สำรวจสูตรหั่นค่าไฟเหลือ 3.70 บาทของทักษิณ คิดอย่างไร ใช่การลดอย่างยั่งยืนหรือไม่ ?

ที่มาของภาพ, Getty Photos

13 มกราคม 2025, 18:49 +07

คำประกาศลดค่าไฟฟ้าลงเหลือ 3.70 บาทต่อหน่วยของนายทักษิณ ชินวัตร ด้านหนึ่งอาจถูกมองว่าเป็นเกมกระตุกเก้าอี้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจากพรรคร่วมรัฐบาล ทว่าตัวเลขดังกล่าว สะท้อนประเด็นน่าสนใจถึงโครงสร้างราคาค่าไฟของประเทศไทยที่ส่งผลต่อความเดือดร้อนของประชาชนมาเป็นเวลานาน

นายทักษิณ ชินวัตร อดีตนายกรัฐมนตรี ขึ้นเวทีหาเสียงการเลือกตั้งนายกองค์การบริหารส่วนจังหวัดเชียงราย เมื่อ 5 ม.ค. โดยประกาศลดค่าไฟให้เหลือหน่วยละ 3.70 บาท จากราคาปัจจุบันซึ่งอยู่ที่ 4.15 บาทต่อหน่วย

“ไฟฟ้าปีนี้ จะต้องเอาลงให้เห็นเลขสาม วันนี้มัน 4 บาทกว่าแล้ว ใจผมอยากให้เอาลงเหลือ 3.50 แต่ดูแล้วน่าจะได้ประมาณ 3.70 นี่ง่าย ๆ น่าจะได้อยู่ กำลังให้เขาช่วยกันทุบอยู่ เพราะเวลานี้ไฟฟ้าฝ่ายผลิต ก็เป็นองค์กรผลิตไฟขาย ก็เอาเปอร์เซ็นต์ไว้ส่วนหนึ่ง ไฟฟ้านครหลวง ไฟฟ้าภูมิภาคก็เอาไว้ส่วนหนึ่ง เอกชนก็เอาไว้ส่วนหนึ่ง ผลสุดท้ายชาวบ้านตาย เพราะฉะนั้นก็เลยบอกว่าต้องแก้” บิดาของนายกรัฐมนตรี แพทองธาร ชินวัตร กล่าว เมื่อ 5 ม.ค. 2568

นายทักษิณ ให้สัมภาษณ์หลังปราศรัยด้วยว่า ได้หารือกับนายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อหาทางช่วยกัน โดยเห็นว่ารีดไขมันเพื่อลดค่าไฟฟ้าได้อีก

4.15 บาทต่อหน่วยเป็นค่าไฟฟ้าของงวดเดือน ม.ค.-เม.ย. 2568 ตามมติของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่คำนวณโดยยืดหนี้ที่รัฐต้องจ่ายคืนการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ออกไป ซึ่งปัจจุบันยังคงค้างจ่ายมากกว่า 85,226 ล้านบาท

Skip เรื่องแนะนำ and proceed discovering outเรื่องแนะนำ

Cease of เรื่องแนะนำ

เรื่องค่าไฟฟ้า 3.70 บาท หากปรับลดจริงเป็นการคำนวณจากอะไร และจะเป็นการช่วยค่าใช้จ่ายของประชาชน แต่ผลักภาระไว้ในอนาคตหรือไม่ .สำรวจแง่มุมต่าง ๆ ต่อเรื่องนี้

ที่มาของภาพ, กองโฆษก พรรคเพื่อไทย

ลดค่าไฟฟ้าเหลือ 3.70 บาท/หน่วย คิดจากอะไร

ค่าไฟฟ้างวดปัจจุบัน (เดือน ม.ค.-เม.ย. 2568) 4.15 บาท/หน่วย เป็นมติของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ที่ลดจากมติตั้งต้นจาก 4.18 บาท/หน่วย โดยเป็นอัตราที่คำนวณรวมเอาการชำระคืนต้นทุนคงค้างให้กับ กฟผ. ไว้ 15,094 ล้านบาท และจะทำให้ ณ สิ้นสุดเดือน เม.ย. ยังมีหนี้ส่วนนี้อยู่ที่ 85,226 ล้านบาท

การคำนวณค่าไฟฟ้าแต่ละรอบ กกพ.จะเปิดรับฟังความคิดเห็น โดยแต่ละครั้งจะมีแนวทางออกมา 3 แนวทาง แต่หากจะคำนวณโดยยึดตัวเลขที่จ่ายคืนหนี้ต่อรัฐวิสาหกิจทั้งหมด ค่าไฟฟ้าอาจสูงถึง 5.26-5.49 บาท/หน่วย ซึ่งมติของ กกพ. แต่ละครั้งได้ตรึงค่าไฟเอาไว้

ดังนั้น ค่าไฟงวดปัจจุบันจึงยังไม่ได้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง เพราะยังมีส่วนการชำระคืนค่าต้นทุนคงค้างให้ กฟผ. ราว 15,000 ล้านบาท และค่าส่วนต่างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับภาคไฟฟ้าของรัฐวิสาหกิจที่ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ (กฟผ. และ ปตท.) อีกประมาณ 85,000 ล้านบาท

การลดค่าไฟฟ้าจากเดิม 4.15 บาท เป็น 3.70 บาท ตามคำประกาศของนายทักษิณ จึงหมายถึงรัฐจะต้องหาวิธีการตัดค่าใช้จ่ายต่าง ๆ ที่อยู่ในโครงสร้างค่าไฟไป 0.forty five บาท ตามรายงานของกรุงเทพธุรกิจ อ้างแหล่งข่าวในรัฐบาลโดยระบุแนวทางการลดค่าไฟไว้ 4 แนวทาง

1. ค่าแอดเดอร์ (Adder) หรือส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ในปี 2568 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (Runt Energy Producers – SPPs) จะทยอยหมดสัญญา กรณีไม่ต่อสัญญาจะช่วยลดค่าไฟฟ้าได้ 0.15-0.20 บาท/หน่วย

2. ยืดเวลาจ่ายคืนหนี้ให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)

3. ยืดเวลาจ่ายส่วนต่างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับภาคไฟฟ้าของรัฐวิสาหกิจระหว่าง กฟผ. และ ปตท.

4. ขอความร่วมมือโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ (Self reliant Energy Producers – IPPs) และโรงไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPPs) ให้ลดกำไร ช่วยลดค่าไฟฟ้าลง 0.05 บาท

นักวิชาการทีดีอาร์ไอชี้ทำได้ แต่มีหลายส่วนได้รับผลกระทบ

จากทัศนะของ ดร.อารีพร อัศวินพงศ์พันธ์ นักวิชาการด้านนโยบายพลังงานจากสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทยหรือทีดีอาร์ไอ กล่าวกับ.ว่า ค่าไฟฟ้า 3.70 บาท/หน่วย หากมองในแง่ว่าเมื่อเป็นนโยบายของรัฐบาล การลดค่าไฟฟ้าก็สามารถทำได้ แต่ทั้งนี้ การลดลงมา forty five สตางค์จะมีผลกระทบต่อหลายส่วน

นักวิชาการจากทีดีอาร์ไอระบุว่า จากการคำนวณการลดค่าไฟฟ้า ความเป็นไปได้มากที่สุดน่าจะอยู่ที่ 3.80 บาท โดยหากให้ประเมินวิธีที่รัฐบาลอาจหยิบยกมาดำเนินการ อาจเป็นได้ 4 แนวทาง ได้แก่

1. ยืดหนี้ส่วนภาระต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าของ กฟผ. หรือค่าส่วนต่างราคาก๊าซธรรมชาติของรัฐวิสาหกิจระหว่าง กฟผ. และ ปตท. จำนวน 15,000 ล้านบาท หากตัดส่วนนี้จะลดค่าไฟลง 23 สตางค์

2. ค่าแอดเดอร์ (Adder) หรือส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โครงการนี้เริ่มมาตั้งแต่ปี 2550 ผลิตไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2564 และโครงการสุดท้ายจะหมดสัญญาในปี 2570 แต่ส่วนของโครงการที่จะหมดอายุในปี 2568 คิดเป็นค่าไฟฟ้าได้ราว 17 สตางค์ ดร.อารีพร กล่าวว่า การลดในส่วนนี้อาจเฉลี่ยเป็นรายไตรมาส ไตรมาสละ 5 สตางค์ เนื่องจากโรงไฟฟ้าแต่ละสัญญาจะหมดอายุสัญญาไม่พร้อมกัน

ตามคำอธิบายของ ดร.อารีพร ค่าแอดเดอร์คือส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ยกตัวอย่างเช่น ราคาไฟฟ้าจากเดิม 3 บาท รัฐอยากให้เอกชนช่วยผลิตไฟฟ้า จึงให้ค่าแอดเดอร์ส่วนต่างเพิ่มอีก 2 บาท เป็น 5 บาท

ที่มาของภาพ, Getty Photos

3. เงินส่งคืนจากการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผน (Claw Encourage) ส่วนนี้คือค่าใช้จ่ายที่อยู่ในแผนการลงทุนของหน่วยงานการไฟฟ้า แต่ยังไม่ได้มีการก่อสร้างจริง เช่น การลงทุนค่าสายส่งไฟฟ้าที่รัฐวิสาหกิจด้านไฟฟ้ายื่นขอเงินลงทุนจากภาครัฐเพื่อขอให้รัฐอนุมัติว่าจะอยู่ในส่วนของค่าไฟ ส่วนนี้ กกพ. มีสิทธิขอคืนได้ หากยังไม่มีการลงทุนจริงและต้องการลดภาระค่าไฟให้กับประชาชน

4. ปรับลดงบประมาณของการไฟฟ้าในโครงการบางส่วนในด้านการบริหารจัดการหรือซ่อมบำรุง

อย่างไรก็ตาม จากวิธีการข้างต้น ดร.อารีพร ไม่เห็นด้วยในหลายแนวทาง ทั้งวิธีการยืดหนี้ส่วนต่างค่าก๊าซออกไป เพราะจะยิ่งทำให้เกิดภาระทางดอกเบี้ยสูง โดยเฉพาะอย่างยิ่งในสถานการณ์ปัจจุบันที่ไทยนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณมากและนำเข้ามาในราคาที่สูง หรือแนวทางไปปรับลดงบประมาณด้านการบริหารจัดการไฟฟ้าก็ไม่เห็นด้วยเช่นกัน เพราะจะส่งผลกระทบต่อคุณภาพการบริหารจัดการ หากระบบการจัดส่งไฟฟ้าไม่มีเสถียรภาพ อาจจะกระทบต่อเศรษฐกิจของประเทศอีกทอดหนึ่ง

“3.80 บาท น่าจะเป็นไปได้ แต่ 3.70 บาท น่าจะมีคนเจ็บเยอะ หากอยากจะลดจริง ๆ การพิจารณาค่าแอดเดอร์เป็นส่วนที่ทำได้ ส่วนค่า Claw Encourage ต่าง ๆ ของโครงการที่อยู่ในแผนการลงทุน แต่ยังไม่มีการลงทุน อาจจะชะลอการลงทุนไปเล็กน้อย เพื่อลดภาระค่าใช้จ่ายค่าไฟฟ้าของประชาชน” ดร.อารีพร กล่าว

เปิดข้อเสนอปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าแบบยั่งยืน

ดร.อารีพร ชี้ว่าในการปรับอัตราค่าไฟฟ้า การยืดหนี้ (แนวทางที่ 1) เป็นวิธีการที่ง่ายที่สุด แต่เป็นวิธีการที่จะยิ่งเพิ่มภาระดอกเบี้ยให้กับหนี้ที่อย่างไรรัฐก็ต้องจ่ายคืน โดยหากคำนวณค่าไฟฟ้าโดยรวมค่าใช้จ่ายที่รัฐต้องชดเชยต้นทุนคงค้างให้กับ กฟผ. และค่าส่วนต่างราคาก๊าซ จะทำให้ราคาค่าไฟฟ้าพุ่งไปที่ 5.seventy 9 จนถึงเกือบ 6 บาท ซึ่งนี่คือราคาจากต้นทุนจริง แต่ว่าไม่ใช่ต้นทุนที่ควรจะเป็น

นักวิชาการด้านนโยบายพลังงานจากทีดีอาร์ไอ ชี้ว่าการทำให้ราคาค่าไฟฟ้าปรับลดอย่างยั่งยืนต้องมีการปรับโครงสร้างราคาค่าไฟ ซึ่งส่วนหลักคือการปรับต้นทุนระบบการผลิตไฟฟ้าหรือต้นทุนจากเชื้อเพลิงที่นำมาผลิตไฟฟ้า ซึ่งคิดเป็นประมาณ 60% ของราคาค่าไฟ

ดร.อารีพร อธิบายว่า ปัจจุบันระบบการผลิตไฟฟ้าใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติจาก 3 แหล่ง ได้แก่ ก๊าซจากอ่าวไทย เมียนมา และการนำเข้าจากประเทศอื่น ๆ แต่ด้วยก๊าซในอ่าวไทยมีปริมาณน้อยลง ทำให้ต้องมีการนำเข้าในปริมาณที่สูงขึ้น แม้มีบางช่วงที่ราคาถูก แต่ก็ไม่ถูกเท่าก๊าซจากอ่าวไทย ที่ผ่านมา มีการนำระบบให้โรงแยกก๊าซร่วมหารต้นทุนก๊าซ หรือ Pool gasoline ร่วมกันระหว่างก๊าซที่ใช้ผลิตไฟฟ้าและก๊าซสำหรับภาคการผลิตปิโตรเคมี ทำให้สามารถลดสัดส่วนของค่าไฟฟ้าได้ถึง 30 สตางค์ จึงเห็นว่าการดำเนินนโยบายนี้ในระยะยาวจะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าได้

ที่มาของภาพ, Getty Photos

นักวิชาการทีดีอาร์ไอ เสนอด้วยว่า รัฐควรเปิดเสรีการนำเข้าก๊าซขึ้นอีกขั้น จากปัจจุบันที่เปิดให้ผู้นำเข้าในปริมาณที่ได้รับการจัดสรรในราคาที่ต่ำกว่าหรือเท่ากับราคาเพดาน ควรเปิดเสรีในระยะที่สาม เพื่อให้การนำเข้าสะท้อนการแข่งขันทางด้านราคา

“เปิดแข่งขันในการนำเข้าแล้ว แต่ยังไม่เปิดการแข่งขันในด้านราคา เพราะฉะนั้น ในขั้นต่อมาอยากเสนอให้เปิดแข่งขันทางด้านราคาด้วย” ดร.อารีพร กล่าว “ชิปเปอร์ [ผู้นำเข้า] ที่นำเข้าได้ในราคาที่ถูกที่สุด ควรจะนำเข้าได้มากที่สุด มันจะทำให้ต้นทุนในการนำเข้าก๊าซเพื่อการผลิตไฟฟ้าถูกลง”

นอกจากนี้ ในต้นทุนที่อยู่ในค่าไฟ ยังมีค่าผ่านท่อก๊าซที่ตามอายุการใช้งานจะอยู่ที่ 40 ปี ตอนนี้มีหลายท่อจะหมดอายุหรือหมดอายุไปแล้ว แต่ยังมีการลงทุนเพิ่มเติมให้ยังใช้งานได้อยู่ ดร.อารีพร เสนอว่าควรพิจารณาการลงทุนในส่วนนี้ว่าควรนำมาคิดต่ออายุโครงการท่อก๊าซเพื่อหักค่าเสื่อมหรือไม่ เพราะอาจจะเป็นการยืดอายุโดยไม่จำเป็น ซึ่งค่าใช้จ่ายดังกล่าวถือเป็นส่วนหนึ่งที่อยู่ในต้นทุนค่าไฟ

เช่นเดียวกับท่อก๊าซและการลงทุนในโครงสร้างของท่อก๊าซ โครงการไหนที่ยังไม่มีการนำมาใช้จริง ๆ ก็ไม่ควรมาคิดในรอบของการคิดต้นทุนราคาค่าไฟ

“ตอนนี้ในทางบัญชี ถ้ามีแผนแล้วสามารถนำแผนมาคิดเป็นการลงทุนและนำมาเป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟได้ แต่หลักการที่ควรจะเป็นสำหรับโครงสร้างพื้นฐานของประเทศ โครงการไหนที่มีการลงทุนไปแล้ว แต่ยังไม่มีการนำมาใช้จริง ก็ไม่ควรจะนำต้นทุนส่วนนั้นมาคิดค่าไฟ สิ่งนี้สามารถทำได้ ถึงแม้ว่าจะไม่เยอะ”

แนะรัฐทบทวนสัญญาค่าความพร้อมจ่ายไฟฟ้ากับเอกชน

ดร.อารีพร ชี้ด้วยว่าค่าใช้จ่ายที่สำคัญรองลงมาจากค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้า ซึ่งถือเป็นส่วนหนึ่งของต้นทุนค่าไฟฟ้าด้วยคือ ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Funds – AP) ซึ่งหมายถึงเงินที่รัฐจ่ายให้กับโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPPs) ทั้งของรัฐและเอกชนที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในระยะยาวกับ กฟผ. โดยถึงแม้ว่าจะไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าก็จะได้เงินชดชาย ซึ่งเรียกการทำสัญญารูปแบบนี้ว่า คอสต์พลัส (Worth plus) ที่ผู้ขายไม่มีทางขาดทุน

“เรามีโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้เดินเครื่องอยู่จำนวนมาก จากโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPPs) ที่มีอยู่ในไทย 13 โรง มีโรงไฟฟ้า 7 โรงที่ไม่ได้เดินเครื่อง ทำให้เฉพาะปีนี้ปีเดียวรัฐเสียค่าความพร้อมจ่ายไปแล้ว 2,500 ล้านบาท และค่าความพร้อมจ่ายก็คือส่วนหนึ่งของค่าไฟ”

นักวิชาการด้านพลังงานเสนอว่า รัฐไม่ควรมีการเซ็นสัญญาลักษณะนี้เพิ่มเติม ส่วนสัญญาในอนาคตควรพิจารณาปรับเปลี่ยนโดยอาจให้ผู้ผลิตหรือเจ้าของโรงไฟฟ้าเข้ามามีส่วนร่วมรับผิดชอบต้นทุน ค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าด้วย ตรงนี้จะช่วยลดค่าความพร้อมจ่ายได้

“เสนอว่าไม่ควรมีการทำสัญญาซื้อขายระยะยาวอีก โดยเฉพาะเชื้อเพลิงฟอสซิล แต่ถ้าต้องมีการทำ ควรให้มีการทบทวนสัญญาค่าความพร้อมจ่าย ให้ผู้ผลิตหรือโรงไฟฟ้าเข้ามามีส่วนร่วมในค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า ตรงนี้คือการปรับโครงสร้างที่สามารถทำให้ค่าไฟถูกลง และเป็นการทำให้ค่าไฟถูกลงอย่างมีเหตุผล ไม่ใช่ถูกลงแบบยืดหนี้ ตรงนี้จะช่วยในเรื่องภาระต้นทุนของ กฟผ. ที่รัฐเป็นหนี้ได้”

ที่มาของภาพ, EGAT

.คำนวณค่าใช้จ่ายประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ปี 2567 เฉพาะส่วนของโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ (IPPs) ที่มีอยู่ในไทย 13 แห่ง ดังที่ปรากฏบนเว็บไซต์ กฟผ. พบว่าตลอดทั้งปีรัฐจ่ายค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า IPPs ทั้งสิ้นกว่า 185,300 ล้านบาท ทว่าในจำนวนนี้เป็นการจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้กับโรงไฟฟ้า 7 แห่ง ที่ไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้า เป็นค่าใช้จ่ายทั้งสิ้น 20,863 ล้านบาท โดยในจำนวนนี้มี 4 แห่งที่ไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าแม้แต่เดือนเดียว ได้แก่ บริษัท โกลบอล เพาเวอร์ ซินเนอร์ยี่ จำกัด (GPSC), บริษัท โกลว์ ไอพีพี จำกัด (GLOW IPP), บริษัท กัลฟ์ เพาเวอร์ จำกัด (GPG) และบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จำกัด (RPCL)

ขณะที่อีก 3 แห่ง เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าไม่ตลอดปี โดยพบว่าผลิตไฟฟ้าตั้งแต่ 9-10 เดือน

ส่วนช่วง 4 เดือนแรกของปี 2568 (ม.ค.-เม.ย.) ประมาณการว่าจะมี 5 โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ ไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเลยตลอดช่วง 4 เดือนนี้ แต่ได้รับค่าความพร้อมจ่าย รวมเป็นเงินสูงถึง 8,023.33 ล้านบาท หรือคิดเป็น 11.7% ของงบการซื้อไฟฟ้าช่วง 4 เดือนแรกของปีทั้งสิ้น 68,449.88 ล้านบาท

สำหรับค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าและค่าความพร้อมจ่าย ถือเป็นส่วนหนึ่งที่อยู่ในโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้า โดยมีสัดส่วนรวมกันอยู่ที่ 15-18% ตามการให้ข้อมูลของนักวิชาการทีดีอาร์ไอ

ทำไมการปรับค่าไฟอย่างยั่งยืนจึงเกิดขึ้นได้ยากในไทย

แม้ความพยายามปรับเปลี่ยนโครงสร้างจะเริ่มดำเนินการบ้างแล้วอย่างระบบการหารร่วมต้นทุนผลิตก๊าซ (Pool gasoline) แต่ ดร.อารีพร เห็นว่า เหตุที่ยังไม่เห็นความชัดเจนเรื่องการปรับในเชิงโครงสร้าง เพราะมีผู้ได้รับผลกระทบจำนวนมาก อย่างเช่นโรงไฟฟ้าที่อยู่ในระบบ และผู้ที่ได้รับผลกระทบไม่มั่นใจว่าจะได้อะไรชดเชย อย่างเช่น การยกเลิกสัญญาค่าความพร้อมจ่ายระยะยาว

“เพราะมีคนที่ได้รับประโยชน์แต่กำลังจะเสียประโยชน์ แม้มีการปรับโครงสร้างเรื่องนี้อยู่บ้าง แต่ว่ายังไม่ถึงจุดที่เห็นผล” ดร.อารีพร กล่าว พร้อมบอกว่า การปฏิรูปด้านอื่น ๆ อย่างค่าความพร้อมจ่าย การเปิดเสรีก๊าซธรรมชาติให้มีการแข่งขันด้านราคา ยังไม่เห็นผลชัดเจน และคาดว่าต้องใช้เวลาเพื่อให้เกิดความพร้อม

“จริง ๆ แล้วค่าไฟถูกลงเป็นสิ่งที่ดี เพราะช่วยลดภาระของประชาชน แต่หากถูกลงแล้ว ถูกลงวันนี้ แต่แพงวันหน้าหรือเปล่า อันนี้เป็นสิ่งที่กังวล… ยืดหนี้วันนี้ อนาคตก็ต้องจ่าย แต่ถ้าไปปรับตรงค่าแอดเดอร์ มันเป็นสิ่งที่ในอนาคตมันต้องหมดไปอยู่แล้ว ส่วนการลงทุนโครงสร้างใหม่ ๆ บางทีเราชะลอได้ก็ชะลอ” ดร.อารีพร ระบุ

ที่มาของภาพ, AFP

เปิดข้อเสนอลดต้นทุนค่าไฟฟ้าจากภาคประชาสังคม

ก่อนหน้านี้ สภาผู้บริโภคมีข้อเสนอเรื่องการกำหนดนโยบายด้านพลังงานของประเทศไปยัง คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี เมื่อเดือน ก.ค. 2567 สาระสำคัญคือขอให้รัฐดำเนินนโยบายลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าด้วยข้อเสนอหลายประการ ได้แก่

• ชะลอหรือยุติการลงนามในสัญญารับซื้อไฟฟ้า (Energy Buy Settlement – PPA) จากโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด โดยเฉพาะอย่างยิ่งโรงไฟฟ้าที่ต้องใช้พลังงานฟอสซิลซึ่งมีแนวโน้มราคาแพงในอนาคต และไม่ตอบโจทย์การที่ประเทศไทยจะมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน

• ชะลอหรือยุติการดำเนินงานใด ๆ ที่ไม่เป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยปี 256-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จนกว่าแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2567-2580 (แผน PDP 2024) จะประกาศใช้

• ปรับโครงสร้างค่าความพร้อมจ่าย (AP) และค่าซื้อไฟฟ้า (CP) จากโรงไฟฟ้าเอกชน โดยให้เปิดการเจรจาเพื่อลดค่าความพร้อมจ่ายลงสำหรับโรงไฟฟ้าที่อายุใกล้ครบสัญญา และยืดการจ่ายค่าพร้อมจ่ายออกไปหรือยกเลิกค่าความพร้อมจ่ายสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่

• ปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่คิดกับกลุ่มปิโตรเคมีและการผลิตไฟฟ้าใหม่ โดยกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LPG) จากโรงแยกก๊าซที่มาจากก๊าซในอ่าวไทย เพื่อขายให้กลุ่มปิโตรเคมี เป็นราคาตลาดโลก และให้รายได้ส่วนเพิ่มจากการขายนี้นำส่งเข้ากองทุนน้ำมันเพื่อใช้ในการอุดหนุนก๊าซหุงต้มในประเทศ และลดค่าเชื้อเพลิงที่โรงแยกก๊าซขายให้แก่ กฟผ. เป็นรายแรก