ในต้นสัปดาห์ที่ผ่านมา น.ส.อารีพร อัศวินพงศ์พันธ์ นักวิชาการ สถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ได้กล่าวในหัวข้อ ทำอย่างไรให้ “ค่าไฟ” เป็น “ค่าแฟร์” ในงานสัมมนา PDP 2025(24) ความเงียบราคาค่าไฟแพงกับการลงทุนที่ประชาชนไม่มีเสียง
โดยเห็นว่า ในระหว่างการร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของไทย (Power Development Plan : PDP) ฉบับใหม่ หรือ PDP 2025(2024) ซึ่งผ่านการเปิดรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้องมากว่า 10 เดือนแล้วนั้น โดยในระหว่างที่รอแผน PDP ฉบับใหม่ รัฐบาลได้ใช้วิธีการ “ตรึงราคาค่าไฟฟ้า” ก็ได้ส่งผลกระทบหลายด้าน โดยเฉพาะอย่างยิ่ง เกิดปัญหา “สภาพคล่อง” ของ กฟผ.ที่แบกรับภาระต้นทุนส่วนต่างของค่า Ft ที่เกิดขึ้นจนกระทั่งทุกวันนี้ ซึ่งมีผลต่อการคำนวณค่า Ft ในแต่ละงวดมาโดยตลอด
โดย น.ส.อารีพรจึงได้เสนอให้ “เขย่า” โครงสร้างค่าไฟในการจัดทำแผน PDP ที่กำลังดำเนินการอยู่ในขณะนี้ ด้วยการให้ความสำคัญในการ “ปฏิรูปต้นทุน” ค่าไฟตามห่วงโซ่อุปทาน เพื่อให้ได้ค่าไฟที่เป็นค่าแฟร์ หรือความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายจากโจทย์ค่าไฟฟ้าปัจจุบันที่ 4.15 บาท/หน่วยต้นทุนค่าไฟฟ้านั้น ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 3.13 บาท หรือคิดเป็น 80% ของต้นทุนทั้งหมด ต้นทุนของระบบการจัดส่ง 0.24 บาท หรือคิดเป็น 5% และต้นทุนระบบจัดจำหน่าย 0.54 บาท หรือคิดเป็น 13% ค่า Ft 0.06 บาท หรือคิดเป็น 1%
ซึ่งจะเห็นว่า ต้นทุนส่วนใหญ่จะมาจากเชื้อเพลิง ค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า “ภาครัฐจำเป็นจะต้องเร่งเข้าไปพิจารณาเพื่อปรับส่วนที่เป็นต้นทุนของระบบการผลิตอย่างไร เพื่อให้เป็นค่าไฟฟ้าที่เป็นค่าแฟร์” น.ส.อารีพรกล่าว
ทั้งนี้ต้นทุนระบบการผลิตไฟฟ้าที่ปรับได้จะมีอยู่ 3 ส่วนคือ 1) โครงสร้างราคาก๊าซ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าที่สำคัญที่สุด (Pool Gas) จะต้องสะท้อนการแข่งขันการนำเข้าก๊าซ LNG ที่เป็นธรรม จากปัจจุบันราคา Pool Price คำนวณราคา Pool จากผู้นำเข้า LNG ที่ได้รับอนุญาต (Shipper) เสนอเข้ามา ไม่ได้พิจารณาจาก Shipper ที่เสนอราคา LNG ถูกที่สุด
2) การคิดค่าผ่านท่อและค่าแปรสภาพปัจจุบันยังไม่สะท้อนต้นทุนใช้งานที่แท้จริง โดยมีปัจจัยที่จะส่งผลต่อการคำนวณ “ต้นทุน” ค่าผ่านท่อก๊าซ ได้แก่ ผลตอบแทนจากเงินลงทุนจะต้องคิดจากท่อก๊าซที่มีการใช้งานอยู่แล้วเท่านั้น อายุโครงการที่มีการลงทุนยังคงมีการบันทึกค่าเสื่อมราคา แม้ว่าท่อก๊าซเส้นนั้นจะใช้งานมานานจนคืนทุนไปแล้ว
และระบบการจองท่อ (TSO Code) ยังมีการจองท่อจาก Shipper ที่อาจไม่ได้ถูกใช้งานจริง
นอกจากนี้ในอนาคตจะมีการก่อสร้าง LNG Terminal 3 ปริมาณจัดเก็บก๊าซ 500,000 ลบ.ม. เพื่อรองรับโครงสร้างพื้นฐานในการนำเข้าก๊าซ LNG ที่จะเพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่มี LNG Terminal 1-2 ใช้งานอยู่แล้ว โดยการก่อสร้าง LNG Terminal 3 จะมีต้นทุนในการก่อสร้างสูงถึง 48,000 ล้านบาท ซึ่งต้นทุนจำนวนนี้จะต้องถูกส่งผ่านมายังการคำนวณค่าไฟฟ้าในอนาคตด้วย
จ่ายค่า AP เดือนละ 2,500 ล.
และ 3) ค่าความพร้อมจ่าย (AP) ที่ผ่านมาจากการคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ “สูงเกินจริง” ไปมาก จนทำให้สำรองไฟฟ้าของประเทศมีมากกว่า 37% จากที่ควรอยู่ที่ 16% เมื่อคาดการณ์ผิดก็จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเข้ามาในระบบเพิ่มมากขึ้น โดยที่โรงไฟฟ้าเหล่านั้น “ไม่ได้ถูกสั่งให้เกินเครื่องผลิตไฟฟ้า แต่ กฟผ.ต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่าย (AP)” ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
โดยในปี 2567 ปรากฏมีโรงไฟฟ้าที่ไม่ถูกสั่งให้เดินเครื่องถึง 5 โรง ได้แก่ โรงไฟฟ้า จ.สระบุรี, โรงไฟฟ้า จ.พระนครศรีอยุธยา,โรงไฟฟ้า จ.ราชบุรี, โรงไฟฟ้า จ.ชลบุรี และโรงไฟฟ้า จ.ระยอง ต้องเสียค่าความพร้อมจ่าย (AP) เดือนละ 2,500 ล้านบาท
และหากจ่ายค่าความพร้อมจ่ายตามจริงก็จะสามารถลดค่าไฟฟ้าลงได้ 34 สตางค์/หน่วย (ถ้าจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนเท่ากับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ.ซื้อเท่านั้น จะสามารถประหยัดเงินได้มากถึง 55,042 ล้านบาท)
ดังนั้น “ค่าความพร้อมจ่าย (AP)” จึงนับเป็นต้นทุนของระบบการผลิตไฟฟ้าที่สูงมาก ซึ่ง น.ส.อารีพรได้เสนอให้ “ยกเลิก” การสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ที่ไม่จำเป็น หรือปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟระยะยาวให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับผิดชอบต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และต้องเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้ลดค่า AP ในแต่ละงวดลง โดยอาจใช้วิธี “ยืดอายุ” สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวขึ้น
อนาคตของแผน PDP
อย่างไรก็ตาม อนาคตของแผน PDP 2025(2024) นั้น น.ส.อารีพรได้ตั้งข้อสังเกตว่า จากเป้าหมายในปี 2037 ประเทศไทยจะมีสัดส่วนของไฟฟ้าพลังงานสะอาดเพิ่มขึ้นถึง 51% จากแผน PDP ปี 2018 R.1 ที่มีสัดส่วนแค่ 36% เพื่อที่จะบรรลุความเป็นกลางทางคาร์บอนด้านพลังงานสะอาดหรือ Carbon Neutrality ในปี 2050 ที่ 74% แต่สะท้อนความเป็นจริงเมื่อดูสัดส่วนพลังงานสะอาดปัจจุบันที่มีเพียง 10% เท่านั้น แต่เมื่อดูความต้องการการใช้พลังงานสะอาดในปี 2030 ที่ 40% และมองว่า “เป้าหมายที่อยู่ในแผนนั้นช้าไปหรือไม่”
นั่นหมายถึง การรั้งประเทศไทยให้เข้าสู่ไฟฟ้าพลังงานสะอาด จาก 3 เหตุผลคือ 1) คาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงเกินจริง 2) ประเมินประสิทธิภาพของ Energy Technology ต่ำเกินไป โดยเฉพาะเทคโนโลยีที่ผลิตโรงไฟฟ้าพลังงานสะอาดแสงอาทิตย์ เห็นได้จากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ลงถึง 87% และต้นทุนการกักเก็บพลังงานถึง 85% ทั้งยังพบว่า ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่อหน่วยสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่เป็นโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์
คาดการณ์ว่า ปี 2030 จากปี 2023 จะถูกลงถึง 27% รวมไปถึงโรงไฟฟ้าอื่น ๆ ก็มีแนวโน้มลดลงด้วย แต่ก็ยังมีข้อกังวลถึงเทคโนโลยีการกักเก็บและสมาร์ทกริด และ 3) การยึดติดกับระบบผู้ซื้อรายเดียว (Enhanced Single Buyer) ทำให้กิจการไฟฟ้าประเทศไทยมีผู้ผลิตน้อยราย ราคาค่าไฟไม่เป็นตามกลไกตลาด และยังไม่สนับสนุนการมีส่วนร่วมของภาคเอกชนและภาคประชาชนในการเร่งการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาด จะเห็นว่า “ไม่มีการพูดถึงโซลาร์ภาคประชาชนเลย”
ต่อคำถามที่ว่า หากร่างแผน PDP 2025(2024) ยังไม่มีการปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมตามข้อเสนอแนะข้างต้น ในประเด็นนี้ น.ส.อารีพรเห็นว่า จะนำไปสู่ปัญหาและกระทบต่อ “สมดุลพลังงาน” ซึ่งจะมีผลต่อต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าที่ไม่จำเป็น การตั้งเป้าไฟฟ้าพลังงานสะอาดที่ต่ำเกินไป รวมไปถึงการขาดการมีส่วนร่วมของประชาชน “และเพื่อให้มีการสร้างสมดุลของพลังงาน จึงควรที่จะมีการพิจารณาร่างแผน PDP ตั้งแต่กระดุมเม็ดแรกให้ถูก ด้วยการปรับความต้องการใช้ไฟฟ้าใหม่ ชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่ม ปรับบทบาทโรงไฟฟ้าก๊าซ
และที่สำคัญก็คือ การเปิดรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วน เพื่อให้ได้แผน PDP ที่ดีและตอบโจทย์ความต้องการของประเทศ ไม่ใช่หน่วยงานใดหน่วยงานหนึ่ง”