กฟผ. แจงรับซื้อไฟฟ้าเอกชนตามมติภาครัฐ ไม่เอื้อกลุ่มทุนใด

กฟผ.เผยการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนเป็นไปตามนโยบายที่ภาครัฐกำหนด ไม่มีการเอื้อประโยชน์ต่อกลุ่มทุนใดเป็นกรณีพิเศษ ส่วนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเป็นไปตาม พ.ร.บ.ประกอบกิจการพลังงานปี 2550 โดยยึดหลักความเป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติ

วันที่ 23 กรกฎาคม 2565 ดร.จิราพร ศิริคำ รองผู้ว่าการยุทธศาสตร์ ในฐานะโฆษกการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เปิดเผยถึงกรณีที่มีสื่อมวลชนกล่าวว่า กฟผ.เลือกซื้อไฟจากแหล่งแพงสุดด้วยการเลือกซื้อไฟจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่มีราคาสูง เอื้อประโยชน์ให้เอกชนจนทำให้เกิดปัญหากำลังผลิตไฟฟ้าล้นระบบ และก่อให้เกิดหนี้ 83,010 ล้านบาทนั้น ไม่เป็นความจริง

เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) เป็นไปตามนโยบายที่ภาครัฐกำหนด เพื่อส่งเสริมให้เอกชนเข้ามาลงทุนดำเนินธุรกิจผลิตไฟฟ้า เพิ่มการแข่งขันในกิจการพลังงาน และช่วยลดภาระการลงทุนของภาครัฐ ซึ่งภาครัฐเป็นผู้คัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีราคาต่ำสุดในช่วงเวลานั้น ๆ โดยผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามลำดับ

“ กฟผ.เป็นเพียงผู้รับซื้อไฟฟ้าตามราคาที่รัฐกำหนด และดำเนินการตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า ซึ่งมีความโปร่งใสและตรวจสอบได้เท่านั้น”

ทั้งนี้ แม้ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า กฟผ.จะเป็นผู้ควบคุมการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าทั้งหมด แต่เงื่อนไขการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า กฟผ.ต้องปฏิบัติตาม พ.ร.บ.ประกอบกิจการพลังงานปี 2550 เพื่อให้เกิดการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าอย่างเป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติ

โดยยึดหลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามลำดับคือ เริ่มจากการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็นต้องเดินเครื่องเพื่อรักษาความมั่นคง หรือที่เรียกว่า Must Run เป็นลำดับแรก เพราะหากไม่เดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทนี้แล้ว ระบบไฟฟ้าจะเกิดความมั่นคงลดลงอาจทำให้ไฟฟ้าดับได้ เช่น โรงไฟฟ้าในพื้นที่ที่มีการซ่อมบำรุงสายส่งไฟฟ้า ลำดับถัดมาคือ สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็นต้องรับซื้อขั้นต่ำตามสัญญา หรือที่เรียกว่า Must Take ทั้งด้านไฟฟ้าและสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ โรงไฟฟ้า SPP เพราะหากไม่เดินเครื่องโรงไฟฟ้าเหล่านี้อาจนำไปสู่การจ่ายเงินค่าซื้อไฟฟ้าหรือก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำโดยไม่ได้รับพลังงานไฟฟ้า

จากนั้นจึงสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำที่สุดตามลำดับ หรือที่เรียกว่า Merit Order ได้แก่ โรงไฟฟ้า กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP เพื่อให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำที่สุด จากหลักเกณฑ์ดังกล่าว ทำให้ กฟผ.ไม่สามารถเลือกซื้อไฟฟ้าจากเอกชนรายใดรายหนึ่งเพื่อเอื้อประโยชน์ได้ รวมถึงไม่สามารถเลือกเดินเครื่องเฉพาะโรงไฟฟ้าของ กฟผ.ด้วยเช่นกัน

นอกจากนี้ การเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้า IPP และ SPP ในปัจจุบันกับค่าไฟฟ้าฐานเฉลี่ย 2.5683 บาทต่อหน่วยนั้น ไม่สามารถเปรียบเทียบกันได้ เนื่องจากต้นทุนค่าไฟฟ้าฐานเฉลี่ยเป็นการเฉลี่ยต้นทุนค่าไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงที่มีราคาสูงจนถึงราคาต่ำในช่วงเดือนพฤษภาคม-สิงหาคม 2558 รวมถึงการเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องเปรียบเทียบจากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงและเทคโนโลยีประเภทเดียวกัน ในช่วงเวลาเดียวกัน

การรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซหรือถ่านหิน จำเป็นต้องมีค่าความพร้อมจ่ายหรือค่า AP (Availability Payment) เนื่องจากต้องเตรียมโรงไฟฟ้าให้พร้อมจ่ายไฟฟ้าและผลิตไฟฟ้าตามการสั่งการของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า ซึ่งการกำหนดค่า AP เป็นแนวปฏิบัติในทางสากลสำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่เอกชนผู้ลงทุนต้องจ่ายไปก่อน ในขณะที่ กฟผ.จะจ่ายเป็นรายเดือนตามความพร้อมจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเท่านั้น

แต่หากไม่สามารถเตรียมโรงไฟฟ้าให้มีความพร้อมจ่ายตามที่กำหนด IPP/SPP ก็จะถูกปรับตามสัญญา ซึ่งขอยกตัวอย่างให้เข้าใจได้ง่าย ๆ และเห็นภาพชัดเจน คือ การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเปรียบเสมือนการทำสัญญาเช่ารถยนต์มาใช้งาน ผู้เช่าจะต้องมีค่าใช้จ่าย 2 ส่วน คือ ค่าเช่ารถที่ต้องจ่ายทุกเดือนไม่ว่าจะมีการใช้รถหรือไม่ก็ตาม เฉกเช่นเดียวกับค่า AP ของโรงไฟฟ้า

ส่วนค่าน้ำมันจะจ่ายมากหรือน้อยขึ้นอยู่กับระยะทางการใช้งาน เปรียบได้กับค่าพลังงานไฟฟ้า หรือค่า EP (Energy Payment) เป็นค่าเชื้อเพลิงที่โรงไฟฟ้าเอกชนจะได้รับก็ต่อเมื่อศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าสั่งการให้โรงไฟฟ้าเดินเครื่องผลิตพลังงานไฟฟ้าเท่านั้น

ส่วนการวางแผนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศจำเป็นต้องมีมากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าเพื่อรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจและจ่ายไฟฟ้าหากเกิดกรณีต่าง ๆ เช่น โรงไฟฟ้าหรือระบบส่งขัดข้อง การขัดข้องด้านการส่งเชื้อเพลิง ซึ่งเป็นการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าล่วงหน้า แต่ในช่วงเกือบ 3 ปีที่ผ่านมาของการแพร่ระบาดของเชื้อโควิด-19 และปัญหาเศรษฐกิจถดถอยทั่วโลก ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ตามแผน PDP2018 Rev.1 ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่ากรณีปกติ

โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จึงได้แต่งตั้งคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศเพื่อพิจารณาแนวทางในการบริหารกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้อยู่ในระดับเหมาะสม ตลอดจนเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศได้อย่างมีประสิทธิภาพและไม่เป็นภาระต่อประชาชน

“ภาระค่าเชื้อเพลิง 83,010 ล้านบาท เป็นต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการผลิตไฟฟ้าในช่วงที่ผ่านมา และที่เกิดจากส่วนต่างการพยุงค่าเอฟทีเพื่อบรรเทาค่าใช้จ่ายของประชาชนนั้น ไม่ได้เกิดจากการที่ กฟผ.รับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน แต่เป็นผลกระทบมาจากหลายปัจจัย อาทิ ความขัดแย้งระหว่างรัสเซียกับยูเครนทำให้ราคาเชื้อเพลิงสูงขึ้น ปริมาณก๊าซอ่าวไทยลดลงจึงต้องเพิ่มสัดส่วนการนำเข้า LNG ราคาสูงจากต่างประเทศ อัตราแลกเปลี่ยนอ่อนค่า “

ทั้งนี้ การปรับเพิ่มค่าเอฟทีในงวดเดือนกันยายน-ธันวาคม 2565 ยังอยู่ระหว่างการพิจารณาของ กกพ. และเปิดรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในช่วงนี้