ประเด็นค่าไฟแพงจากสัญญาที่รัฐเอื้อให้กับเอกชน ทำให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีสัดส่วนการผลิตไฟที่น้อยลงนั้น

นโยบายกระทรวงพลังงานในด้านหนึ่งคือ ส่งเสริมให้เอกชนมีบทบาทในการผลิตไฟฟ้า เพื่อเพิ่มการแข่งขัน เพิ่มประสิทธิภาพ และทำให้ประชาชนมีพลังงานใช้อย่างเพียงพอในราคาที่เหมาะสม โดยโครงสร้างค่าไฟฟ้าในเรื่องสัดส่วนความเป็นเจ้าของใน กฟผ. ไม่ได้ส่งผลทำให้ค่าไฟสูงขึ้นหรือต่ำลง เพราะเงินลงทุนของการก่อสร้างโรงไฟฟ้าขึ้นกับเทคโนโลยีในขณะนั้นๆ ที่อาจจัดหาโดย กฟผ. หรือเอกชน หากจัดหาโดย กฟผ. ก็จะส่งผ่านต้นทุนผ่านมูลค่าการลงทุนและค่าดำเนินการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ถ้าจัดหาโดยเอกชนก็จะส่งผ่านต้นทุนผ่านค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) ขณะที่ต้นทุนเชื้อเพลิงก็มีการควบคุมต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าตามลำดับ (Merit Order) เช่น เมื่อมีความต้องการไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าจะเริ่มจากโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำที่สุดเป็นลำดับแรก ซึ่งจะอยู่ภายใต้กำกับดูแลโดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ซึ่งมีหน้าที่ปกป้องผลประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานทั้งอัตราค่าบริการและคุณภาพการบริการ ส่งเสริมการแข่งขัน และป้องกันการใช้อำนาจในทางมิชอบ ซึ่ง กกพ. มีระเบียบว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีการพิจารณากำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตและผู้ประกอบกิจการพลังงานต้องไม่กระทำการหรือมีพฤติกรรมลักษณะผูกขาด ลดการแข่งขัน หรือจำกัดการแข่งขันในการปฏิบัติอยู่แล้ว

ประเด็นคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าสูงเกินความจำเป็น ทำให้ต้องพึ่งพิงเชื้อเพลิงฟอสซิล ต้องนำเข้าก๊าซ LNG ที่ราคาผันผวนมากเกินไป อีกทั้งไม่บริหารต่อสัญญาโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำจากเขื่อนเก่าแต่กลับสร้างเขื่อนใหม่ เป็นตันเหตุหนึ่งของค่าไฟแพง

กระทรวงพลังงานขอชี้แจงว่า การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าใช้ค่าพยากรณ์จากผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (GDP) ระยะยาว ที่จัดทำโดยสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ซึ่งข้อวิจารณ์ที่ระบุว่าไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันนั้น ในความเป็นจริงไม่สามารถพิจารณาจากสถานการณ์ระยะสั้นเพียงปีเดียวได้ อีกทั้งไทยยังมีประชากรแฝงจำนวนมาก การพยากรณ์จึงอาจมีความคลาดเคลื่อนมากกว่าหรือน้อยกว่า GDP ระยะยาว และทาง สศช. เองก็เห็นว่า ภาพรวมประมาณการณ์การเติบโตทางเศรษฐกิจยังไม่เปลี่ยนแปลง ค่าพยากรณ์ GDP ระยะยาวสามารถใช้คาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ได้ และที่ผ่านมาได้กำหนดระดับการสำรองไฟฟ้า (Reserve Margin) ที่เหมาะสมไม่ต่ำกว่า 15% ร่วมกับการใช้เกณฑ์ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) ไม่เกิน 1 วันต่อปี ซึ่งอาจไม่สอดคล้องสถานการณ์ที่เปลี่ยนไป ในแผน PDP ใหม่จึงจะใช้เกณฑ์ LOLE ไม่เกิน 0.7 วันต่อปี โดยคำนึงถึงความมั่นคงระบบไฟฟ้า และการประเมินมูลค่าความเสียหายเนื่องจากไฟฟ้าดับ

สำหรับ ประเด็นที่กล่าวถึงการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลมากไปทำให้ต้องนำเข้า LNG ที่ราคาผันผวนนั้น ในการจัดทำร่างแผน PDP 2024 เน้นหลักการความมั่นคงระบบไฟฟ้า ต้นทุนค่าไฟที่เหมาะสมและลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม โดยแผนจะเพิ่มสัดส่วนพลังงานสะอาดมากกว่า 50% จะนำเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ๆ มาเป็นทางเลือกในแผน โดยจะลดการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลในโรงไฟฟ้าหลักลง และผสมไฮโดรเจนและก๊าซเพื่อช่วยลดคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) พร้อมกับใช้พลังงานหมุนเวียนทุกประเภทอย่างเต็มศักยภาพ เพิ่มทางเลือก เช่น โรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดเล็ก เทคโนโลยีแบตเตอร์รี่กักเก็บพลังงาน เป็นต้น

อย่างไรก็ดี ในระยะสั้นประเทศยังจำเป็นต้องพึ่งพาโรงไฟฟ้าหลักจากเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ กฟผ. สามารถสั่งการเดินเครื่องเพื่อช่วยรักษาความมั่นคงของระบบเอาไว้ แต่ PDP ฉบับใหม่จะลดสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติลง คาดว่าปลายแผนคือปี 2580 จะพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 41% จากปัจจุบันแผนเดิมพึ่งพาระดับ 53%

สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่จะหมดอายุ ภาครัฐสามารถเจรจาได้หากเห็นว่าการต่ออายุสัญญาเป็นประโยชน์ ส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำใหม่เป็นทางเลือกหนึ่งในการจัดหาเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และการรับซื้อพลังงานสะอาดยังช่วยให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการประกาศความเป็นกลางทางคาร์บอนและการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ (Net Zero Emissions) โดยที่แผนการรับซื้อต้องทำล่วงหน้าเพราะโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากเขื่อนต้องใช้เวลาในการพัฒนาโครงการอย่างน้อย 10 ปี ซึ่งโรงไฟฟ้าพลังน้ำจะช่วยสร้างเสถียรภาพด้านค่าไฟเนื่องจากราคารับซื้อไฟฟ้าจะคงที่ตลอดอายุสัญญา

ประเด็นที่ค่าไฟประเทศไทยแพงทำให้เกิดผลกระทบต่อเงินเฟ้อ เกิดการย้ายฐานการลงทุนไปที่อื่นนั้น

หากพิจารณาค่าไฟเปรียบเทียบกับเพื่อนบ้านของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและประเภทอุตสาหกรรมพบว่า อัตราค่าไฟฟ้าของไทยถือว่าอยู่ในระดับกลางของกลุ่มอาเซียน แต่ทั้งนี้การพิจารณาเปรียบเทียบอัตราค่าไฟฟ้าจะต้องดูบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้าในประเทศนั้น ๆ ด้วย เช่น สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าที่ต่างกัน โดยบางประเทศมีการใช้ถ่านหินและไฟฟ้าพลังน้ำเยอะจึงทำให้อัตราค่าไฟถูก ทั้งนี้ สำหรับประเทศไทยค่าไฟที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงที่ผ่านมา ปัจจัยหลักมาจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติที่เป็นปัจจัยนอกเหนือการควบคุม แต่ภาครัฐก็ไม่ได้นิ่งนอนใจ ได้บรรเทาภาระค่าไฟที่เกิดขึ้นทั้งการเร่งจัดหาเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าในช่วงที่ราคาปรับตัวลง กำกับติดตามการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยให้เป็นไปตามแผน จัดหาก๊าซจากตลาดจร (SPOT LNG) ที่มีราคาต่ำ และจัดทำสัญญาระยะยาว พร้อมกับเปลี่ยนวิธีการคำนวณ Pool Gas จากเดิมคิดจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่มีราคาถูกเฉพาะส่วนที่ออกจากโรงแยกก๊าซมารวมกับปริมาณก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ที่มีราคาสูงกว่า เปลี่ยนเป็นการนำปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยทั้งหมดก่อนเข้าโรงแยกก๊าซมารวมกับก๊าซจากแหล่งอื่นก่อน แล้วจึงคำนวณราคา ทำให้ราคา Pool Gas ลดลง ช่วยลดต้นทุนค่าไฟลง นอกจากนี้ ยังจัดหาไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำเข้ามาเติม เช่น การเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงแม่เมาะ การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะหน่วยที่ปลดระวางไปแล้วกลับมาผลิตใหม่ การรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น เป็นต้น

“กระทรวงพลังงานยืนยันว่าการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าต่างๆ โดยเอกชน ไม่ได้ทำให้หน่วยงานของรัฐคือ กฟผ. ถูกยึดโดยกลุ่มทุนพลังงาน ปัจจุบันรัฐยังคงถือหุ้นใน กฟผ. ทั้ง 100% และไม่มีเจตนาจะแปรรูปกิจการ กฟผ. ให้เป็นของเอกชน โดยโรงไฟฟ้าหรือระบบส่งที่อยู่ภายใต้ความรับผิดชอบของ กฟผ. ก็ยังคงอยู่ภายใต้ความรับผิดชอบของ กฟผ. และแผน PDP ฉบับใหม่ก็ไม่ได้ทำให้กำลังการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ลดลงแต่อย่างใด นอกจากนั้น การคิดคำนวณค่าไฟ การจัดหาเชื้อเพลิง ก็ยังมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาอย่างรอบคอบเพื่อให้ค่าไฟมีราคาที่เหมาะสม เป็นธรรมกับทุกฝ่าย” นายวีรพัฒน์ กล่าว

ที่มา: กระทรวงพลังงาน