำมันก๊าด และก๊าซปิโตรเลียมเหลวให้เหลือในอัตรา ร้อยละศูนย์เพื่อให้การจัดเก็บภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดังกล่าวเป็นอัตราตาม ปริมาณเท่านั้น โดยให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบในการประชุมในวันอังคารที่ 28 กันยายน 2542 นี้

2.ถ้าราคาน้ำมันดิบดูไบเพิ่มขึ้นสู่ในระดับ 25 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ซึ่งเป็นระดับที่คาดว่าจะส่งผลกระทบต่อการฟื้นตัวของเศรษฐกิจและต่อประชาชน รัฐบาลควรจะพิจารณาหามาตรการแก้ไขเพื่อบรรเทาปัญหาดังกล่าว แต่ทั้งนี้ให้คำนึงถึงราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดสิงคโปร์ และราคาขายปลีกในประเทศด้วย

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2542 (ครั้งที่ 68)
วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2542 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมตึกสันติไมตรีหลังใน ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบและแนวทางการแก้ไข

นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ผลกระทบและแนวทางการแก้ไข

สรุปสาระสำคัญ

1. ปริมาณการใช้น้ำมันสำเร็จรูปของไทยในปี 2541 แยกเป็น เบนซินมีปริมาณการใช้ 7,173 ล้านลิตร ดีเซลหมุนเร็ว 15,265 ล้านลิตร และน้ำมันเตา 7,941 ล้านลิตร เบนซินมีการใช้ในภาคคมนาคมเป็นส่วนใหญ่ประมาณร้อยละ 97.8 ส่วนใหญ่ใช้ในรถเก๋ง น้ำมันดีเซลประมาณร้อยละ 81.6 ใช้ในการขนส่ง ร้อยละ 10.5 ใช้ในภาคเกษตรซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในสาขาประมงและมักจะซื้อมาจากนอกน่านน้ำไทย เป็นส่วน ใหญ่เนื่องจากไม่มีภาษี ส่วนน้ำมันเตาประมาณร้อยละ 53.6 ใช้ในกิจการไฟฟ้า อีกร้อยละ 43.8 ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและการขนส่งทางเรือ

2. โครงสร้างการจัดเก็บภาษีน้ำมันในขณะนี้ ประกอบด้วย ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยภาษีสรรพสามิตมีการจัดเก็บมากที่สุด คือ เบนซินมีการจัดเก็บในอัตรา 3.685 บาท/ลิตร ดีเซล 2.305 บาท/ลิตร และน้ำมันเตา 0.2378 บาท/ลิตร ในช่วงที่ผ่านมามีการปรับภาษีสรรพสามิต รวม 2 ครั้ง คือ เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2541 มีการปรับขึ้นภาษีสรรพสามิตเบนซิน 1 บาท/ลิตร และเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2542 มีการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตาเหลือร้อยละ 5 ของมูลค่า และปรับเพิ่มภาษีสรรพสามิตเบนซินและดีเซล 0.10 บาท/ลิตร และ 0.09 บาท/ลิตร ตามลำดับ เพื่อชดเชยรายได้ภาษีที่ลดลงจากการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันเตา รายได้ของรัฐจากภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล และภาษีมูลค่าเพิ่มของน้ำมันในปีงบประมาณ 2542 มีจำนวน 94,867 ล้านบาท

3. ราคาน้ำมันดิบในขณะนี้ได้ปรับตัวสูงขึ้นเนื่องจากกลุ่มประเทศโอเปคและประเทศ ผู้ส่งออกน้ำมันนอกกลุ่มโอเปค ได้ตกลงร่วมกันในการลดปริมาณการผลิตลงตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2542 เป็นต้นมา ทำให้ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเริ่มปรับตัวสูงขึ้นมาโดยตลอดและได้ส่งผลกระทบ ต่อราคาน้ำมันสำเร็จรูป การปรับตัวของราคาน้ำมันเบนซินมีมากกว่าน้ำมันดีเซล เนื่องจากความต้องการใช้เพื่อการขับขี่ในฤดูร้อน แต่นับตั้งแต่ กลางเดือนสิงหาคมราคาน้ำมันเบนซินเริ่มทรงตัว เนื่องจากความต้องการในตลาดโลกเริ่มชะลอตัวลงในช่วงปลายฤดูร้อน ในขณะเดียวกันประเทศต่างๆ เริ่มสำรองน้ำมันดีเซลและน้ำมันก๊าดสำหรับฤดูหนาวที่จะมาถึง ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลและน้ำมันก๊าดปรับสูงขึ้นตามความต้องการของช่วงฤดูกาล ผลการประชุมของกลุ่มผู้ผลิตน้ำมันดิบคาดว่าจะยังคงยืนเพดานการผลิตเดิมออกไป จนกระทั่งเดือนมีนาคมปีหน้า

4. ราคาน้ำมันดิบที่ขึ้นมาอยู่ในระดับ 22-23 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เป็นราคาที่อยู่ในระดับภาวะปกติเมื่อเทียบกับช่วงก่อนที่จะเกิดวิกฤติทาง เศรษฐกิจในเอเซีย แต่สาเหตุที่ประชาชนมีความรู้สึกว่าราคาเพิ่มขึ้น สูงมากก็เนื่องจากในช่วงปีที่ผ่านมา ราคาน้ำมันดิบมีราคาต่ำกว่าปกติอยู่ในระดับ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ซึ่งเป็นราคาที่ไม่เคยต่ำเช่นนี้มาตั้งแต่ปี 2529 และเป็นช่วงที่เกิดภาวะเศรษฐกิจถดถอยเช่นเดียวกัน ราคาน้ำมันดิบ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล นี้ เป็นราคาที่คงอยู่ไม่นานเนื่องจากเป็นราคาที่ต่ำเกินไปทำให้ไม่จูงใจให้มี การสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ดังนั้น ราคาน้ำมันดิบในขณะนี้จึงถือว่าเป็นราคาที่อยู่ในภาวะปกติ โดยใน ช่วงหน้าหนาวราคาอาจจะสูงขึ้นและช่วงหน้าร้อนอาจจะลดลงบ้าง แต่จะไม่ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 10 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล เหมือนปีที่แล้ว

5. ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปของไทยได้ปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบในตลาด โลก แต่การปรับราคาขายปลีกของผู้ค้าน้ำมันทำได้ค่อนข้างยาก เนื่องจากตลาดมีการแข่งขันสูง และค่าการตลาดของผู้าค้าน้ำมันก็ลดลงมากในช่วงที่ผ่านมา ราคาขายปลีกน้ำมันสำเร็จรูปในขณะนี้ ราคาเบนซินพิเศษอยู่ที่ 13.59 บาท/ลิตร ซึ่งสูงสุดในรอบ 10 ปีที่ผ่านมา ราคาดีเซลอยู่ที่ 10.14 บาท/ลิตร ซึ่งยังคงต่ำกว่าราคาสูงสุดปีที่แล้วซึ่งอยู่ที่ 11.70 บาท/ลิตร ราคานี้ดูเหมือนว่ามีการปรับตัวสูงขึ้นเมื่อคิดเป็นเงินบาท แต่เมื่อเทียบกับอัตราแลกเปลี่ยน 1 เหรียญสหรัฐ เท่ากับ 25 บาท แล้วราคาจะต่ำลงกว่านี้ 2 บาท ดังนั้น ราคาเบนซินพิเศษ 13.59 บาท/ลิตร เมื่อเทียบอัตราแลกเปลี่ยนที่ 25 บาท ราคาจะลดลงเหลือ 11.59 บาท เพราะฉะนั้นจะเห็นได้ว่าสถานการณ์ขณะนี้ไม่ได้มีวิกฤติการณ์ทางด้านน้ำมัน เกิดขึ้นในโลก แต่เนื่องจากค่าเงินบาทอ่อนตัวลงจึงทำให้ราคาน้ำมันปรับตัวสูงขึ้น ในประเทศอื่นๆ ราคาน้ำมันก็ปรับตัวสูงขึ้นเช่นเดียวกัน และเมื่อเปรียบเทียบการจัดเก็บภาษี ของไทยกับหลายๆ ประเทศ โดยเฉพาะในกลุ่มประเทศแถบยุโรปและเอเซียบางประเทศ เช่น ญี่ปุ่น ฮ่องกง และสิงคโปร์ มีการจัดเก็บภาษีประมาณร้อยละ 50-70 ของราคาขายปลีก ซึ่งสูงกว่าของไทยซึ่งมีการจัดเก็บอยู่ ในกลุ่มร้อยละ 30-50 ของราคาขายปลีก

6. สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย ได้วิเคราะห์ผลกระทบของการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันดีเซล เบนซินและน้ำมันเตาต่อเศรษฐกิจมหภาค โดยมีสมมุติฐาน เป็น 2 กรณี คือ กรณีฐาน สมมุติว่าราคาน้ำมัน ในครึ่งหลังปี 2542 เฉลี่ยเท่ากับราคาในช่วงครึ่งแรกของปี 2542 และกรณีที่ราคาน้ำมันในครึ่งหลังของปี 2542 เพิ่มขึ้นร้อยละ 23.5 เมื่อเทียบกับราคาเฉลี่ยในช่วงครึ่งปีแรก โดยราคาเฉลี่ยปี 2542 จะสูงกว่าราคา ในกรณีฐานร้อยละ 11.8 ซึ่งสรุปผลการวิเคราะห์ได้ดังนี้

6.1 การเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันทำให้ต้นทุนของผู้ใช้น้ำมันทั้งภาคการผลิตและ บริโภคสูงขึ้น มี ผลให้อุปสงค์รวมที่แท้จริง (Real Demand) ของระบบเศรษฐกิจลดลง และทำให้การขยายตัวของเศรษฐกิจรวมลดลงร้อยละ 0.6 โดยภาคอุตสาหกรรมจะขยายตัวต่ำกว่ากรณีฐานร้อยละ 0.9 ส่วนภาคบริการจะขยายตัวต่ำลงร้อยละ 0.6

6.2 อัตราเงินเฟ้อจะสูงขึ้นจากกรณีฐาน เพียงร้อยละ 0.2 สาเหตุที่เงินเฟ้อสูงไม่มากเนื่องจาก อุปสงค์รวมที่แท้จริงของระบบเศรษฐกิจลดลง ในขณะที่มีกำลังผลิตส่วนเกิน (Excess Capacity) อยู่ในระบบมาก ดังนั้นผู้ประกอบการไม่สามารถผ่านต้นทุนที่สูงขึ้นทั้งหมดให้ผู้บริโภคได้

6.3 การส่งออกลดลงเล็กน้อยเนื่องจากราคาที่สูงขึ้นกระทบต่อผู้ใช้น้ำมันทั่วโลก มูลค่าการนำเข้าสูงขึ้นประมาณ 9,123 ล้านบาท เนื่องจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้นทำให้มูลค่าการนำเข้าในหมวดน้ำมันสูงขึ้น ดุล การค้าจะลดลง 10,586 ล้านบาท ส่วนดุลบัญชีเดินสะพัดจะลดลง 9,733 ล้านบาท เมื่อเทียบกับกรณีฐาน

7. สถานการณ์ราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นในขณะนี้นับว่าอยู่ในภาวะปกติ แนวโน้มราคาน้ำมันเบนซินในช่วงครึ่งหลังของปี 2542 จะคงไม่สูงขึ้นมาก ส่วนราคาน้ำมันดีเซลคาดว่าจะสูงขึ้นตามความต้องการที่สูงขึ้นในฤดูหนาว แนวทางการแก้ไขจึงควรพิจารณาลดต้นทุนการใช้พลังงานของกิจกรรมต่างๆ และการประหยัดพลังงานก่อนเป็นอันดับแรก ส่วนการลดภาษีสรรพสามิตนั้น จะมีผลกระทบต่อรายได้ของรัฐ จึงควรพิจารณาเป็นทางเลือกสุดท้าย โดยฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้มีการแก้ไขปัญหา ดังนี้

7.1 ให้เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งได้ดำเนินการอยู่ในขณะนี้ ให้มีผลเป็นรูปธรรมมากขึ้น ดังนี้

(1) เร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม และส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ

(2) ส่งเสริมให้มีการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารทั่วไปที่ไม่ได้เป็นโรงงาน ควบคุมและอาคารควบคุม ซึ่งเป็นโรงงานและอาคารขนาดกลางและขนาดเล็ก

(3) ส่งเสริมให้มีการใช้วัสดุอุปกรณ์และเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพในการใช้ พลังงานสูง ตลอดจนส่งเสริมระบบตลาดให้สามารถเข้ามารองรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ

(4) เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานสำหรับเครื่องจักร อุปกรณ์และวัสดุที่ใช้ไฟฟ้า และกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ รวมทั้ง การติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพพลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพพลังงานที่มีมาตรฐาน

(5) ส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในการขนส่ง ได้แก่ การส่งเสริมการเดินทางโดยใช้พาหนะร่วม (Car Pool) เพื่อลดการใช้รถยนต์ ลดการเดินทางด้วยการสื่อสารลักษณะอื่นแทน เช่น โทรศัพท์ โทรสาร หรือการใช้บริการส่งเอกสารและวัสดุแทนการส่งด้วยตนเอง การรณรงค์ให้มีการบำรุงรักษาเครื่องยนต์และการใช้รถยนต์ให้ถูกวิธี ในระยะปานกลางและระยะยาวควรเร่งปรับปรุงคุณภาพการให้บริการ รถเมล์ และเร่งก่อสร้างระบบขนส่งมวลชนให้เสร็จทันเวลา ปรับปรุงระบบการจัดเก็บภาษีให้ประชาชน หันมาใช้รถสาธารณะมากขึ้น ลดการใช้รถส่วนตัว รวมทั้ง ปรับปรุงระบบผังเมืองให้มีผลต่อการลดความต้องการในการ เดินทาง เช่น บ้าน โรงเรียน และที่ทำงานอยู่ใกล้กัน เป็นต้น

(6) ส่งเสริมและรณรงค์ให้เกิดการตื่นตัวต่อการประหยัดพลังงานในระดับชาติ โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นให้ประชาชนทุกระดับทั่วประเทศเกิด กระแสความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานและสร้างจิตสำนึกด้านการอนุรักษ์ พลังงานให้กับกลุ่มเป้าหมายทุกกลุ่มอย่างต่อเนื่อง

7.2 ให้มีการเลือกใช้พลังงาน ดังนี้

(1) ส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภท โดยเพิ่มการใช้เบนซินธรรมดาทดแทนเบนซินพิเศษ

(2) ลดการใช้น้ำมันเตาและดีเซลในการผลิตไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการดังนี้

(2.1) ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้นในโรงไฟฟ้าบางปะกง และพระนครใต้

(2.2) เร่งรัดการติดตั้งหน่วยกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ของโรงไฟฟ้า แม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 ให้แล้วเสร็จ และสามารถใช้งานได้ในเดือนมกราคม 2543

(2.3) ให้จัดหาถ่านลิกไนต์คุณภาพสูง ( กำมะถันต่ำ ) จากภาคเอกชนมาใช้ในโรงไฟฟ้าแม่เมาะอย่างเต็มที่ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาถูกกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า

(2.4) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว เพิ่มขึ้น ได้แก่ โครงการน้ำเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำงึม และเซเสด

(2.5) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน หรือพลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น

(3) ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล และการแปรรูปจากมูลฝอยโดยเฉพาะเพื่อการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยใช้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนการดำเนินการดัง กล่าว เพื่อช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง

(4) ในระยะยาวให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิง เพื่อความมั่นคงในการจัดหา เชื้อเพลิงของประเทศ การพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่งมากเกินไปจะก่อให้เกิดความเสี่ยงในการ จัดหาเชื้อเพลิงให้แก่ประเทศ และเนื่องจากถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงที่มีแหล่งสำรองอยู่มาก และกระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆ ทั่วโลก รวมทั้ง ราคาค่อนข้างมีเสถียรภาพ ถ่านหินจึงน่าจะเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในอนาคต ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลงได้

7.3 กำหนดแนวทางในการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว เพื่อให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด โดย

(1) ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยเพื่อตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว จนถึงเดือนมีนาคม 2543

(2) ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตตามมูลค่า

(3) ปรับหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้าลดลงจากระดับ ปัจจุบัน (ซึ่งเท่ากับราคาปิโตรมิน +0$) หากราคาก๊าซฯ ยังคงปรับตัวสูงขึ้นจากปัจจุบันอีกจนถึงระดับที่กองทุนฯ ไม่สามารถรับการชดเชยต่อไปได้

(4) หลังจากดำเนินการตามข้อ (1)-(3) แล้ว หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่สามารถรับภาระการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียม เหลวได้ ให้ดำเนินการปรับเพิ่มราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว

7.4 เพื่อเป็นการลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ควรให้ กฟผ. มีทางเลือกในการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ โดยให้ กฟผ. สามารถใช้น้ำมันเตากำมะถันไม่เกิน 1.0% และค่าแอสฟัลทีนระดับปกติมาใช้ในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือได้

7.5 เร่งรัดการแก้ไขการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะที่มีการนำเข้าจากประเทศมาเลเซีย ดังนี้

(1) เร่งรัดให้สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และกรมศุลกากร เพิ่มการลาดตระเวนตรวจสอบ เรือขนส่งน้ำมันจากประเทศมาเลเซีย รวมทั้ง เรือประมงที่ดัดแปลงเป็นเรือขนน้ำมัน ซึ่งเดินทางเข้ามาประเทศไทยทั้งด้านอ่าวไทยและทะเลอันดามัน รวมทั้ง การลักลอบขนน้ำมันเถื่อนทางบกในบริเวณแนวชายแดนไทย - มาเลเซีย

(2) เพิ่มการปฏิบัติการตรวจสอบปราบปรามทางทะเลในทุกท้องที่ให้มากขึ้น เพราะเรือน้ำมันเถื่อนในทะเลที่เคยซื้อน้ำมันจากสิงคโปร์อาจเปลี่ยนไปซื้อ จากมาเลเซีย ทำให้ไม่ต้องขึ้นราคาจำหน่ายหรือขึ้นราคาจำหน่ายน้อยกว่าน้ำมันที่ถูกต้อง ตามกฎหมาย ซึ่งจะเป็นแรงจูงใจให้มีผู้ลักลอบขนขึ้นฝั่งมากขึ้นเพราะได้กำไรสูงขึ้น และพื้นที่ลักลอบที่เพิ่มสูงอาจเกิดขึ้นได้ในทุกที่ตลอดแนวชายฝั่งทั้งด้าน อ่าวไทยและทะเลอันดามัน

7.6 หากจะต้องมีการลดภาษีสรรพสามิตตามปริมาณให้ปรับลดอัตราภาษีน้ำมันเบนซินลง โดยลดอัตราภาษีน้ำมันเบนซินออกเทนระหว่าง 95.0-96.0 ลง 20 สตางค์/ลิตร และเบนซินออกเทน 91 และ 87 ลง 50 สตางค์/ลิตร เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภท

มติของที่ประชุม

เห็นชอบกับแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันที่สูงขึ้นตามข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ดังนี้

1.ให้เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานซึ่งได้ดำเนินการอยู่ในขณะนี้ ให้มีผลเป็นรูปธรรมมากขึ้น ดังนี้

1.1 เร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม และส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในอาคารของรัฐ

1.2 ส่งเสริมให้มีการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารทั่วไปที่ไม่ได้เป็นโรงงาน ควบคุมและอาคารควบคุม ซึ่งเป็นโรงงานและอาคารขนาดกลางและขนาดเล็ก

1.3 ส่งเสริมให้มีการใช้วัสดุอุปกรณ์และเครื่องจักรที่มีประสิทธิภาพในการใช้ พลังงานสูง ตลอดจนส่งเสริมระบบตลาดให้สามารถเข้ามารองรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ

1.4 เร่งรัดให้มีการกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานสำหรับเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุที่ใช้ไฟฟ้า และกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ รวมทั้ง การติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพพลังงาน และส่งเสริมให้มีการจัดตั้งศูนย์ทดสอบประสิทธิภาพพลังงานที่มีมาตรฐาน

1.5 ส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในการขนส่ง ได้แก่ การส่งเสริมการเดินทางโดยใช้พาหนะร่วม (Car Pool) เพื่อลดการใช้รถยนต์ ลดการเดินทางด้วยการสื่อสารลักษณะอื่นแทน เช่น โทรศัพท์ โทรสาร หรือการใช้บริการส่งเอกสารและวัสดุแทนการส่งด้วยตนเอง การรณรงค์ให้มีการบำรุงรักษาเครื่องยนต์และการใช้รถยนต์ให้ถูกวิธี ในระยะปานกลางและระยะยาวควรเร่งปรับปรุงคุณภาพการให้บริการรถเมล์ และเร่งก่อสร้างระบบขนส่งมวลชนให้เสร็จทันเวลา ปรับปรุงระบบการจัดเก็บภาษีให้ประชาชน หันมาใช้รถสาธารณะมากขึ้น ลดการใช้รถส่วนตัว รวมทั้ง ปรับปรุงระบบผังเมืองให้มีผลต่อการลดความต้องการในการเดินทาง เช่น บ้าน โรงเรียน และที่ทำงานอยู่ใกล้กัน เป็นต้น

1.6 ส่งเสริมและรณรงค์ให้เกิดการตื่นตัวต่อการประหยัดพลังงานในระดับชาติ โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อกระตุ้นให้ประชาชนทุกระดับทั่วประเทศเกิด กระแสความร่วมมือในการอนุรักษ์พลังงานและสร้างจิตสำนึกด้านการอนุรักษ์ พลังงานให้กับกลุ่มเป้าหมายทุกกลุ่มอย่างต่อเนื่อง

2.ให้มีการเลือกใช้พลังงาน ดังนี้

2.1 ส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินให้ถูกประเภท โดยเพิ่มการใช้เบนซินธรรมดาทดแทนเบนซินพิเศษ

2.2 ลดการใช้น้ำมันเตาและดีเซลในการผลิตไฟฟ้า โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการดังนี้

(1) ให้ใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้นในโรงไฟฟ้าบางปะกง และพระนครใต้

(2) เร่งรัดการติดตั้งหน่วยกำจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ของโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4-7 ให้แล้วเสร็จ และสามารถใช้งานได้ในเดือนมกราคม 2543

(3) ให้จัดหาถ่านลิกไนต์คุณภาพสูง (กำมะถันต่ำ) จากภาคเอกชนมาใช้ในโรงไฟฟ้า แม่เมาะอย่างเต็มที่ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่มีราคาถูกกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นๆ ในการผลิตไฟฟ้า

(4) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป.ลาว เพิ่มขึ้น ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำงึม และเซเสด

(5) ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน หรือพลังงานนอกรูปแบบเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น

2.3 ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนให้มากขึ้น ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล และการแปรรูปจากมูลฝอยโดยเฉพาะเพื่อการผลิตกระแสไฟฟ้า โดยใช้กองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนการดำเนินการดังกล่าว เพื่อช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง

2.4 ในระยะยาวให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิง เพื่อความมั่นคงในการจัดหาเชื้อเพลิงของประเทศ การพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่งมากเกินไปจะก่อให้เกิดความเสี่ยงในการ จัดหาเชื้อเพลิงให้แก่ประเทศ และเนื่องจากถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงที่มีแหล่งสำรองอยู่มาก และกระจายอยู่ตามภูมิภาคต่างๆ ทั่วโลก รวมทั้ง ราคาค่อนข้างมีเสถียรภาพ ถ่านหินจึงน่าจะเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในอนาคต ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าลงได้

3.กำหนดแนวทางในการตรึงราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว เพื่อให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด โดย

3.1 ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยเพื่อตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว

3.2 ปรับหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้าลดลงจากระดับปัจจุบัน (ซึ่ง เท่ากับรา คาปิโตรมิน +0$) หากราคาก๊าซฯ ยังคงปรับตัวสูงขึ้นจากปัจจุบันอีกจนถึงระดับที่กองทุนฯ ไม่สามารถรับการชดเชยต่อไปได้

3.3 หลังจากดำเนินการตามข้อ 3.1-3.2 แล้ว หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่สามารถรับภาระ การชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ ให้ดำเนินการปรับเพิ่มราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว

4.เพื่อเป็นการลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า จึงให้ กฟผ. มีทางเลือกในการใช้น้ำมันเตาในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ โดยให้ กฟผ. สามารถใช้น้ำมันเตากำมะถันไม่เกิน 1.0% และค่าแอสฟัลทีนระดับปกติมาใช้ในโรงไฟฟ้าพระนครเหนือได้ ทั้งนี้โดยความเห็นชอบของกรมควบคุมมลพิษ

5.เร่งรัดการแก้ไขการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะที่มีการนำเข้าจากประเทศมาเลเซีย ดังนี้

5.1 เร่งรัดให้สำนักงานตำรวจแห่งชาติ และกรมศุลกากร เพิ่มการลาดตระเวนตรวจสอบเรือ ขนส่งน้ำมันจากประเทศมาเลเซีย รวมทั้ง เรือประมงที่ดัดแปลงเป็นเรือขนน้ำมัน ซึ่งเดินทางเข้ามาประเทศไทย ทั้งด้านอ่าวไทยและทะเลอันดามัน รวมทั้ง การลักลอบขนน้ำมันเถื่อนทางบกในบริเวณแนวชายแดนไทย - มาเลเซีย

5.2 เพิ่มการปฏิบัติการตรวจสอบปราบปรามทางทะเลในทุกท้องที่ให้มากขึ้น เพราะเรือน้ำมันเถื่อนในทะเลที่เคยซื้อน้ำมันจากสิงคโปร์อาจเปลี่ยนไปซื้อ จากมาเลเซีย ทำให้ไม่ต้องขึ้นราคาจำหน่ายหรือขึ้นราคาจำหน่ายน้อยกว่าน้ำมันที่ถูกต้อง ตามกฎหมาย ซึ่งจะเป็นแรงจูงใจให้มีผู้ลักลอบขนขึ้นฝั่งมากขึ้นเพราะได้กำไรสูงขึ้น และพื้นที่ลักลอบที่เพิ่มสูงอาจเกิดขึ้นได้ในทุกที่ตลอดแนวชายฝั่งทั้งด้าน อ่าวไทยและทะเลอันดามัน

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2542 (ครั้งที่ 67)
วันพุธที่ 10 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2542 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมสีเขียว ตึกไทยคู่ฟ้า ทำเนียบรัฐบาล

1.สถานการณ์พลังงานปี 2541

2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

3.ความคืบหน้าในการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน

4.การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)

5.รายงานผลการดำเนินงานแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

6.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2542 - 2554 ฉบับปรับปรุง (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง)

7.แนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยาว

8.แผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี

9.แนวทางการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และแนวทางการปรับปรุง ระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว

10.การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม

นายศุภชัย พานิชภักดิ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานปี 2541

สรุปสาระสำคัญ

1. ภาพรวมความต้องการ การผลิต การนำเข้าและส่งออกพลังงานเชิงพาณิชย์ สรุปได้ดังนี้

1.1 ปี 2541 ประเทศไทยยังประสบกับภาวะเศรษฐกิจถดถอย มีการคาดการณ์อัตราความเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ จะติดลบประมาณร้อยละ 7.8 ส่งผลให้ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ลดลง ร้อยละ 7.0

1.2 ภาพรวมการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์เปลี่ยนแปลงจากปี 2540 ไม่มากนัก ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท และก๊าซธรรมชาติ ยังคงเพิ่มขึ้น ขณะที่การผลิตลิกไนต์ลดลงถึงร้อยละ 13.0 ส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำลดลงมากเนื่องจากปริมาณน้ำในเขื่อนมีน้อย

1.3 การนำเข้าพลังงาน (สุทธิ) ลดลงถึงร้อยละ 14.2 เป็นผลจากความต้องการภายในประเทศลดลงมาก แต่การนำเข้ากระแสไฟฟ้าเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 111.6 เนื่องจากได้มีการนำเข้ากระแสไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน-หินบุน ในประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว นอกจากนั้นยังมีการส่งออกสุทธิของน้ำมันสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นเป็นปีที่สอง ติดต่อกัน ทำให้การพึ่งพาพลังงานจากต่างประเทศลดลงจากร้อยละ 61 ในปี 2540 เหลือร้อยละ 56 ในปี 2541

2. สถานการณ์พลังงานแต่ละชนิด สรุปได้ดังนี้

2.1 ปริมาณการผลิตและการใช้ก๊าซธรรมชาติมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในปี 2541 อยู่ในระดับ 1,699 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 8.5 นอกจากนี้ยังมี การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากสหภาพพม่าเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าราชบุรี โดยมีการทดลองจ่ายเข้าระบบท่อส่งก๊าซในช่วงเดือนสิงหาคม 2541 และเริ่มผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าชั่วคราวที่ราชบุรี ขนาด 25 เมกะวัตต์ โดยใช้ ก๊าซธรรมชาติประมาณ 9 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2541 เป็นต้นมา

2.2 ปริมาณการผลิตน้ำมันดิบมีจำนวน 29.4 พันบาร์เรล/วัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 7.2 ซึ่งคิดเป็น สัดส่วนร้อยละ 4 ของความต้องการน้ำมันดิบในการกลั่นเท่านั้น จึงต้องมีการนำเข้าน้ำมันดิบจากต่างประเทศจำนวน 676 พันบาร์เรล/วัน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 136,000 ล้านบาท

2.3 ปริมาณการผลิตลิกไนต์ของปี 2541 ลดลงร้อยละ 15.3 โดยร้อยละ 72 เป็นการผลิตจากเหมืองแม่เมาะของ กฟผ. ส่วนร้อยละ 28 ผลิตจากเหมืองเอกชน การใช้ลิกไนต์เพื่อผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าแม่เมาะลดลงมากเนื่องจากเครื่องกำ จัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) ที่ติดตั้งเสร็จไม่นานนักเกิดขัดข้อง จนก่อให้เกิดปัญหามลพิษทางอากาศที่รุนแรงอีกครั้งหนึ่ง ส่วนการใช้ลิกไนต์/ถ่านหินในภาคอุตสาหกรรมลดลงมาก เช่นเดียวกัน ปริมาณการนำเข้าถ่านหินลดลงร้อยละ 52 เมื่อเทียบกับปี 2540 ส่วนหนึ่งเป็นผลมาจากความต้องการที่ชะลอตัวลงของอุตสาหกรรมและอีกส่วนหนึ่ง เป็นผลมาจากค่าเงินบาทลดลง ทำให้ถ่านหินนำเข้ามีราคาสูงขึ้น

2.4 การใช้น้ำมันสำเร็จรูปในปี 2541 ลดลงร้อยละ 10.0 ปริมาณการใช้อยู่ในระดับ 630 พันบาร์เรล/วัน แม้ว่าโรงกลั่นต่างๆ จะลดกำลังการกลั่นลงเหลือเพียงร้อยละ 88 ของกำลังการกลั่น แต่ก็ยังคงสูงกว่าความต้องการภายในประเทศ ทำให้มีการส่งออกมากกว่านำเข้า ผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปที่มีการส่งออกมาก ได้แก่ น้ำมันเบนซิน น้ำมันดีเซล ก๊าซ LPG และน้ำมันเครื่องบิน ยกเว้น น้ำมันเตาที่การผลิตภายในประเทศ ต่ำกว่าความต้องการเล็กน้อย จึงมีการนำเข้า (สุทธิ) จำนวน 8 พันบาร์เรล/วัน

2.5 รายได้ภาษีสรรพสามิตและฐานะกองทุนน้ำมัน ในปี 2541 รัฐบาลมีรายได้ภาษี สรรพสามิตจากน้ำมันสำเร็จรูปประมาณ 66,355 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปี 2540 เป็นจำนวน 1,680 ล้านบาท สำหรับฐานะของกองทุนน้ำมัน ณ สิ้นปี 2541 กองทุนน้ำมันมีเงินเหลือประมาณ 4,371 ล้านบาท

3. สถานการณ์ไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้

3.1 กำลังการผลิตติดตั้ง ในปี 2541 มีจำนวนทั้งสิ้น 18,164 เมกะวัตต์ แยกเป็นกำลังการผลิตติดตั้งของ กฟผ. ร้อยละ 84.6 ของเอกชน (IPP, SPP และอื่นๆ) ร้อยละ 14.4 และการรับซื้อกระแสไฟฟ้าจากต่างประเทศร้อยละ 1.0

3.2 ปริมาณการผลิตพลังงานไฟฟ้าลดลงร้อยละ 2.4 ขณะที่ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดอยู่ในระดับ 14,180 เมกะวัตต์ ลดลงร้อยละ 2.3

3.3 การใช้พลังงานไฟฟ้าในปี 2541 ลดลงร้อยละ 2.4 จากปีก่อน เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจยังคงชะลอตัวลงอย่างต่อเนื่อง โดยในเขตนครหลวงได้รับผลกระทบจากภาวะเศรษฐกิจชะลอตัวลงมากที่สุด ทำให้การใช้ไฟฟ้าในเขตนครหลวง ในปี 2541 ลดลงจากปีที่แล้ว ร้อยละ 5.4 โดยเฉพาะในสาขาธุรกิจ-อุตสาหกรรมและอื่นๆ ในเขตภูมิภาคความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปีที่แล้วร้อยละ 0.5 โดยการใช้ประเภท ที่อยู่อาศัยยังคงเพิ่มขึ้นในอัตราที่สูง มีสาเหตุจากประชาชนลดการเที่ยวบริการนอกบ้านลงและใช้เวลาอยู่ในบ้านมากขึ้น หรือมีการประกอบกิจการภายในครัวเรือนเพื่อเสริมรายได้แก่ครอบครัว ขณะที่สาขาธุรกิจ-อุตสาหกรรมและอื่นๆ มีอัตราการใช้ลดลง

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในปี 2541 ดังนี้

1. จากภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำในเอเซีย รัสเซีย และละตินอเมริกา และอากาศที่อุ่นกว่าปกติในช่วงต้นปี ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันของปี 2541 ลดลง ราคาน้ำมันดิบอ่อนตัวลงกว่า 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เมื่อเทียบกับปี 2540 ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยอยู่ในระดับ 12.1 - 14.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ได้อ่อนตัวลงเช่นเดียวกัน ราคาน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตา ได้ลดลง 7, 9, 9 และ 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ

2. แม้ค่าเงินบาทจะอ่อนตัวลง แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ลดลงได้ส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันโดยรวมของไทยลดลง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลงจากปี 2540 จำนวน 27 สตางค์/ลิตร แต่ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินสูงขึ้น 1.1 - 1.4 บาท/ลิตร เนื่องจากการปรับภาษีสรรพสามิตน้ำมันเบนซิน 1 บาท/ลิตร

3. ในการปล่อยให้ราคาน้ำมันลอยตัวตั้งแต่ปี 2534 เป็นต้นมา ก่อให้เกิดการขยายตัวของ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจาก 3,764 แห่ง เป็น 13,657 แห่ง ทำให้การแข่งขันในตลาดน้ำมันได้ ทวีความรุนแรงขึ้น ผู้ค้าน้ำมันใช้กลยุทธ์ปรับราคาขึ้นช้าแต่ลงเร็ว ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเฉลี่ยทั้งปีอยู่ในระดับ 1.2707 บาท/ลิตร ปัจจุบันสถานีบริการเริ่มขาดทุนและต้องปิดกิจการ แสดงให้เห็นว่าการแข่งขันใกล้ถึงจุดอิ่มตัว สำหรับค่าการกลั่นในปี 2541 เฉลี่ยอยู่ในระดับ 0.7672 บาท/ลิตร และจากผลของการ ขยายตัวของโรงกลั่นในภูมิภาคนี้กับสภาวะเศรษฐกิจที่หดตัว ได้ทำให้ธุรกิจการกลั่นตกต่ำอย่างต่อเนื่อง

4. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเดือนมกราคม 2542 ราคาน้ำมันดิบได้ปรับตัวสูงขึ้น 0.7 - 1.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เฉลี่ยอยู่ในระดับ 10.5 - 12.4 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เป็นผลจากอากาศ ที่หนาวเย็นทางซีกโลกตอนเหนือ แนวโน้มการลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของโอเปค และการกลับมาซื้อน้ำมันของจีน ส่วนราคาผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ได้ปรับตัวสูงขึ้นเช่นกัน โดยราคาน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตา ปรับตัวสูงขึ้น 1.0, 1.7, 2.1 และ 0.6 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลของไทยปรับขึ้นรวม 21 และ 40 สตางค์/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงปลายเดือนได้มีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลง 12 สตางค์/ลิตร สำหรับค่าการตลาดเฉลี่ยของผู้ค้าน้ำมันในเดือนนี้อยู่ ในระดับ 0.8090 บาท/ลิตร และค่าการกลั่นอยู่ที่ระดับ 0.8856 บาท/ลิตร

5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในเดือนกุมภาพันธ์ 2542 ราคาได้อ่อนตัวลงมาอยู่ ในระดับ 133 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ทำให้ระดับการชดเชยอยู่ใกล้เคียงกับศูนย์ สำหรับประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ ณ สิ้นเดือนมกราคม 2542 จะอยู่ในระดับ 4,166 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 ความคืบหน้าในการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป.ลาว สหภาพพม่า และสาธารณรัฐประชาชนจีน

สรุปสาระสำคัญ

1. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มีโครงการที่คณะกรรมการพลังงานและไฟฟ้าแห่ง สปป. ลาว (Committee for Energy and Electric Power: CEEP) ได้เสนอให้ คณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (คปฟ-ล.) พิจารณาแล้วมีจำนวน 8 โครงการ กำลังผลิต ณ จุดส่งมอบรวมทั้งสิ้น 3,576 เมกะวัตต์ ซึ่งมีความคืบหน้าพอสรุปได้ดังนี้

1.1 โครงการที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว จำนวน 2 โครงการ ได้แก่ โครงการ น้ำเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ

1.2 โครงการที่ยังไม่มีการลงนามในสัญญาและอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อขอปรับเลื่อน การ รับซื้อไฟฟ้า มีจำนวน 6 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำงึม 2 โครงการน้ำงึม 3 โครงการลิกไนต์หงสา โครงการ เซเปียน-เซน้ำน้อย โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการเซคามาน 1

2. ในปัจจุบัน CEEP ได้เสนอขอให้ คปฟ-ล. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 2 ก่อนโครงการอื่นๆ โดยทาง CEEP คาดว่าจะสามารถส่งมอบไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ได้ประมาณต้นปี 2548 ซึ่ง คปฟ-ล. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ น้ำเทิน 2 ในช่วงก่อนกำหนดการรับซื้อในเชิงพาณิชย์ (เดือนธันวาคม 2549) ในราคา Non-Firm สำหรับโครงการอื่นๆ อีก 5 โครงการ คปฟ-ล. ได้เสนอขอให้ CEEP รับไปพิจารณาจัดเรียงลำดับความสำคัญของโครงการใหม่

3. ในส่วนของความคืบหน้าการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับสหภาพพม่า ในปัจจุบันสหภาพพม่า ได้เสนอโครงการผลิตไฟฟ้าที่จะขายให้ไทยจำนวน 4 โครงการ ได้แก่ โครงการ NAM KOK โครงการ HUTGYI โครงการ TASANG และโครงการ KANBAUK แต่เนื่องจากสหภาพพม่ากำลังประสบปัญหา ขาดแคลนไฟฟ้าอย่างมากในขณะนี้ คณะกรรมการเพื่อดำเนินการส่งออกไฟฟ้าแห่งสหภาพพม่าจึงได้ติดต่อ ขอซื้อไฟฟ้าจากประเทศไทยเข้าระบบในปริมาณ 100-150 เมกะวัตต์ โดยขอให้ กฟผ. ส่งไฟฟ้าผ่านจุด เชื่อมโยงจากสถานีไฟฟ้าแรงสูงฝั่งไทยที่อำเภอแม่สอด จังหวัดตาก ไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงฝั่งพม่าที่เมือง Bago (หงสาวดี) รวมระยะทางของสายส่งทั้งสิ้น 431 กิโลเมตร ทั้งนี้บริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ได้เสนอตัวเป็นผู้ลงทุนก่อสร้างสายส่งในช่วงดังกล่าว โดยในระยะแรกจะรับไฟฟ้าจาก กฟผ. เข้าระบบไฟฟ้า ของสหภาพพม่าส่งไปยังเมือง Bago ส่วนในอนาคตเมื่อมีการรับซื้อไฟฟ้าจากสหภาพพม่า ก็อาจจะใช้สายส่งเส้นนี้ส่งกลับเข้ามาขายยังฝั่งไทย ซึ่งคาดว่าโครงการก่อสร้างสายส่งจะแล้วเสร็จและสามารถส่งไฟฟ้าขายให้แก่ สหภาพพม่าได้ประมาณปี 2544-2545

4. สำหรับความคืบหน้าของการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาชนจีน ในปัจจุบันได้มีการร่วมลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจาก สาธารณรัฐประชาชนจีนแล้ว เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2541 โดยประเทศไทยจะรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในสาธารณรัฐประชาชนจีนให้ได้ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 และเพื่อให้การปฏิบัติเป็นไปตามข้อตกลงในบันทึกความเข้าใจดังกล่าว งานที่จะต้องดำเนินงานในขั้นตอนต่อไป คือ การแต่งตั้งคณะกรรมการผู้มีอำนาจในการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้า การคัดเลือก ผู้ลงทุน และการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับแต่ละโครงการที่มีความเป็นไปได้เป็นรายๆ ไป ทั้งนี้ โครงการแรกที่คาดว่าสาธารณรัฐประชาชนจีนจะเสนอมาให้ฝ่ายไทยพิจารณารับซื้อ คือ โครงการผลิตไฟฟ้าพลังน้ำจิงหง ในปริมาณ 1,200 เมกะวัตต์

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 29 มกราคม 2534 เห็นชอบให้มีการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic Adjustment Mechnism : Ft) เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริง และลดผลกระทบ ของความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดย ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งปรับค่าไฟฟ้า เพื่อรับการเปลี่ยนแปลงในค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และไม่ได้อยู่ภายใต้การควบคุมของการไฟฟ้า ทั้งนี้ สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ มีการปรับปรุงแก้ไขเพื่อให้มีความเหมาะสมหลายครั้ง โดยในปัจจุบันค่า Ft จะเปลี่ยนแปลงตามปัจจัยดังต่อไปนี้

1.1 การเปลี่ยนแปลงของค่าเชื้อเพลิง (ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล และถ่านหิน นำเข้า) ที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน

1.2 การเปลี่ยนแปลงของรายได้ที่เกิดขึ้นจากยอดจำหน่ายไฟฟ้า และราคาขายปลีกที่จะได้รับจริงแตกต่างไปจากการประมาณการ ซึ่งใช้เป็นฐานในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า

1.3 การเปลี่ยนแปลงของเงินลงทุนในการดำเนินการของกิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่ายและกิจการบริการลูกค้า อันเนื่องมาจากอัตราเงินเฟ้อและยอดขายแตกต่างจากค่าที่ใช้ในการประมาณการ ฐานะการเงิน

1.4 การเปลี่ยนแปลงของอัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศซึ่งมีผลกระทบต่อภาระหนี้ ของการไฟฟ้า

2. การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ ซึ่งเดิมมีรองผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นประธาน และประกอบด้วยผู้แทนจากส่วนราชการ ได้แก่ ผู้แทนจากกรมบัญชีกลาง (กบ.) สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง (สศค.) สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และผู้แทนการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง

3. ต่อมาได้มีการปรับเปลี่ยนองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ ใหม่ เมื่อเดือนพฤศจิกายน 2541 โดยมีผู้แทนจากผู้บริโภคและนักวิชาการเพิ่มขึ้น ซึ่งในปัจจุบันมีเลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นประธาน ประกอบด้วย ผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) , สศค., กบ., กฟผ., การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.), การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ผู้แทนจากกลุ่มผู้บริโภค ได้แก่ ผู้แทนจากสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย และหอการค้าไทย และนักวิชาการจากสถาบันการศึกษาอีก 3 ท่าน

4. คณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าว มีอำนาจหน้าที่ในการกำหนดวิธีการคำนวณ และคำนวณการปรับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้กรอบของสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้ รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ให้ความเห็นชอบการคำนวณการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ และแจ้ง กฟน. และ กฟภ. ให้ดำเนินการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft

5. การปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ได้มีการดำเนินการมา เป็นลำดับ ดังนี้

5.1 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้เรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ มาตั้งแต่การเรียกเก็บเงินค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2535 โดยมีการนำค่า Ft ที่คำนวณได้ไปรวมกับ ค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปกติ โดยค่า Ft จะเปลี่ยนแปลงเป็นรายเดือน ต่อมา มีการร้องเรียนจากสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ไม่ต้องการให้ Ft มีการเปลี่ยนแปลงบ่อยเกินไป ปัจจุบัน จึงมีการพิจารณาให้ใช้ค่าเฉลี่ย 4 เดือน

5.2 ในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2540 ถึงปัจจุบัน ได้มีการปรับค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นตามสูตร Ft ซึ่งเป็นผลมาจากการปรับปรุงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตราเป็นระบบอัตราแลก เปลี่ยนลอยตัว เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2540 ส่งผลให้ราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต เอกชนมีราคา สูงขึ้น นอกจากนี้ ยังมีผลต่อภาระหนี้เงินกู้ต่างประเทศของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ส่งผลให้ฐานะการเงินของการไฟฟ้าต่ำกว่าเกณฑ์ที่กำหนด จึงมีการปรับค่า Ft เพิ่มขึ้น รวม 3 ครั้ง ในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2540-พฤศจิกายน 2541 ทำให้ ค่า Ft เพิ่มขึ้นรวม 29 สตางค์/หน่วย จาก 26.73 สตางค์ต่อหน่วย เป็น 55.77 สตางค์/หน่วย

5.3 ต่อมา ในเดือนธันวาคม 2541 ได้มีการพิจารณาปรับค่า Ft ลดลง 5.06 สตางค์/หน่วย โดย Ft ได้ปรับลดจาก 55.77 สตางค์/หน่วย เหลือ 50.71 สตางค์/หน่วย เนื่องจากผลของราคาน้ำมัน ในตลาดโลกที่ลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนที่ดีขึ้น ทั้งนี้ หากอัตราแลกเปลี่ยนและราคาน้ำมันยังคงอยู่ในระดับปัจจุบัน คาดว่าในอีก 4 เดือนถัดไปคือ ระหว่างเดือนเมษายน-กรกฎาคม 2542 ค่า Ft จะลดลงเหลือประมาณ 42.49 สตางค์/หน่วย นอกจากนี้ได้มีการพิจารณาปรับสูตร Ft ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น ดังนี้

(1) ในกรณีที่ กฟผ. ดำเนินการผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าผิดพลาดจากแผนที่วางไว้ กฟผ. ต้องรับภาระต้นทุนที่เกิดขึ้นไว้เองโดยไม่ผลักภาระผ่านเข้าไปในค่า Ft

(2) ต้นทุนที่สูงขึ้นจากความสูญเสียในระบบสายส่งและสายจำหน่าย โดยไม่มีเหตุผล อันสมควร ไม่ให้ผลักภาระให้กับประชาชนเข้าไปในค่า Ft

(3) กรณีการขาดทุนจากระบบอัตราแลกเปลี่ยนลอยตัว การชำระดอกเบี้ยและเงินต้นของหนี้ต่างประเทศของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งที่สูงขึ้นนั้น ให้เลิกใช้สูตรเดิมและให้ใช้ตามค่าที่เกิดขึ้นจริง เฉพาะส่วนของอัตราแลกเปลี่ยนที่เกิน 27 บาท/เหรียญสหรัฐฯ เท่านั้น ทั้งนี้เพราะภายใต้ระบบอัตราแลกเปลี่ยนเดิม (แบบตะกร้า) ก็มีความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนในระดับหนึ่ง ซึ่ง กฟผ. กฟน. กฟภ. ต้องรับภาระเองอยู่แล้ว การดำเนินการดังกล่าวทำให้ลดภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าได้ 907 ล้านบาท

(4) ให้นำค่าพลังไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากโรงไฟฟ้าระยองออกจากค่า Ft เพื่อให้เหมือนกับในกรณีการซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมและโรงไฟฟ้าอื่น ๆ ที่จะแปรรูปในอนาคต ซึ่งลดค่า Ft ได้ 5 สตางค์/หน่วย

(5) การปรับค่า Ft ให้สูงขึ้นอันเนื่องจากการเปลี่ยนแปลงการกำหนดราคาขายส่งเป็นแบบอัตราค่า ไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time-of-Use Rate : TOU) ตั้งแต่ 1 มกราคม 2540 มีผลให้ราคาขายส่งเฉลี่ยลดลง และได้นำผลต่างดังกล่าวไปบวกในค่า Ft ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นนั้น ให้นำผลกระทบดังกล่าวออกจากค่า Ft เพราะถือว่าเป็นเรื่องระหว่าง 3 การไฟฟ้า ซึ่งสามารถลดภาระของผู้ใช้ไฟฟ้าได้ 910 ล้านบาท

5.4 คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2542 ได้พิจารณาให้มีการทบทวนการจัดซื้อน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซล ระหว่าง กฟผ. กับ การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ภายหลังจากที่ สพช. ติดตามสถานการณ์ราคาน้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลที่ กฟผ. ใช้ในการคำนวณค่า Ft เห็นว่า ทั้งราคาน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่ กฟผ. ซื้อจาก ปตท. อาจอยู่ในระดับที่สูงเกินควร จึงควรมีการพิจารณาทบทวนเพื่อหาแนวทางในการลดค่าใช้จ่าย ซึ่งจะทำให้ค่า Ft สามารถลดลงได้ เนื่องจาก กฟผ. จัดซื้อน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจาก ปตท. แต่เพียงผู้เดียว

6. สพช. ได้ดำเนินการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรีใน การประชุมเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2541 โดยได้ดำเนินการจัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา Pricewaterhouse Coopers และ Merz & McLellan ทำการศึกษาเรื่องโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ขณะนี้บริษัทที่ปรึกษาฯ ได้เริ่มดำเนินการศึกษา ตั้งแต่วันที่ 11 มกราคม 2542 และคาดว่าการศึกษาจะแล้วเสร็จประมาณเดือนกันยายน 2542

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

สถานการณ์การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่อดีตจนถึงปัจจุบัน รวมถึงมาตรการสำคัญ ๆ ในการแก้ไขปัญหาการลักลอบฯ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้

1. รูปแบบการลักลอบ การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในอดีต ส่วนใหญ่เป็นการลักลอบนำเข้าทางทะเล ซึ่งน้ำมันที่มีการลักลอบนำเข้าเกือบทั้งหมดเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้เนื่องจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วถือเป็นน้ำมัน "เศรษฐกิจ" ซึ่งมีความจำเป็นสูงสุดต่อภาคการขนส่ง การผลิตกระแสไฟฟ้า และใช้ อย่างแพร่หลายในเครื่องจักรเครื่องกลทางเกษตรกรรม ซึ่งการลักลอบนำเข้าทำได้หลายลักษณะคือ ลักลอบ นำเข้าโดยเรือประมง หรือเรือประมงดัดแปลงที่ซื้อน้ำมันจากนอกเขตน่านน้ำแล้วนำมาจำหน่ายในประเทศ ลักลอบนำเข้ามาโดยเรือขนส่งน้ำมันขนาดใหญ่เข้าสู่คลังน้ำมันชายฝั่งต่างๆ โดยวิธีการปลอมแปลงเอกสารด้วยการแจ้งปริมาณนำเข้าต่ำกว่าที่นำเข้าจริง หรือไม่มีการแจ้งเลย รวมทั้งลักลอบนำเข้าโดยเรือขนส่งน้ำมันชายฝั่ง ซึ่งใช้ขนส่งระหว่างโรงกลั่น หรือคลังน้ำมันในประเทศ ไปรับน้ำมันจากเรือขนส่งน้ำมันในทะเลนอกเขตน่านน้ำของประเทศและลักลอบนำเข้า คลังโดยการปลอมแปลงเอกสาร หรือโดยไม่แจ้ง

2. มูลเหตุจูงใจในการลักลอบ คือน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่นำเข้าโดยหลีกเลี่ยงภาษีจะมีต้นทุนต่ำกว่าปกติถึง ประมาณลิตรละ 3 บาท เนื่องจากไม่ต้องเสียภาษีสรรพสามิตและเทศบาล และเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนต่างๆ รวมทั้งภาษีมูลค่าเพิ่ม

3. ผลกระทบจากการค้าน้ำมันเถื่อน รัฐสูญเสียรายได้จากการเก็บภาษีสรรพสามิตและเทศบาล อากรขาเข้า และเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนปีละหลายพันล้านบาท รวมทั้งทำให้ผู้ค้าน้ำมันและผู้ประกอบกิจการสถานีบริการที่สุจริต สูญเสียโอกาสทำการค้าเนื่องจากถูกแย่งส่วนแบ่งการตลาดโดยไม่เป็นธรรม อีกทั้งประชาชนผู้ใช้น้ำมันได้รับผลกระทบจากการใช้น้ำมันที่ไม่ได้มาตรฐาน

4. มาตรการในการแก้ไขปัญหา รัฐบาลได้กำหนดมาตรการต่างๆ หลายมาตรการและได้มอบหมายให้หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการอย่างต่อเนื่อง โดยแยกออกได้ 5 มาตรการหลัก ดังนี้

4.1 การจัดตั้งองค์กรในการป้องกันและปรามปรามน้ำมันเถื่อน มีวัตถุประสงค์เพื่อให้เกิดความเป็นเอกภาพในการป้องกันและปราบปรามการ ลักลอบฯ และมีการประสานการทำงานกันอย่างใกล้ชิด เพื่อให้การป้องกันและปราบปรามมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น โดยมีองค์กรหลักในการประสานการทำงานที่สำคัญ 3 องค์กร คือ

(1) ศูนย์อำนวยการเฉพาะกิจปราบปรามทางทะเล (ศอปล.) มีกองทัพเรือทำหน้าที่เป็นศูนย์กลางในการจัดทำแผนปราบปราม ควบคุม ประสานงานการปฏิบัติงานในการปรามปรามทางทะเล

(2) ศูนย์ป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยมิชอบด้วยกฎหมาย (ศปนม.) ของกองบัญชาการตำรวจสอบสวนกลาง สำนักงานตำรวจแห่งชาติ ทำหน้าที่ปราบปราม การลักลอบค้าน้ำมันเถื่อนทั้งทางทะเลและบนบก

(3) ศูนย์รวมการประสานการปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการประสานงานเพื่อแก้ไขปัญหาการประสานงาน ระหว่างหน่วยงานปราบปรามต่าง ๆ ทั้งทางทะเลและบนบก

4.2 มาตรการป้องกันและปราบปรามทางทะเล ได้กำหนดให้หน่วยงานปราบปรามจัดกำลังเจ้าหน้าที่ทำการตรวจลาดตระเวนการขนส่ง น้ำมันในทะเลและได้ประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทยในท้องทะเลบริเวณ ขยายออกไปจากน่านน้ำทะเลอาณาเขตอีก 12 ไมล์ทะเล พร้อมกับแก้ไขพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 และพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 เพื่อให้หน่วยงานปราบปรามมีอำนาจกระทำการในเขตต่อเนื่องได้ รวมทั้งมาตรการด้านการข่าว การตรวจสอบภาษี และมาตรการอื่นๆ

4.3 มาตรการป้องกันและปราบปรามทางบก มอบให้กรมศุลกากรและกรมตำรวจ จัดหา สายสืบเฝ้าตรวจสอบคลังน้ำมัน รวมทั้งมาตรการติดตั้งมิเตอร์คลังชายฝั่งทั่วประเทศ นอกจากนั้นยังมีมาตรการกำหนดเงื่อนไขในการนำเข้าเพิ่มเติม เช่น ให้มีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันที่นำเข้าโดยผู้ตรวจวัดอิสระ การตรวจสอบการขนส่งลำเลียงทางบกโดยการจัดตั้งด่านตรวจสอบรถบรรทุกน้ำมันทุก คันว่ามีการขนส่งน้ำมันลักลอบนำเข้าหรือไม่ การตรวจสอบคุณภาพน้ำมันโดยรถตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเคลื่อนที่ และการดำเนินการขยายพิกัดภาษีผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีและสารละลายให้ครอบคลุมทุก ผลิตภัณฑ์ เพื่อแก้ปัญหาการนำเอาผลิตภัณฑ์ดังกล่าวไปจำหน่ายหรือปลอมปนน้ำมันเชื้อ เพลิงจำหน่ายตามสถานีบริการ เป็นต้น

4.4 มาตรการในการดำเนินคดี ได้ให้สำนักงานอัยการสูงสุดถือว่าคดีลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นคดี สำคัญ หากพนักงานอัยการมีความเห็นสั่งไม่ฟ้องทุกข้อหา บางข้อหา หรือสั่งไม่ริบของกลางก่อนมีความเห็นและคำสั่งให้บันทึกความเห็นเสนออัยการ สูงสุดก่อน ทั้งนี้ เพื่อมิให้พนักงานอัยการสั่งไม่ฟ้องได้

4.5 มาตรการสนับสนุนทางการเงิน ได้เริ่มตั้งแต่ ปี 2539 - ปี 2541 โดยคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้อนุมัติให้นำเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปใช้จ่ายในการป้องกันและปราบ ปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ให้แก่หน่วยงานต่าง ๆ ในวงเงิน 145.8, 885.3 และ 262.1 ล้านบาท ตามลำดับ

5. การจัดสรรงบประมาณประจำปี 2542 ประธานกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานได้พิจารณาเห็นว่า การสนับสนุนเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการปราบปรามน้ำมันเถื่อนควร สนับสนุนเป็นการชั่วคราว และจัดสรรเพิ่มเติมในส่วนที่จำเป็นหรือในกรณีที่งบประมาณที่ได้รับปกติไม่ เพียงพอเท่านั้น ซึ่งเงินค่าใช้จ่ายหลักควรมาจากเงินงบประมาณแผ่นดินประจำ โดยได้สั่งการให้ สพช. ประสานงานกับกรมบัญชีกลางจัดประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ซึ่งผลการประชุมสรุปได้ คือขอให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจัดสรร งบประมาณ ในปีงบประมาณ 2542 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อ เพลิงไปก่อน เนื่องจากการพิจารณาจัดสรรงบประมาณประจำปี 2542 ได้ผ่านพ้นไปแล้ว และรัฐก็ไม่มี เงินเหลือเพียงพอที่จะเจียดจ่าย ส่วนในปีงบประมาณ 2543 ให้ใช้เงินจากงบประมาณแผ่นดินประจำปี แต่ เนื่องจากความรุนแรงของปัญหาไม่สม่ำเสมอกันในแต่ละปี จึงยังคงขอให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสนับสนุนค่า ใช้จ่ายเพิ่มเติมเพื่อเสริมเฉพาะในส่วนที่จำเป็นต่อไป

6. ผลการจับกุมน้ำมันเถื่อน จากผลการปราบปรามจับกุมน้ำมันเถื่อนตั้งแต่ปี 2537-2541 พบว่าในปี 2539 สามารถจับกุมน้ำมันเถื่อนได้ปริมาณถึง 14.8 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปี 2537 และปี 2538 ซึ่งจับกุมได้เพียงระดับ 2-2.6 ล้านลิตร ส่วนในปี 2540 ผลการจับกุมได้ปริมาณน้ำมันลักลอบนำเข้าลดน้อยลงเหลือเพียง 2.4 ล้านลิตร ทั้งนี้เกิดจากมาตรการต่างๆ ที่ดำเนินการตั้งแต่ปี 2539 เริ่มเห็นผลอย่างเป็นรูปธรรมมากขึ้น โดยเฉพาะมาตรการป้องกันโดยการติดตั้งมิเตอร์ในคลังน้ำมันชายฝั่งจำนวน 37 คลัง ทำให้การลักลอบนำเข้าในปริมาณมากๆ จากเรือบรรทุกน้ำมันขนาดใหญ่ทำได้ยากยิ่งขึ้น สำหรับปี 2541 สามารถจับกุมได้ เพิ่มขึ้นเป็นปริมาณน้ำมัน 6.2 ล้านลิตร เนื่องจากน้ำมันที่จับกุมได้ส่วนหนึ่งเป็นน้ำมันที่ลักลอบจากแหล่งใหม่ คือ การนำสารละลาย (Solvent) ที่ใช้ในอุตสาหกรรมและไม่ต้องเสียภาษีไปปลอมปนลงในน้ำมันเชื้อเพลิง

7. รูปแบบการลักลอบใหม่ๆ สถานการณ์การลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ปี 2541 เริ่มมีการเปลี่ยนแปลงรูปแบบออกไปจากเดิม โดยมีรูปแบบใหม่ 3 รูปแบบ คือ

7.1 การลักลอบนำ Solvent มาปลอมปนในน้ำมันเชื้อเพลิง โดย Solvent มีคุณสมบัติคล้ายน้ำมันเบนซินหรือน้ำมันก๊าดผลิตขึ้นเพื่อใช้เป็นสารละลาย สิ่งอื่น ๆ เช่น ละลายสี หรือกาว เป็นต้น และไม่ต้องเสียภาษี ในปัจจุบันได้มีการนำ Solvent มาปลอมปนในน้ำมันเบนซินและดีเซลจำหน่ายในสถานีบริการต่างๆ อย่างกว้างขวางทั่วประเทศ โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคกลาง ภาคตะวันตก และภาคเหนือ ในเดือนธันวาคมปี 2541 พบว่าจากตัวอย่างน้ำมันที่ตรวจ 755 ราย มีน้ำมันไม่ได้คุณภาพถึง 87 ราย หรือคิดเป็นร้อยละ 12 และในจำนวนนี้มี 36 ราย หรือร้อยละ 41 ของน้ำมันที่พบผิดเป็นน้ำมันที่ปลอมปนด้วย Solvent และครั้งล่าสุดเมื่อเดือนมกราคม 2542 พบว่า น้ำมันที่ปลอมปน Solvent ที่ตรวจสอบมีค่า ออกเทน เพียง 60-80 เท่านั้น ซึ่งมีค่าต่ำกว่าความต้องการออกเทนของรถยนต์อย่างมาก ทำให้เครื่องยนต์ เกิดการน็อคเสียหาย และจะทำให้เครื่องยนต์เร่งไม่ขึ้นเป็นอันตรายต่อผู้ขับขี่อาจเกิดอุบัติเหตุ ได้ในการเร่งแซง และในปี 2542 เริ่มมีแนวโน้มในการนำ Solvent ไปปลอมปนในน้ำมันดีเซลมากขึ้นอีกด้วย

7.2 การลักลอบนำน้ำมันส่งออกมาจำหน่ายในประเทศและขอคืนภาษี จากการตรวจสอบ สืบสวน พิสูจน์ทราบของสำนักงานตำรวจแห่งชาติพบว่า มีพฤติกรรมการกระทำผิดรูปแบบต่าง ๆ เช่น ส่งออกน้ำมันไปนอกราชอาณาจักร แล้วย้อนกลับเข้ามาจำหน่ายในประเทศพร้อมขอคืนภาษี กระบวนการฉ้อฉลทางเอกสาร แจ้งว่าส่งออกน้ำมันแต่มิได้ส่งออกน้ำมันไปจริง หรือส่งออกจริงน้อยกว่าเอกสารข้อมูลส่งออกของศุลกากร และปลอมแปลงเอกสารการขอรับคืนภาษีสรรพสามิตที่ส่งออกน้ำมันไปต่างประเทศ และลักลอบ นำน้ำมันผ่านแดนไปประเทศสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ซึ่งไม่ต้องเสียภาษีออกจากขบวนรถขนส่งแล้วจำหน่ายในประเทศ เป็นต้น

7.3 การลักลอบนำน้ำมันเติมเรือเดินทางไปต่างประเทศกลับเข้ามาจำหน่ายในประเทศ เป็นรูปแบบการลักลอบอีกแบบหนึ่งที่พัฒนาขึ้นมาใหม่ หลังจากที่การลักลอบนำเข้าทางทะเลกระทำได้ยากยิ่งขึ้น วิธีการลักลอบทำได้โดยแจ้งปริมาณน้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาที่เติมเรือสินค้า ต่างประเทศหรือเรือไทย เพื่อเป็นเชื้อเพลิงเดินทางไปต่างประเทศเกินกว่าปริมาณที่เติมจริง เพื่อให้ได้ภาษีคืนมากกว่าที่ควรได้รับ หรือขนถ่ายน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่เหลือจากการใช้ในเรือต่างประเทศซึ่ง ไม่เสียภาษี ลงเรือบรรทุกน้ำมันขนาดเล็กส่งต่อเป็นทอดๆ เพื่อนำขึ้นคลังย่อยส่งขายให้กับลูกค้า รวมทั้งการแจ้งส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาไปเติมเรือสินค้าต่างประเทศหรือ เรือไทยที่เดินทางออกไปต่างประเทศอันเป็นเท็จ โดยไม่มีเรือจริงตามที่ขออนุญาต แล้วขอคืนภาษี

เนื่องจากรูปแบบการกระทำผิดทั้ง 3 รูปแบบนี้ เป็นรูปแบบที่เกิดขึ้นใหม่ สพช. จะดำเนินการจัดจ้างที่ปรึกษา เพื่อทำการศึกษาพฤติกรรมการลักลอบรูปแบบดังกล่าวโดยละเอียดชัดเจน เพื่อนำไปสู่การวางแผน กำหนดมาตรการป้องกันและปราบปรามการลักลอบอย่างได้ผลต่อไป

มติของที่ประชุม

1.รับทราบรายงานผลการดำเนินงานแก้ไขปัญหาการลักลอบนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง

2.เห็นชอบในหลักการให้ใช้เงินงบประมาณแผ่นดินประจำปีตั้งแต่ปีงบประมาณ 2543 เป็นต้นไป เป็นเงินสนับสนุนหลักในการดำเนินงานป้องกันและปราบปรามการลักลอบนำเข้า น้ำมันเชื้อเพลิง และให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสนับสนุนค่าใช้จ่ายในส่วนที่หน่วยงานต่างๆ มีความต้องการใช้เพิ่มเติมระหว่างปี โดยจะต้องเป็นการดำเนินการเฉพาะกิจ เร่งด่วน หรือภารกิจเสริม

เรื่องที่ 6 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2542 - 2554 ฉบับปรับปรุง (PDP 99-01 ฉบับปรับปรุง)

สรุปสาระสำคัญ

1. เนื่องจากภาวะเศรษฐกิจของไทยที่ชะลอตัวลงอย่างรุนแรงในปี 2541 ทำให้ความต้องการไฟฟ้า ในปี 2541 ลดลงต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้มาก ส่งผลให้แผนการลงทุนของ กฟผ. ที่จัดทำเมื่อปลายปี 2540 (PDP 97-02) ไม่เหมาะสมกับสภาวะเศรษฐกิจไทยในปัจจุบัน คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จึงได้จัดทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าชุดใหม่ให้สอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจ ไทยในปัจจุบัน โดยค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้จัดทำเป็น 3 กรณี ตามสมมุติฐานทางเศรษฐกิจซึ่งได้จัดทำไว้ 3 กรณี คือ กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลาง และกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า

2. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542 - 2554 (PDP 99-01 : ฉบับปรับปรุง) โดยใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวปานกลางเป็นฐานในการจัดทำ และจัดทำเป็นกรณีศึกษาสำหรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าอีก 2 กรณี คือ กรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว และกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า ทั้งนี้ การปรับปรุงแผนฯ ดังกล่าว กฟผ. ได้มีการหารือกันอย่างใกล้ชิดกับสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และหน่วยงานที่ เกี่ยวข้อง รวมทั้ง ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนิน โครงการได้ด้วย

3. สาระสำคัญของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2542 - 2554 ฉบับปรับปรุง สรุปได้ดังนี้

(1) กำลังผลิตติดตั้งในปลายปี 2554 มีจำนวน 39,390.9 เมกะวัตต์ โดยสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จะลดลงจากร้อยละ 78 ในปี 2542 เหลือร้อยละ 53 ในปี 2554 และสัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของเอกชนจะเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 20 ในปี 2542 เป็นร้อยละ 37 ในปี 2554

(2) ชะลอ/เลื่อนโครงการต่างๆ ของ กฟผ. จากแผนฯ เดิม (PDP 97-02) ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำลำตะคองแบบสูบกลับ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนคีรีธารแบบสูบกลับ โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนทับสะแก โครงการขยายระบบไฟฟ้าระยะที่ 10 และ 11

(3) ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการในโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี 3-4

(4) ปรับลดการลงทุนของโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสุราษฎร์ธานี โดยย้ายเครื่องกังหันแก๊สขนาด 2 x 100 เมกะวัตต์ จากโรงไฟฟ้าไทรน้อย มาติดตั้งในปี 2543 และลงทุนซื้อเฉพาะเครื่องกังหันไอน้ำขนาด 100 เมกะวัตต์ มาติดตั้งในปี 2546

(5) โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 3,300 เมกะวัตต์ เลื่อนเป็นปี 2549-2551

(6) เปลี่ยนแปลงการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายใหญ่ (IPP) และโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายเล็ก (SPP) ตามผลการเจรจาครั้งล่าสุด

(7) สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติจะอยู่ในระดับร้อยละ 60-70 สัดส่วนของเชื้อเพลิงน้ำมันเตาและลิกไนต์ จะลดลงเนื่องจากปัญหาสิ่งแวดล้อม ส่วนสัดส่วนของเชื้อเพลิงถ่านหินนำเข้าจะมีบทบาทเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 19 ในปี 2554

(8) เงินลงทุนจนถึงสิ้นปี 2549 ลดลงจากแผนฯ เดิม เป็นจำนวนเงิน 175,000 ล้านบาท

(9) กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ในช่วงปี 2543-2548 อยู่ในระดับร้อยละ 33.5 - 52.1 และ จะลดลงเป็นร้อยละ 25 ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป สำหรับกรณีศึกษาถ้าเศรษฐกิจฟื้นตัวเร็ว จะแก้ไขโดยเลื่อนโครงการต่างๆ ตั้งแต่ปี 2548 ให้เร็วขึ้น แต่ถ้าเศรษฐกิจฟื้นตัวช้า จะต้องปรับแผนการลงทุนใหม่ โดยเลื่อนโครงการต่างๆ ออกไป และตัดบางโครงการออกจากแผนฯ

4. สพช. มีความเห็นว่าควรให้นำโรงไฟฟ้าทับสะแกออกจากแผนการลงทุนนี้ และให้เอกชนเป็นผู้ดำเนินงานแทน ส่วนในเรื่องการขอเลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะเป็นประโยชน์ต่อผู้ดำเนินโครงการและเป็นประโยชน์ต่อประเทศด้วย จึงเห็นควรให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันพิจารณาเลื่อน วันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้เป็นรายๆ ไปตามความเหมาะสม

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าในช่วง พ.ศ. 2542-2554 และกำหนดวันเริ่มต้น จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามผลการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และ สปป.ลาว ตามที่ กฟผ. เสนอ (รายละเอียดตามเอกสารประกอบวาระ 4.1) เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบาย สำหรับขั้นตอนการเสนอและการอนุมัติให้ยึดถือตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้เคย มีมติไปแล้ว เมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538 ทั้งนี้ ให้มีการแก้ไขแผนฯ ตามที่ สพช. เสนอดังนี้

(1) ให้นำโรงไฟฟ้าทับสะแกออกจากแผนการลงทุนของ กฟผ. เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการปฏิรูปกิจการไฟฟ้าตามแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ

(2) สำหรับโครงการ SPP ของบริษัท ที แอล พี โคเจนเนอเรชั่น ให้ สพช. และ กฟผ. ไปเจรจาและกำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป

2.เห็นชอบ "กรณีศึกษา" เป็นกรอบทางเลือกในการดำเนินการของ กฟผ. ในกรณีที่การใช้ไฟฟ้าในอนาคตไม่เพิ่มขึ้นอย่างที่คาดการณ์ไว้

3.มอบหมายให้ กฟผ. และ สพช. ติดตามความคืบหน้าของโครงการ IPP และ SPP อย่างใกล้ชิด โดยเฉพาะกำหนดการจ่ายไฟฟ้าตามสัญญา และให้ กฟผ. และ สพช. ร่วมกันพิจารณาเลื่อนวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้เป็นรายๆ ไป ตามความเหมาะสม

4.ให้ กฟผ. พิจารณาปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ช่วงปี พ.ศ. 2542-2554 เป็นระยะๆ เนื่องจากภาวะทางเศรษฐกิจยังมีความไม่แน่นอนสูง และให้ กฟผ. รับไปศึกษาเกณฑ์กำหนดปริมาณสำรองการผลิตไฟฟ้าของประเทศที่เหมาะสมต่อไป

เรื่องที่ 7 แนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยาว

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 เห็นชอบแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ เพื่อใช้เป็นกรอบในการแปรรูปและปรับโครงสร้างรัฐวิสาหกิจ โดยในส่วนของแผนแม่บทฯ ภายใต้สาขาพลังงานได้ระบุทิศทางของโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคตที่ มุ่งให้มีการแข่งขันอย่างเสรี ก่อให้เกิด ความเป็นธรรม และเพิ่มประสิทธิภาพในการจัดหาพลังงานให้กับผู้บริโภค ทั้งนี้ ได้กำหนดให้มีการแข่งขันเสรีโดยเริ่มดำเนินการตั้งแต่ ปี พ.ศ. 2543 เป็นต้นไป

2. โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ ได้กำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่ง ท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกันโดยการจัดตั้งบริษัทที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯออกต่างหาก รวมทั้ง การส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคาที่เป็นธรรม และเพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ

3. การดำเนินการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ได้แบ่งการดำเนินการออกเป็น 6 เรื่อง ดังนี้

3.1 การจัดโครงสร้างของกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Separation of transmission and supply & marketing businesses)

3.2 การให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access)

3.3 การกำหนดคำจำกัดความของแหล่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบันและแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ (Existing gas supply and new gas supply)

3.4 การกำหนดคำจำกัดความของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปัจจุบันและความต้องการ ก๊าซธรรมชาติใหม่ (Existing gas demand and new gas demand)

3.5 การกำหนดขอบเขตของการมีส่วนร่วมของภาคเอกชนในระบบท่อก๊าซธรรมชาติ หรือการเพิ่มการแข่งขันในระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Pipeline Competition) ดังนี้

(1) การให้สัมปทานเอกชนเข้าร่วมในการลงทุนและดำเนินการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติหลัก (Transmission Pipeline)

(2) การให้สัมปทานเอกชนเข้าร่วมในการบริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution Pipeline)

3.6 การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ

4. เพื่อให้สอดคล้องกับแนวทางการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาวและ ส่งเสริม ให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี จึงควรมีการปรับปรุงโครงสร้างหน่วยธุรกิจ ปตท. ก๊าซธรรมชาติของการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (ปตท.) ใหม่ ดังนี้

4.1 ปตท. ก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นหน่วยธุรกิจหนึ่งใน ปตท. / บริษัท ปตท. จำกัด/(มหาชน) โดยมีหน้าที่ดำเนินธุรกิจทางด้านการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Supply & Marketing) และธุรกิจ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP)

4.2 ให้จัดตั้ง บริษัท ปตท.ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด ขึ้นมา โดยให้ ปตท. / บริษัท ปตท. จำกัด/ (มหาชน) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด เพื่อให้บริษัทดังกล่าวทำหน้าที่ดำเนินการบริหารระบบท่อส่งก๊าซฯของ ปตท. และของผู้ลงทุนรายอื่นที่จะมาเชื่อมต่อกับเครือข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ ของ ปตท.

5. การดำเนินการในระยะต่อไป คือ การเปิดเสรีอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ (Liberalisation of Gas Industry) โดยมีการดำเนินการ ดังนี้

5.1 ดำเนินการจัดตั้งบริษัท ปตท.ท่อส่งก๊าซฯ จำกัด เป็นบริษัทลูก โดยมี ปตท./บริษัท ปตท. จำกัด/(มหาชน) เป็นผู้ถือหุ้นทั้งหมด

5.2 พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ต่างๆ เพื่อรองรับการมี Third Party Access ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542

5.3 พิจารณากำหนดเงื่อนไขในการออกใบอนุญาตต่างๆ ให้เสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2542

5.4 พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำกับดูแล ให้เสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542

5.5 ทบทวนอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ และโครงสร้างราคาก๊าซฯ ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน2542

5.6 พิจารณาอนุมัติแผนการลงทุนระบบท่อ ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542

6. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้เสนอแนวทางในการปรับ โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้

6.1 เห็นควรให้ความเห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ซึ่งเป็นโครงสร้างที่เหมาะสมสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซ ธรรมชาติของประเทศ และสมควรให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็น บริษัท จำกัด/(มหาชน) ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่กำหนด

6.2 เพื่อให้มีการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามโครงสร้างกิจการ ก๊าซธรรมชาติในระยะยาวดังกล่าว ควรให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม และ สพช. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ดังต่อไปนี้

(1) ให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกจากกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของ ปตท. และเปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA)

(2) ให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดการกำหนดแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ในปัจจุบัน เพื่อให้มีการเปิดแข่งขันในแหล่งก๊าซฯ และตลาดก๊าซฯ ใหม่ต่อไป

(3) ให้ สพช. และกระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกำหนดหลักเกณฑ์การเปิดประมูลแข่งขันเงื่อนไขสัมปทาน และหลักเกณฑ์สำคัญในสัญญาการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ หลักเกณฑ์ทางด้านเทคนิค และคุณภาพบริการสำหรับการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และให้ สพช. / คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กระทรวงอุตสาหกรรม และ ปตท. ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติในด้านการส่งเสริมและขจัดอุปสรรคในการ แข่งขัน การกำกับดูแลทางด้านอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ การลงทุน และคุณภาพบริการ รวมทั้ง การออกใบอนุญาตให้ดำเนินกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ และการให้สิทธิในการดำเนินการระบบท่อจำหน่ายก๊าซฯ

(4) ให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม และ สพช. / กพช. ทำหน้าที่ประมาณการอุปสงค์อุปทานของก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้มีความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และมีความสมดุลระหว่างอุปสงค์ อุปทานของก๊าซธรรมชาติในที่สุด

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว (รายละเอียดตามข้อ 4 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) โดยมอบหมายให้ ปตท. ใช้เป็นแนวทางในการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกำหนดให้มีการแยกระบบท่อส่งและท่อจำหน่าย (Transportation & Distribution Pipelines) และการจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Gas Traders) ออกจากกัน โดยการจัดตั้งบริษัท ที่ดำเนินการด้านท่อส่งก๊าซฯ ออกต่างหาก รวมทั้งการส่งเสริมการแข่งขันในอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดย การเปิดให้บุคคลที่สามสามารถใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ จะต้องมีการกำกับดูแลโดยองค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อกำหนดราคาที่เป็นธรรม และเพื่อให้เกิดความเท่าเทียมกันในการใช้บริการ

2.มอบหมายให้ ปตท. กระทรวงอุตสาหกรรม (อก.) และ สพช. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องดังต่อไปนี้

(1) ให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ออกจากกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ในลักษณะการแบ่งแยกตามกฎหมาย Legal Separation โดยมี ปตท. / บริษัท ปตท. จำกัด/(มหาชน) ถือหุ้นทั้งหมดในบริษัท ปตท.ท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จำกัด และให้มีการทำสัญญาในการดำเนินการระหว่างกิจการทั้งสอง เพื่อให้มีการดำเนินการที่แยกขาดจากกันอย่างเด็ดขาด

(2) ให้ ปตท. เปิดให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access : TPA) โดยให้ อก. (กรมทรัพยากรธรณี) และ ปตท. ร่วมกันพิจารณายกร่างหลักเกณฑ์ เงื่อนไขคุณภาพบริการ Third Party Access Code รวมทั้ง ระบุรายชื่อท่อก๊าซฯที่พร้อมจะให้บริการ และให้เสนอราคาค่าบริการตามหลักการการให้บริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อแก่ บุคคลที่สาม (รายละเอียดตาม ข้อ 5.2 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) เพื่อให้ สพช. / คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเปิดให้มี TPA ได้ภายหลังจากการจัดทำ TPA Code และกลไกที่จะใช้ในการปรับสมดุลระหว่างปริมาณการใช้ก๊าซฯกับความต้องการ (Load Balancing)

(3) ให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดการกำหนดแหล่งก๊าซฯในปัจจุบัน (Existing gas supply) ตามหลักการกำหนดคำจำกัดความของแหล่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน และแหล่งก๊าซธรรมชาติใหม่ (รายละเอียดตามข้อ 5.3 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) รวมทั้ง ให้ ปตท. รวบรวมรายละเอียดผู้ผลิตก๊าซฯ ที่ประสงค์จะขอเจรจาแก้ไขสัญญาใหม่ เพื่อให้มีสิทธิขายก๊าซฯ ส่วนเพิ่มให้ผู้อื่น นอกเหนือจาก ปตท. ได้ เพื่อนำเสนอขออนุมัติจาก สพช. / กพช. เพื่อให้มีการเปิดแข่งขันในแหล่งก๊าซฯใหม่ (New gas Supply) ต่อไป

(4) ให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดการกำหนดตลาดก๊าซฯ ปัจจุบัน (Existing gas demand) ตามหลักการกำหนดคำจำกัดความความต้องการใช้ก๊าซปัจจุบัน และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติใหม่ (รายละเอียดตามข้อ 5.4 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) รวมทั้ง เร่งจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระหว่าง ปตท. กับ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทั้งในส่วนที่กำลังเจรจาและตกลงใน หลักการให้แล้วเสร็จ โดยให้ดำเนินการทั้งสองเรื่องให้แล้วเสร็จภายในปี 2542 ทั้งนี้ ต้องแล้วเสร็จก่อนการ แปรรูป ปตท. เพื่อนำเสนอขออนุมัติจาก สพช. / กพช. เพื่อให้มีการเปิดแข่งขันในตลาดก๊าซฯใหม่ (new gas demand) ต่อไป

(5) ให้ สพช. และ อก. ร่วมกำหนดหลักเกณฑ์การเปิดประมูลแข่งขันเงื่อนไขสัมปทาน และหลักเกณฑ์สำคัญในสัญญาการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ หลักเกณฑ์ทางด้านเทคนิคและคุณภาพบริการสำหรับการให้บริการท่อจำหน่ายก๊าซ ธรรมชาติตามหลักการกำหนดขอบเขตการมีส่วนร่วมของภาคเอกชนในการลงทุนและดำเนิน การระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (รายละเอียดตามข้อ 5.5 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมิถุนายน 2542

(6) ให้ สพช./กพช. อก. และ ปตท. ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ (รายละเอียดตามข้อ 5.6 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2) ในด้านการส่งเสริมและขจัดอุปสรรคในการแข่งขัน การกำกับดูแลทางด้านอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ การลงทุน และคุณภาพบริการ รวมทั้ง การออกใบอนุญาตให้ดำเนินกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ การให้สิทธิในการดำเนินการระบบท่อ จำหน่ายก๊าซฯ โดยในระยะยาวเมื่อมีการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลอิสระ (Independent Regulator) ให้องค์กรกำกับดูแลอิสระดำเนินการกำกับดูแลต่อไป ทั้งนี้ให้ สพช. อก. และ ปตท. นำเสนอรายละเอียดการกำกับดูแลดังกล่าว ภายใน 6 เดือน เพื่อขออนุมัติจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี

(7) ให้ ปตท. อก. และ สพช. / กพช. ทำหน้าที่ประมาณการอุปสงค์อุปทานของก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้มีความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และมีความสมดุลระหว่างอุปสงค์อุปทานของก๊าซธรรมชาติในที่สุด

3.รับทราบแนวทางการแปรสภาพ ปตท. เป็นบริษัทจำกัด (Corporatisation) และการแปรรูป ปตท. (Privatisation) ตามแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติของประเทศในระยะยาว (รายละเอียดตามข้อ 7,8 และ 9 ในเอกสารแนบ 1 ของเอกสารประกอบวาระ 4.2)

เรื่องที่ 8 แผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2539 เห็นชอบรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ในอนาคตของประเทศ ให้มีการแยกกิจการผลิตไฟฟ้า กิจการสายส่งไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้าออกจากกัน โดยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะแยกออกเป็นหน่วยธุรกิจและจัดตั้งเป็นบริษัทย่อย จดทะเบียนและกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยเมื่อมีความพร้อมต่อไป และตามแผนแม่บทการแปรรูปรัฐวิสาหกิจ สาขาพลังงาน ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 1 กันยายน 2541 ได้กำหนดแนวทางในการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า โดยการเพิ่มบทบาทของภาคเอกชน รวมทั้ง ได้มีการกำหนดให้ กฟผ. แปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรีภายในปี 2542

2. กฟผ. ได้ว่าจ้างกลุ่มบริษัทที่ปรึกษาประกอบด้วย บริษัท Dresdner Kleinwort Benson Advisory Services (Thailand) Limited บริษัท Lehman Brothers (Thailand) Limited และบริษัท หลักทรัพย์ไทยพาณิชย์ จำกัด เพื่อศึกษาจัดทำแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี ซึ่งแผนดังกล่าวได้ผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2541

3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2541 ได้พิจารณาแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี และมีมติเห็นชอบแผน ระดมทุนฯ ดังกล่าว โดยมีข้อสังเกตเพื่อประกอบการพิจารณาการดำเนินการตามแผนฯ ดังนี้

3.1 แนวทางและขั้นตอนการระดมเงินทุนและเงินกู้ตามแผนระดมทุนภาคเอกชนในโครงการ โรงไฟฟ้าราชบุรี ควรมีความยืดหยุ่น สามารถปรับเปลี่ยนได้ตามสภาวะตลาดการเงินในขณะนั้น เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้า

3.2 การดำเนินงานตามแผนการระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีควรให้สอด คล้องกับแผนแม่บทการปฏิรูปรัฐวิสาหกิจในสาขาพลังงาน ที่กำหนดให้มีตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า (Wholesale Power Pool) ภายในปี 2546 เพื่อให้เกิดการแข่งขันในการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า การดำเนินงานตามแผนดังกล่าว เช่น การจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า การจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และการจัดทำสัญญาอื่นๆ ควรกำหนดให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด บริษัทในเครือที่ 1 และบริษัทในเครือที่ 2 มีแรงจูงใจพร้อมทั้งให้โอกาสเข้าสู่การแข่งขันในตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าได้ เมื่อบริษัทต้องการ

3.3 การกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า ควรกำหนดเฉพาะราคาเฉลี่ยตลอดโครงการ (Levelized Price) เท่านั้น ซึ่งควรจะต่ำกว่าราคาเฉลี่ยที่รับซื้อของโครงการ IPP ทั้งนี้ เพื่อเปิดโอกาสให้ผู้ประมูลเสนอรายละเอียดโครงสร้างราคาซื้อขายไฟฟ้าเอง เช่น โครงสร้างค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ในแต่ละปี รวมทั้ง ดัชนีในการปรับราคา (Indexation) เนื่องจากอาจจะเสนอโครงสร้างราคาที่แตกต่างกันตามความสามารถของผู้ประมูล ซึ่งจะทำให้ได้รับเงื่อนไขที่เป็นประโยชน์มากขึ้นต่อผู้บริโภค และเพิ่มแรงจูงใจให้ เข้าสู่ระบบแข่งขันในตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าด้วย

3.4 การกำหนดวิธีการประเมินราคาทรัพย์สิน การตีราคาทรัพย์สิน ควรจะต้องพิจารณา ร่วมกับราคาค่าไฟฟ้าและผลตอบแทนของโครงการเพื่อให้เกิดความสมดุลและเหมาะสม เนื่องจากจะมีผลกระทบถึงกัน

3.5 การจัดทำประกาศเชิญชวน (Terms of Reference : TOR) เพื่อคัดเลือกพันธมิตร ร่วมทุน อาจจัดทำเป็นชุดเดียวกันทั้งในระดับบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทผลิตไฟฟ้าราชบุรีทั้ง 2 แห่ง เพื่อไม่ให้เกิดความสลับซับซ้อน

3.6 กฟผ. ควรดำเนินการตามขั้นตอนขอรับการส่งเสริมการลงทุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลง ทุน เพื่อขออนุมัติในหลักการในการพิจารณาสิทธิประโยชน์ให้กับบริษัททั้งสาม ในการนี้ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จะได้แจ้งสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนให้ทราบในเบื้องต้นก่อนจะนำ เสนอขออนุมัติในระดับนโยบายต่อไป

3.7 การขออนุมัติให้ กฟผ. จัดสรรกำไรที่ได้จากการจำหน่ายทรัพย์สินและหุ้นทั้งหมดเพื่อกิจกรรมของ กฟผ. ซึ่งกำหนดสัดส่วนในการจัดสรรกำไรร้อยละ 90 สำหรับการลงทุนและการชำระคืนเงินกู้ของ กฟผ. และร้อยละ 10 ให้กองทุนบริหารทรัพยากรบุคคลนั้น เป็นข้อเสนอที่น่าจะเป็นที่ยอมรับได้เนื่องจากเป็นที่ยอมรับของผู้บริหารและ พนักงาน กฟผ. สำหรับเงินส่งคลังนั้นกระทรวงการคลังสามารถพิจารณาเพิ่มอัตราเงินส่งคลัง (Remittance Rate) ได้ตามความเหมาะสมหากต้องการ

3.8 ตามที่ กฟผ. เสนอให้ (1) กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ (2) บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ขายหุ้นเพิ่มทุนแก่พนักงาน กฟผ. ได้ไม่เกิน 15% นั้น สัดส่วนที่แท้จริงที่จะขายให้พนักงานและราคา ควรมีการพิจารณาให้รอบคอบ โดยให้คำนึงถึงทั้งการมีส่วนร่วมของพนักงานในการระดมทุน สภาพตลาดการเงิน และผลประโยชน์ของประเทศโดยส่วนรวม

3.9 การประชาสัมพันธ์การแปรรูปของ กฟผ. ซึ่งรวมถึงการประชาสัมพันธ์ภายในองค์กร ควรแยกออกจากงานประชาสัมพันธ์ทั่วไป และดำเนินการให้สอดคล้องกับแผนการแปรรูป กฟผ. ทั้งนี้เพื่อให้การดำเนินงานเกิดประสิทธิภาพ สร้างความรู้ความเข้าใจที่ถูกต้องแก่พนักงาน รวมถึงรูปแบบการประชาสัมพันธ์ที่เหมาะสม และการให้ข้อมูลที่ถูกต้องสมบูรณ์แก่ทุกฝ่าย

4. การระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมบทบาทเอกชนและเพิ่มการแข่งขันในกิจการผลิตไฟฟ้า เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการให้บริการ ในราคาที่เป็นธรรมและลดภาระการลงทุนของภาครัฐ และยังสามารถแก้ไขปัญหาสภาพคล่องด้านการเงินที่อาจจะเกิดขึ้นกับ กฟผ. ได้ ในช่วง 2-3 ปีข้างหน้า โดยคาดว่าจะได้รับรายได้ประมาณ 55,000 ล้านบาท นอกจากนี้สามารถดำเนินการระดมทุนได้เร็ว และลดผลกระทบกับพนักงานเนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าใหม่ซึ่งไม่มีพนักงานประจำ

5. กฟผ. ได้ทำหนังสือหารือไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาเพื่อพิจารณาให้ความเห็น ว่า จะต้องดำเนินการตามพระราชบัญญัติว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนิน การในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 หรือไม่ หากคณะกรรมการกฤษฎีกาให้ความเห็นว่าจะต้องดำเนินการตามพระราชบัญญัติว่าด้วย การ ให้เอกชนเข้าร่วมงานฯ ก็จะต้องปรับปรุงขั้นตอนการปฏิบัติงานเพื่อให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติว่า ด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานฯ ดังกล่าว แต่ทั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระยะเวลาในการดำเนินการมาก เพราะในช่วง ที่ผ่านมาได้มีการปฏิบัติงานตามแนวทางที่กำหนดในพระราชบัญญัติดังกล่าวอยู่ แล้ว

6. ต่อมา รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้เห็นชอบให้นำแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีเสนอคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งแผนระดมทุนฯ ดังกล่าว สามารถสรุปสาระสำคัญ ได้ดังนี้

6.1 โครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี เป็นโครงการที่อยู่ระหว่างการก่อสร้าง มีทรัพย์สินต่างๆ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม ชุดที่ 1-3 กำลังการผลิต 2,175 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังความร้อน เครื่องที่ 1 และ 2 กำลังการผลิต 1,470 เมกะวัตต์ และทรัพย์สินอื่นที่ใช้ร่วมกัน เช่น อาคารสำนักงาน แหล่งน้ำ และระบบบำบัดน้ำร้อน เป็นต้น

6.2 แนวทางการดำเนินการแปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรี มีขั้นตอนการดำเนินงานหลัก ดังนี้

(1) กฟผ. จะจัดตั้งบริษัท ราชบุรี โฮลดิ้ง โดย กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 100

(2) บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ กฟผ. ร่วมกันจัดตั้งบริษัทในเครือ 2 บริษัท คือ บริษัทผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 1) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 2) โดยบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ถือหุ้นร้อยละ 75 และ กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 25

(3) กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ให้แก่พันธมิตรร่วมทุน 1 ในสัดส่วนร้อยละ 49 ในราคาประมูล และพนักงาน กฟผ. ในสัดส่วนร้อยละ 2 ในราคาของมูลค่าที่ตราไว้ จากนั้น บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง จะระดมเงินทุนโดยการเพิ่มทุนครั้งที่ 1 ในการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนให้แก่ผู้ถือหุ้นเดิม คือ กฟผ. พันธมิตรร่วมทุน 1 และพนักงาน กฟผ. ซึ่ง กฟผ. จะยังคงถือหุ้นร้อยละ 49

(4) บริษัทในเครือที่ 1 เพิ่มทุนด้วยการเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนให้แก่บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ กฟผ. ตามสัดส่วนการถือหุ้น 75:25 ต่อมา กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ร้อยละ 25 ในบริษัทในเครือที่ 1 ให้แก่ พันธมิตรร่วมทุน 2 ในราคาประมูล

(5) บริษัทในเครือที่ 1 จัดหาเงินกู้เพื่อซื้อโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม และที่ดินจาก กฟผ. และในขณะเดียวกันบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ก็รับโอนทรัพย์สินที่ใช้ร่วมกันและที่ดินที่เหลือจากการแบ่งขายให้แก่บริษัท ในเครือที่ 1 และ 2 กำหนดการโอนประมาณเดือนกันยายน 2542

(6) บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง แปรสภาพเป็นบริษัทมหาชน จำกัด และเพิ่มทุนครั้งที่ 2 โดยเสนอขายหุ้นเพิ่มทุนให้แก่ประชาชนทั่วไป พนักงาน กฟผ. กองทุนสำรองเลี้ยงชีพ กฟผ. ในขั้นตอนนี้ กฟผ. จะลดสัดส่วนลงเหลือน้อยกว่าร้อยละ 49

(7) บริษัทในเครือที่ 2 เพิ่มทุนและเสนอขายหุ้นแก่บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ กฟผ. ตามสัดส่วนการถือหุ้น 75:25 ต่อมา กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ร้อยละ 25 ในบริษัทในเครือที่ 2 ให้แก่พันธมิตร ร่วมทุน 3 ในราคาประมูล

(8) บริษัทในเครือที่ 2 จัดหาเงินกู้เพื่อซื้อโรงไฟฟ้าพลังความร้อน และที่ดินจาก กฟผ. ตลอดจนรับโอนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนพร้อมทั้งชำระเงินให้แก่ กฟผ. กำหนดการโอนครั้งนี้ประมาณเดือนพฤษภาคม 2543

(9) ภายหลังจากที่ กฟผ. ดำเนินการคัดเลือกที่ปรึกษาทางการเงิน กฎหมาย เทคนิค และผู้ประเมินราคาทรัพย์สิน การระดมเงินทุนจากพันธมิตรร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือทั้ง 2 ให้ดำเนินการขนานไปกับการระดมเงินกู้ของบริษัทในเครือทั้ง 2

7. สพช. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า เพื่อให้การแปรรูปโรงไฟฟ้าราชบุรีประสบความสำเร็จ และเพื่อให้เป็นไปตามแผนปฏิรูปรัฐวิสาหกิจ สาขาพลังงาน จึงเห็นควรนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการ โรงไฟฟ้าราชบุรีตามที่ กฟผ. เสนอ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าใน การประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2541 ใช้ประกอบการพิจารณาเพื่อดำเนินการตามแผนดังกล่าว และให้ กฟผ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการตามแผนฯ ให้แล้วเสร็จตามกำหนด รวมทั้ง ให้หน่วยงานต่างๆ รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีตามที่ กฟผ. เสนอ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าใน การประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2541 ใช้ประกอบการพิจารณาเพื่อดำเนินการตามแผนดังกล่าวด้วย (รายละเอียดตามข้อ 4 ของเอกสารวาระที่ 4.3.1) ทั้งนี้ ในประเด็นของการจัดสรรกำไรที่ได้รับจากการจำหน่ายทรัพย์สินและหุ้นของ กฟผ. จะได้มีการพิจารณาระหว่างหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีกครั้งหนึ่ง

ให้ กฟผ. ว่าจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการตามแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้า ราชบุรี เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดเวลาของแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้า ราชบุรีที่กำหนดไว้

อนุมัติให้ กฟผ. ดำเนินการตามแผนระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี โดยการจัดตั้งบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง) มีทุนจดทะเบียนเริ่มแรกประมาณ 300 ล้านบาท โดยระยะแรกให้ กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 100 หลังจากนั้นให้ กฟผ. ทยอยลดสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง เหลือระหว่างร้อยละ 33.3-42.5 โดยขายให้แก่พันธมิตรร่วมทุนในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง (พันธมิตรร่วมทุน 1) ในสัดส่วนระหว่างร้อยละ 33.3-42.5 ที่เหลือกระจายหุ้นให้กับประชาชนทั่วไป พนักงาน กฟผ. กองทุนสำรองเลี้ยงชีพพนักงาน กฟผ. ซึ่งจดทะเบียนแล้ว (กองทุนสำรองเลี้ยงชีพ กฟผ.) และนำบริษัทเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย

อนุมัติให้ กฟผ. และบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง จัดตั้งบริษัทในเครืออีกสองบริษัท ได้แก่ บริษัท ผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 1) และบริษัท ผลิตไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี จำกัด (บริษัทในเครือที่ 2) มีทุนจดทะเบียนเริ่มแรกประมาณ บริษัทละ 10 ล้านบาท โดยในระยะแรกบริษัท ในเครือที่ 1 และ 2 จะถือหุ้นโดยบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง ในสัดส่วนร้อยละ 75 และถือหุ้นโดย กฟผ. ร้อยละ 25 และหลังจากนั้น กฟผ. จะดำเนินการขายหุ้นที่ถืออยู่ทั้งหมดให้แก่พันธมิตรร่วมทุนของบริษัทในเครือ ที่ 1 (พันธมิตรร่วมทุน 2) และพันธมิตรร่วมทุนของบริษัทในเครือที่ 2 (พันธมิตรร่วมทุน 3) ตามลำดับ

อนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขาย (1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี รวมทั้ง ที่ดินให้แก่บริษัทในเครือที่ 1 (2) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี รวมทั้ง ที่ดินให้แก่บริษัทในเครือที่ 2 และ (3) ทรัพย์สินที่ใช้ร่วมกันระหว่างบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 รวมทั้ง ที่ดินส่วนที่เหลือให้แก่บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง

อนุมัติให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง (กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 100 ในระยะแรกประมาณ 8 เดือน) บริษัทในเครือที่ 1 และบริษัทในเครือที่ 2 ที่จัดตั้งขึ้นดังกล่าวข้างต้นได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบและมติ คณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับรัฐวิสาหกิจทั่วไปและยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตาม ระเบียบว่าด้วยงบลงทุนของรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2522 เช่นเดียวกับกรณีที่บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) ได้รับยกเว้นเมื่อคราวจัดตั้งบริษัทครั้งแรก

หากคณะกรรมการกฤษฎีกาวินิจฉัยว่าไม่ต้องดำเนินการตาม พ.ร.บ. ว่าด้วยการให้เอกชน เข้าร่วมงานหรือดำเนินการในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535 แล้ว อนุมัติให้แต่งตั้งคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในโครงการโรงไฟฟ้า ราชบุรี (คณะกรรมการดำเนินการฯ) ซึ่งจะประกอบด้วย

เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ประธานกรรมการ

ผู้แทนกระทรวงการคลัง กรรมการ

ผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด กรรมการ

ผู้แทนสำนักนายกรัฐมนตรี กรรมการ

ผู้แทนบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง กรรมการ

ผู้แทน กฟผ. กรรมการ

ผู้แทน กฟผ. กรรมการและเลขานุการ

โดยมีหน้าที่ ดังนี้

(1) กำกับดูแลการประเมินราคาทรัพย์สินของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ดำเนินการโดย ผู้เชี่ยวชาญอิสระกำหนดราคาทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายให้บริษัท ราชบุรี โฮลดิ้ง และบริษัทในเครือ ทั้งสอง และกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จะรับซื้อจากบริษัทในเครือทั้งสอง

(2) กำกับดูแลการจัดทำสัญญาทุกฉบับ ทั้งในส่วนของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน และสัญญาอื่นๆ ฯลฯ

(3) คัดเลือกพันธมิตรร่วมทุนทั้งสามราย

(4) กำหนดสัดส่วนและราคาหุ้นที่ กฟผ. ประสงค์จะขายให้แก่พันธมิตรร่วมทุนทั้งสามราย และพนักงาน กฟผ.

(5) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการและหรือคณะทำงานเพื่อดำเนินการในแต่ละเรื่องตามที่คณะกรรมการดำเนินการฯ เห็นควร

(6) นำผลการดำเนินงานตาม (1) ถึง (4) เสนอคณะกรรมการ กฟผ. เพื่ออนุมัติในกรณีที่ต้องดำเนินการตาม พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ ให้ปรับปรุงองค์ประกอบของกรรมการฯ ข้างต้นให้สอดคล้องกับ พ.ร.บ. ว่าด้วยการให้เอกชนเข้าร่วมงานหรือดำเนินการในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2535

อนุมัติให้ กฟผ. ได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจำหน่าย กิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการ หรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504 โดยให้เป็นอำนาจของคณะกรรมการ ดำเนินการฯ ตามที่กล่าวไว้ในข้อ 7 เพื่อให้คณะกรรมการดำเนินการฯ พิจารณากำหนดราคาทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายพร้อมกับอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จะรับซื้อ ทั้งนี้ การกำหนดราคาทรัพย์สินดังกล่าวให้ดำเนินการด้วยวิธีการประเมินราคา โดยให้ กฟผ. คัดเลือกผู้เชี่ยวชาญการประเมินราคาทรัพย์สินที่เห็นว่าเหมาะสม 1 ราย และให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง คัดเลือก 1 ราย แล้วให้ผู้เชี่ยวชาญทั้งสองรายดังกล่าวร่วมกันคัดเลือกผู้เชี่ยวชาญ การประเมินราคาทรัพย์สินที่น่าเชื่อถืออีก 2 ราย รวมเป็น 4 ราย ทำการประเมินราคาทรัพย์สินของโครงการ โรงไฟฟ้าราชบุรีทั้งหมด เมื่อได้ราคาประเมินจากผู้เชี่ยวชาญทั้ง 4 รายแล้ว ให้ตัดราคาประเมินสูงสุดและต่ำสุดออก และนำราคาประเมินทรัพย์สินที่เหลือมาเฉลี่ยเป็นราคาประเมินของทรัพย์สินที่ กฟผ. จะขายให้แก่บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือทั้งสอง ทั้งนี้ ต้องไม่ต่ำกว่าราคาตามบัญชีสุทธิ

อนุมัติในหลักการให้ กฟผ. จัดทำสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า สัญญาซื้อขายหุ้น และสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น โดยใช้สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินระหว่าง กฟผ. กับบริษัท ผลิตไฟฟ้า ขนอม จำกัด สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (Independent Power Producer) และ/หรือกับบริษัท ผลิตไฟฟ้าขนอม จำกัด สัญญาซื้อขายหุ้น และสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท CLP Power Projects (Thailand) Limited เป็นต้นแบบ

อนุมัติให้สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน สัญญาซื้อขายไฟฟ้า และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายโรงไฟฟ้า รวมทั้ง สัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น และสัญญาซื้อขายหุ้น จัดทำเป็นภาษาอังกฤษ

อนุมัติในหลักการให้กำหนดค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา (Levelized Price) ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี โดยเปรียบเทียบกับค่าไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้

(1) ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรีจะกำหนดโดยเปรียบเทียบเฉพาะผล รวม ของค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment : AP) และค่าใช้จ่ายผันแปรใน การผลิตและบำรุงรักษา (Variable Operation & Maintenance : VOM) กับผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนประเภทโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิง ซึ่งผลรวมของ AP และ VOM จะต้องต่ำกว่าค่ากลาง (Median) ของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดังกล่าว

(2) ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรีจะกำหนดโดยเปรียบเทียบค่าไฟฟ้ารวม ซึ่งประกอบด้วย ค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนประเภทโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อ เพลิง ซึ่งค่าไฟฟ้ารวม (AP+EP) จะต้องต่ำกว่าค่าเฉลี่ย (Average) ของผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดังกล่าว

12.อนุมัติให้ กฟผ. ดำเนินการขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง ให้แก่พันธมิตรร่วมทุน 1 และขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัทในเครือที่ 1 และบริษัทในเครือที่ 2 ให้แก่พันธมิตรร่วมทุน 2 และ 3 ตามลำดับ

13.อนุมัติให้ กฟผ. ขายหุ้นที่ถืออยู่ในบริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง แก่พนักงาน กฟผ. ในราคาตามมูลค่า ที่ตราไว้ (par) โดยจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาที่ห้ามพนักงาน กฟผ. ขายหุ้นในส่วนนี้ (lock up period)

14.อนุมัติให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง ขายหุ้นเพิ่มทุนครั้งที่ 1 ให้แก่พนักงาน กฟผ. ในราคาตามมูลค่าที่ตราไว้ (par) และขายหุ้นเพิ่มทุนครั้งที่ 2 ให้แก่พนักงาน กฟผ. ในราคาตามมูลค่าที่ตราไว้ (par) และราคาที่ต่ำกว่าราคาที่เสนอขายประชาชน โดยจะมีการกำหนดช่วงระยะเวลาที่ห้ามพนักงาน กฟผ. ขายหุ้นที่ได้รับจากการเพิ่มทุนทั้งสองครั้ง (lock up period)

15.ให้กรมสรรพากร กระทรวงการคลัง พิจารณายกเว้นให้ กฟผ.มิต้องปฏิบัติตามประกาศอธิบดีกรมสรรพากรเกี่ยวกับภาษีมูลค่าเพิ่ม (ฉบับที่ 42) ข้อ 2(4) ซึ่งมีข้อกำหนดห้ามนำภาษีซื้อที่เกิดจากการก่อสร้างอาคารหรืออสังหาริม ทรัพย์อื่น เพื่อใช้หรือจะใช้ในกิจการประเภทที่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่มและต่อมา ได้ขายหรือให้เช่า หรือนำไปใช้ในกิจการประเภทที่ไม่ต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้เฉพาะที่ได้กระทำภายในสามปีนับแต่เดือนภาษีที่ก่อสร้างเสร็จสมบูรณ์ มาหักในการคำนวณภาษีเพิ่มตามมาตรา 82/3 แห่งประมวลรัษฎากร

16.ให้หน่วยงานของภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความอนุเคราะห์ ให้ความร่วมมือและอำนวยความสะดวกในการขอรับการอนุมัติ และใบอนุญาตต่างๆ ที่จำเป็นในการซื้อขายและประกอบกิจการของบริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 เพื่อให้ทันกำหนดการโอนทรัพย์สิน ดังนี้

(1) ให้สำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม พิจารณาอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของท่าเทียบเรือที่ใช้ ในการขนส่ง น้ำมันเชื้อเพลิง บริเวณตำบลบางป่า (คลองลาด) อำเภอเมืองราชบุรี จังหวัดราชบุรี

(2) ให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อมพิจารณา อนุมัติออกใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุมให้แก่บริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(3) ให้กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรมพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตตั้งโรงงาน ให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้งและบริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(4) ให้กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรมพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตประกอบ กิจการโรงงานให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(5) ให้กรมโยธาธิการ กระทรวงมหาดไทย พิจารณาอนุมัติออกสัมปทานการประกอบกิจการไฟฟ้าในส่วนของโรงไฟฟ้าพลังความ ร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี ให้บริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ตามระยะเวลาของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

(6) ให้กรมโยธาธิการและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องของกระทรวงมหาดไทย พิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตตั้งถังน้ำมันเชื้อเพลิง และเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาต ดังกล่าวให้แก่บริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(7) ให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท ราชบุรี โฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 โดยให้ได้รับสิทธิประโยชน์เท่ากับที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ในเขต 3 ได้รับ

(8) ให้กรมที่ดิน กระทรวงมหาดไทย เร่งรัดและอำนวยความสะดวกในการดำเนินการรังวัด ออกโฉนด วมโฉนดและแบ่งแยกที่ดินในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี และจดทะเบียนโอนขายที่ดินที่แบ่งแยกเรียบร้อยแล้วให้แก่บริษัทราชบุรีโฮ ลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(9) ให้กรมเจ้าท่า กระทรวงคมนาคม และส่วนราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาต สร้างสิ่งล่วงล้ำลำน้ำ คือ สถานีสูบน้ำ สถานีสูบน้ำมันเชื้อเพลิงและท่าเทียบเรือให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้แก่บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ/หรือบริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(10) ให้หน่วยราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาอนุมัติให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง และ/หรือบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ใช้น้ำจากแหล่งน้ำ และทางน้ำสาธารณะในโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีได้

(11) ให้กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง พิจารณาอนุมัติให้บริษัทราชบุรีโฮลดิ้ง ได้สิทธิการเช่าที่ ราชพัสดุ ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของที่ดินอันเป็นบริเวณของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี

(12) ให้กรมที่ดิน และหน่วยราชการที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการดำเนินการเพิกถอนสภาพหนองน้ำสาธารณะ และทางสาธารณะซึ่งอยู่ในบริเวณโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรี และขายที่ดินอันเป็น หนองน้ำสาธารณะและทางสาธารณะที่ถูกเพิกถอนนั้นให้แก่ กฟผ. และโอนให้แก่บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และ/หรือบริษัทในเครือที่ 1 และ 2

(13) ให้หน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความอนุเคราะห์ ความร่วมมือ และอำนวยความสะดวก ในการดำเนินการในกิจการที่เกี่ยวข้องกับการแปรรูป และการจะซื้อจะขายทรัพย์สินของ โครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีจนกว่าจะแล้วเสร็จ

17.หลังจากที่ กฟผ. ได้จัดทำร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน และร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เสร็จเรียบร้อยแล้ว มอบหมายให้ กฟผ. นำเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและ คณะรัฐมนตรี ดังนี้

(1) การขออนุมัติราคาทรัพย์สินของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ กฟผ. จะขายและโอนให้บริษัท ราชบุรีโฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ตามสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินและการขอ อนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าอันกำหนดโดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนราชบุรี

(2) การขออนุมัติให้ กฟผ. ขายและโอนทรัพย์สินของโครงการโรงไฟฟ้าราชบุรีให้บริษัทราชบุรี โฮลดิ้ง และบริษัทในเครือที่ 1 และ 2 ได้ตามร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินและหากสภาวะเศรษฐกิจไม่เอื้ออำนวยให้ บริษัทในเครือทั้งสองหาเงินกู้ได้ครบตามจำนวนมูลค่าทรัพย์สินที่จะซื้อจาก กฟผ. แล้ว ขอให้ กฟผ. สามารถรับชำระค่าขายทรัพย์สินจากบริษัท ในเครือที่ 1 และ 2 เป็นงวดๆ โดยให้บริษัทในเครือทั้งสองผ่อนชำระเฉพาะส่วนที่บริษัท หาเงินกู้ได้ไม่ครบ โดยอาจให้บริษัทในเครือทั้งสองนำตั๋วสัญญาใช้เงินของบริษัทมาวางต่อ กฟผ. เพื่อเป็นประกันการผ่อนชำระดังกล่าว

(3) การขออนุมัติให้ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี และโรงไฟฟ้า พลังความร้อนราชบุรีได้ตามร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

18.เมื่อคณะกรรมการ กฟผ. อนุมัติ (1) ผลการคัดเลือกพันธมิตรร่วมทุน และราคาหุ้นที่ กฟผ. จะขายให้แก่พันธมิตรร่วมทุนตามที่คณะกรรมการดำเนินการฯ ได้พิจารณา และ (2) ให้ กฟผ. ลงนามสัญญาระหว่างผู้ถือหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุน 1 และสัญญาซื้อขายหุ้นกับพันธมิตรร่วมทุนทั้งสามรายแล้ว มอบหมายให้ กฟผ. นำเสนอผลการดำเนินการตาม (1) และ (2) ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบต่อไป

เรื่องที่ 9 แนวทางการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และแนวทางการปรับปรุง ระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2540 ให้ปรับปรุงนโยบายราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและต่อมาคณะกรรมการพิจารณานโยบาย พลังงานได้มีมติเมื่อวันที่ 8 ตุลาคม 2540 เห็นชอบแนวทางและ ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว โดยให้ใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" ในช่วงแรก ซึ่งรัฐยังควบคุมราคา แต่ให้ราคาขายส่งและขายปลีกเปลี่ยนแปลงตามราคาตลาดโลก รวมทั้ง ให้แก้ไขกฎเกณฑ์เพื่อเพิ่มการแข่งขันในตลาดให้เพียงพอ และหลังจากนั้น จะใช้ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" เพื่อยกเลิกการควบคุมราคาโดยสมบูรณ์ต่อไป

2. ระบบการค้าและการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวในปัจจุบัน รัฐบาลได้กำหนดราคาและค่าการตลาดก๊าซหุงต้มในระดับที่ต่ำก่อให้เกิดปัญหา ความไม่ปลอดภัยต่อส่วนรวม มีการเอาเปรียบผู้บริโภคและการแข่งขันที่ไม่เป็นธรรมต่อผู้ค้าที่สุจริต เช่น การไม่ซ่อมบำรุงรักษาถัง การเรียกเก็บเงินค่ามัดจำถังใหม่สูงเกินสมควร การบรรจุก๊าซไม่เต็มน้ำหนัก และการบรรจุก๊าซใส่ถังก๊าซของผู้ค้าอื่นโดยไม่ได้รับอนุญาต แม้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จะได้พยายามดำเนินการตรวจสอบและปราบปรามอย่างจริงจัง แต่ด้วยข้อจำกัดในเรื่องของบุคลากรและอำนาจตามกฎหมาย ทำให้ไม่สามารถปราบปรามให้การกระทำผิดดังกล่าวหมดไปได้

3. สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางและขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีรายละเอียด ดังนี้

3.1 แนวทางการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวและการปรับปรุงระบบการค้า และมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีแนวทางสรุปได้ดังนี้

(1) ส่งเสริมการแข่งขันในระบบการค้าก๊าซปิโตรเลียมเหลวอย่างเสรี โดยปรับปรุงระบบการค้าก๊าซหุงต้ม จากปัจจุบันซึ่งเป็นการซื้อขายน้ำก๊าซตัดตอน ให้เป็นการบรรจุก๊าซโดยผู้ค้าก๊าซ มาตรา 6 นอกจากนี้ยังเปิดโอกาสให้เอกชนสามารถใช้คลังก๊าซของการปิโตรเลียมแห่งประเทศ ไทย (ปตท.) และให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวเพื่อ เพิ่มการแข่งขันในระดับร้านค้าปลีก

(2) ปรับปรุงระบบความปลอดภัย โดยการขจัดถังขาวออกจากตลาด และไม่ให้มีการผลิตถังขาวอีกต่อไป

(3) แก้ไขปัญหาการเอารัดเอาเปรียบผู้บริโภค ขจัดปัญหาการบรรจุก๊าซขาดน้ำหนัก และลดค่ามัดจำถังก๊าซหุงต้มสู่ระดับที่เป็นธรรม รวมทั้ง การคืนเงินมัดจำถังก๊าซหุงต้ม โดยรัฐคุ้มครองดูแลให้ ผู้บริโภคได้รับเงินมัดจำคืนอย่างเป็นธรรม

(4) เพิ่มขีดความสามารถในการตรวจสอบจับกุมผู้กระทำผิด โดยให้เจ้าหน้าที่ของหน่วยงานหนึ่งสามารถสนับสนุนและส่งเสริมการตรวจสอบของ อีกหน่วยงานได้

(5) การประชาสัมพันธ์ให้ผู้เกี่ยวข้อง ได้แก่ หน่วยงานของรัฐ ผู้ค้า โรงบรรจุ ผู้ค้าปลีกและผู้บริโภค มีความเข้าใจในนโยบาย ขั้นตอนการดำเนินการ และประโยชน์ที่จะได้รับจากการยกเลิกการควบคุม ราคาก๊าซฯ รวมทั้งการใช้ผลิตภัณฑ์ก๊าซหุงต้มอย่างปลอดภัย

3.2 ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว มีขั้นตอนสรุปได้ดังนี้

(1) ขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว

-การเตรียมการ เพื่อซักซ้อมนโยบายและขั้นตอนการปฏิบัติ

-การยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก โดยลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นและติดตามตรวจสอบราคาขายปลีก

-การดำเนินการภายหลังการยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีก และเตรียมการสู่การลอยตัวเต็มที่ โดยให้ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นมีการเปลี่ยนแปลงตามตลาดโลก ให้มีมาตรการในการกำกับดูแลการกำหนดราคาและดำเนินการเมื่อพบการกำหนด ราคาที่สูงเกินความเหมาะสม

-การใช้ระบบราคา "ลอยตัวเต็มที่" โดยสมบูรณ์ ยกเลิกการกำหนดราคาโดยรัฐ ทยอยลดอัตราเงินชดเชยค่าขนส่ง และใช้บัญชีค่าขนส่งมาตรฐานเป็นเกณฑ์ในการ กำหนดราคาของแต่ละจังหวัด

(2) ขั้นตอนการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซปิโตรเลียมเหลว

-การส่งเสริมการแข่งขัน โดยเปิดให้มีผู้ค้ารายใหม่เข้าสู่ตลาดได้ง่ายขึ้น มีจุดจำหน่ายปลีกเพิ่มขึ้น และการใช้บริการคลัง ปตท. อย่างเท่าเทียมกัน

-การแก้ไขความไม่เป็นธรรมในระบบการค้า โดยออกกฎเกณฑ์ห้ามซื้อขายน้ำก๊าซ ระหว่างผู้ค้ากับโรงบรรจุ และกำหนดให้มีเครื่องหมายประจำตัวผู้บรรจุ เพื่อป้องกัน การบรรจุน้ำก๊าซในถังของผู้ค้าอื่นโดยไม่ได้รับอนุญาต และการบรรจุไม่เต็มถัง การคุ้มครองให้ผู้บริโภคได้รับคืนเงินมัดจำถัง รวมทั้ง การลดค่ามัดจำถังใหม่

-ความปลอดภัย โดยควบคุมการผลิตถังขาว และขจัดถังขาวในตลาด โดยให้ผู้ค้า ก๊าซลดค่ามัดจำถังก๊าซใหม่ และรับแลกถังขาวกับถังก๊าซของผู้ค้า

(3) ขั้นตอนการประชาสัมพันธ์

-ประชาชน เพื่อให้เข้าใจถึงประโยชน์ที่จะได้รับจากการยกเลิกการควบคุมราคา การปรับปรุงระบบการค้าและความปลอดภัย

-หน่วยงานของรัฐ เพื่อทำความเข้าใจในนโยบายและขั้นตอนการปฏิบัติโดยการจัดประชุมและสัมมนา

-ผู้ประกอบการ ผู้ค้าก๊าซ โรงบรรจุและร้านค้าปลีก เพื่อให้สามารถปรับตัวสู่ระบบ การค้าใหม่ โดยการพบปะ ประชุมและสัมมนา

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการยกเลิกการควบคุมราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว และการปรับปรุงระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยของก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามรายละเอียดในข้อ 3 และ ข้อ 4 ของเอกสารประกอบวาระ 5.1

2.เห็นชอบให้ สพช. และกรมการค้าภายในมีการติดตามกำกับดูแลอย่างใกล้ชิดในพื้นที่ซึ่งการแข่งขัน ยังไม่สมบูรณ์และอาจทำให้มีการผูกขาด และให้ ปตท. ในฐานะที่เป็นกลไกของรัฐทำหน้าที่แทรกแซงราคาเพื่อไม่ให้มีการผูกขาด

เรื่องที่ 10 การผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ สำหรับผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม

สรุปสาระสำคัญ

1. สืบเนื่องจากภาวะวิกฤตทางเศรษฐกิจในปัจจุบันส่งผลกระทบต่อผู้ประกอบการ ธุรกิจและอุตสาหกรรม ทำให้ต้องปรับลดปริมาณการผลิตเพื่อลดค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้น อย่างไรก็ตาม ค่าใช้จ่ายทางด้าน ค่าไฟฟ้าไม่สามารถปรับลดลงได้เท่าที่ควร เนื่องจากหลักเกณฑ์การคิดอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด ซึ่งกำหนดให้ค่าไฟฟ้าขั้นต่ำในแต่ละเดือน ต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ที่สูงสุด ในรอบ12 เดือนที่ผ่านมา ทำให้ผู้ประกอบการธุรกิจและอุตสาหกรรม ได้ร้องเรียนขอผ่อนผันการคิดค่าไฟฟ้าต่ำสุดเป็นจำนวนมาก

2. การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้กำหนดหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำสำหรับผู้ใช้ ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดกลางและกิจการขนาดใหญ่ ที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าเฉลี่ยใน 15 นาทีสูงสุดตั้งแต่ 30 กิโลวัตต์ขึ้นไป โดยในช่วงก่อนเดือนธันวาคม 2534 คิดในอัตราร้อยละ 30 และภายหลังการปรับปรุงโครงสร้าง ค่าไฟฟ้าในเดือนธันวาคม 2534 มีการเปลี่ยนแปลงค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมาสิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน

3. การกำหนดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำได้มีการปรับปรุงเมื่อเดือนธันวาคม 2540 เพื่อเป็นการช่วยเหลือ ภาคอุตสาหกรรมในช่วงที่ภาวะเศรษฐกิจตกต่ำ โดยกำหนดให้มีการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำในอัตราร้อยละ 70 ของ ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา การนับย้อนหลัง 12 เดือน จะนับไม่เกินเดือนตุลาคม 2540 ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บประจำเดือนมกราคม 2541 เป็นต้นไป

4. สพช. ได้หารือกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และมีข้อเสนอการปรับปรุงลักษณะการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ ดังนี้

4.1 เนื่องจากความต้องการพลังไฟฟ้าของระบบได้เปลี่ยนแปลงไป โดยมีลักษณะเป็นฤดูกาล ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงจะเกิดขึ้นในช่วงเดือนมีนาคม-มิถุนายน ดังนั้น ควรปรับปรุงหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้สอดคล้องกัน โดยค่าไฟฟ้าขั้นต่ำจะคำนวณจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในรอบ 12 เดือน ที่ผ่านมา สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน โดยคำนวณเฉพาะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในช่วงเดือนที่ระบบมีความต้อง การใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month) คือระหว่างเดือนมีนาคม - มิถุนายน

4.2 เนื่องจากปริมาณกำลังผลิตสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศมีแนวโน้มจะสูงขึ้นมาก ประกอบกับภาคเอกชนได้รับผลกระทบอย่างมากจากภาวะเศรษฐกิจในปัจจุบัน จึงเห็นควรพิจารณาผ่อนผันหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นการชั่วคราว จากร้อยละ 70 ของค่าความต้องการพลังไฟฟ้าที่ สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา เหลือเพียงร้อยละ 0 เป็นการชั่วคราว ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2542 เป็นต้นไป แต่ทั้งนี้ หากต่อไปในอนาคต กำลังการผลิตสำรองลดต่ำกว่าระดับมาตรฐาน ให้พิจารณาเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม

5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำตามข้อ 4 ผู้ใช้ไฟที่จะได้รับประโยชน์ คือ ผู้ใช้ไฟที่มีลักษณะการใช้ไฟฟ้าเป็นฤดูกาล หรือผู้ที่ใช้ไฟฟ้าไม่สม่ำเสมอ และหากค่าความต้องการใช้ไฟฟ้า สูงสุดไม่อยู่ในช่วงเดือนที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month : มีนาคม-มิถุนายน) ด้วย ก็จะได้รับประโยชน์มากยิ่งขึ้น สำหรับผลกระทบต่อการไฟฟ้า จะทำให้รายได้ของการไฟฟ้าลดลงเล็กน้อย กล่าวคือ รายได้ของการไฟฟ้านครหลวงจะลดลงประมาณ 10.6 ล้านบาท/เดือน รายได้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคลดลง 32.6 ล้านบาท/เดือน

มติของที่ประชุม

1.ให้ปรับปรุงลักษณะการคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ โดยให้คำนวณจากความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด ในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา (สิ้นสุดในเดือนปัจจุบัน) โดยคำนวณเฉพาะค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดในช่วงเดือน ที่ระบบมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Month) คือ ระหว่างเดือนมีนาคม-มิถุนายน

2.ให้ผ่อนผันหลักเกณฑ์การคิดค่าไฟฟ้าขั้นต่ำเป็นการชั่วคราว จากร้อยละ 70 ของค่าความ ต้องการพลังไฟฟ้าที่สูงสุดในรอบ 12 เดือนที่ผ่านมา ตามหลักเกณฑ์ในข้อ 1 เหลือเพียงร้อยละ 0 เป็นการ ชั่วคราว ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ 2542 เป็นต้นไป แต่ทั้งนี้ หากต่อไปในอนาคต กำลังการผลิตสำรองลดต่ำกว่าระดับมาตรฐาน ให้พิจารณาเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าขั้นต่ำให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม

เรื่องที่ 11 เรื่องอื่นๆ

ผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรม (นายปรีชา อรรถวิภัชน์) ได้ขอให้มีการบันทึกไว้ในที่ประชุมนี้เกี่ยวกับมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มกราคม 2542 ซึ่งได้มอบหมายให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาการใช้ก๊าซ ธรรมชาติเป็นส่วนหนึ่งของการแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจของประเทศ ทั้งนี้ เพื่อให้เหมาะสมกับสภาพเศรษฐกิจ มีความมั่นคง สมดุล และเกิดประโยชน์สูงสุดในการใช้ทรัพยากรพลังงานของประเทศ ว่ากระทรวงอุตสาหกรรม จะร่วมกับ สพช. และ ปตท. รับไปจัดทำแผน เพื่อนำเสนอต่อที่ประชุมนี้ต่อไป

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

12.การขายหุ้นของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ในบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) จำกัด (มหาชน)

13.การขายหุ้นของกระทรวงการคลังในบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด

14.การแปรรูปกิจการผลิตภัณฑ์คอนกรีตของการไฟฟ้านครหลวง

15.การขายหุ้นของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในบริษัทผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน)

16.ผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ปีงบประมาณ 2540 และแผนการใช้จ่ายเงินในปีงบประมาณ 2541-2543

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)

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

เรื่องที่ 12 การขายหุ้นของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ในบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) จำกัด (มหาชน)

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

เรื่องที่ 16 ผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ปีงบประมาณ 2540 และแผนการใช้จ่ายเงินในปีงบประมาณ 2541-2543

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

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

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