ทำไมค่าไฟยังแพง? คำถามนี้ยังคงเป็นที่กังขาในสังคมไทย โดยตั้งประเด็นความโปร่งใสของโครงสร้างราคาและสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และสัญญาซื้อขายไฟ
ข้อมูลจากสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชี้ว่า ค่าไฟแพงมาจากต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าที่แพงขึ้น โดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการ ทำให้ต้องนำเข้าก๊าซที่มีราคาสูงกว่า และเชื้อเพลิงถือเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเกินครึ่ง
ประเด็นค่าความพร้อมจ่าย (AP) ที่ถูกกล่าวหาว่าเป็นสาเหตุของค่าไฟแพงนั้น จากข้อมูลโครงสร้างต้นทุนค่าไฟพบว่า ค่า AP อยู่ที่ 70-80 สตางค์ต่อหน่วยมาโดยตลอด ซึ่งน้อยมากเมื่อเทียบกับค่าเชื้อเพลิงที่สูงถึง 2 – 3 บาทต่อหน่วย ดังนั้น ค่า AP จึงไม่ใช่ตัวการหลักที่ทำให้ค่าไฟแพง
ส่วนค่า Adder และ FiT ในโครงสร้างต้นทุนค่าไฟฟ้าก็อยู่ที่ 17 สตางค์ต่อหน่วย และมีแนวโน้มลดลงเรื่อยๆ จาก ค่า Adder ที่ทยอยหมดอายุ
สำหรับประเด็น เรื่องการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาตินั้น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2568 รับทราบผลศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และความคืบหน้าแนวทางการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่และมอบให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการหารือกับหน่วยงานและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียที่เกี่ยวข้อง อาทิ สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) , บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน), กลุ่มอุตสาหกรรม และผู้ประกอบการค้าก๊าซธรรมชาติ เพื่อสรุปหลักการและจัดทำแนวทางการดำเนินงานในรายละเอียด เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่งมีสาระสำคัญของแนวทาง ดังนี้
(1) โรงแยกก๊าซธรรมชาติทำหน้าที่เสมือนเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของภาครัฐ (Utility) ในการให้บริการปรับปรุงคุณภาพและแยกผลิตภัณฑ์ให้กับผู้รับบริการทุกราย โดยกำหนดผลตอบแทนการลงทุนจากการประกอบกิจการอยู่ในระดับที่เหมาะสม
(2) ราคาก๊าซธรรมชาติในประเทศที่ออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Sales Gas) ที่นำมาคำนวณใน Pool Gas ควรมีราคาที่ต่ำกว่าราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (Gulf Gas) โดยนำมูลค่าเพิ่มของผลิตภัณฑ์ C2+ ที่ได้รับจากการจำหน่าย มาเป็นส่วนลดราคา (Discount) ในสัดส่วนที่เหมาะสม
(3) กำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติให้เหมาะกับการใช้งานในแต่ละภาคส่วน ดังนี้
- ก๊าซฯ ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทย (Gulf Gas)
- ก๊าซฯ ที่นำไปใช้ในการผลิต LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทย
- ก๊าซฯ สำหรับภาคไฟฟ้า และ NGV ให้ใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคา
และปริมาณของก๊าซฯ โดยเรียงลำดับความสำคัญจากแหล่งก๊าซฯ ในประเทศ ก๊าซฯ จากเมียนมา และ LNG ตามลำดับและก๊าซฯ สำหรับภาคอุตสาหกรรมให้ใช้ต้นทุนจากราคา LNG ซึ่งใกล้เคียงราคาที่ซื้อขายจริงในปัจจุบัน ซึ่งการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่นี้จะส่งผลให้ราคาค่าไฟฟ้าถูกลงและไม่มีผลกระทบต่ออุตสาหกรรมปิโตรเคมี
จากมติ กพช. ข้างต้น ยังมองไม่เห็นว่าเมื่อปรับโครงสร้างก๊าซธรรมชาติใหม่แล้ว ผู้ใช้ก๊าซประเภทต่างๆ ใช้ก๊าซในราคาเท่าไร กระทบค่าไฟฟ้าและโรงแยกก๊าซ ฯ อย่างไรบ้างเพื่อให้เห็นภาพที่ชัดเจนขึ้น จึงมีการนำข้อมูลจากจึงขอหยิบยกการวิเคราะห์ผลกระทบต่อค่าเอฟทีเบื้องต้น จากมติ กพช. ข้างต้น โดยนำข้อมูลการศึกษาของ สถาบันวิจัยและพัฒนาพลังงานนครพิงค์ มหาวิทยาลัยเชียงใหม่ (ERDI-CMU) ที่นำเสนอรับฟังความคิดเห็นเมื่อวันที 18 มีนาคม 2568 สรุปผลกระทบด้านต่างๆ สรุปได้ดังนี้
กรณีที่ 1 วิธีการใช้อยู่ในปัจจุบัน (ข้อมูล 2567) ราคาก๊าซจากอ่าวไทย 198 บาทต่อล้านบีทียูเข้าโรงแยกฯ ออกจากโรงแยกฯ ราคา 198 บาทต่อล้านบีทียู ราคา Pool Gas เท่ากับ 317 บาทต่อล้านบีทียู กรณีนี้ โรงแยกฯ
มีกำไร
กรณีที่ 2 Single Pool : นำก๊าซอ่าวไทยไปเฉลี่ยกับก๊าซแหล่งอื่นฯ ก่อนเข้าโรงแยก (ยกเว้นส่วน LPGเชื้อเพลิง) ราคาก๊าซจากอ่าวไทยราคา 198 บาทต่อล้านบีทียู เข้าโรงแยกฯ (ส่วน LPG เชื้องเพลิง) ราคาก๊าซเข้าโรงแยกฯ (ส่วนเป็น Petrochemical) เท่ากับราคา Pool Gas ที่ราคา 300 บาทต่อล้านบีทียู กรณีนี้ โรงแยกก๊าซฯ ประสบภาวะขาดทุน ราคา Pool Gas เท่ากับ 300 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งลดลงจากกรณีปัจจุบัน 17 บาทต่อล้านบีทียู ทำให้ค่าเอฟที่ลดลง 8.5 สตางค์ต่อหน่วย
กรณี 3 Ethane Sharing : เป็นกรณีตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2568 เป็นการแบ่งปัน Ethane จำนวน 1.5 ล้านตันต่อปี เสมือนมีการอัดฉีดอีเทนเข้ามาในระบบท่อ ราคาเข้าโรงแยกฯ 198 บาทต่อล้านบีทียู ออกจากโรงแยกฯ ราคา 198 บาทต่อล้านบีทียู ราคา Pool Gas เท่ากับ 311 บาทต่อล้านบีทียู กรณีนี้ โรงแยกฯ ยังมีกำไร ซึ่งราคาลดลงจากกรณีปัจจุบัน 6 บาทต่อล้านบีทียู ทำให้ค่าเอฟทีลดลง 3 สตางค์ต่อหน่วย
ผลการศึกษาข้างต้นชี้ให้เห็นว่า การปรับเปลี่ยนโครงสร้างการคิดคำนวณต้นทุนก๊าซในแต่ละกรณีทั้งในกรณีปัจจุบันที่ใช้กันอยู่ตามกรณีที่ 1 หรือกรณีที่ 2 Single Pool ที่เคยนำมาใช้ในอดีต รวมไปถึงกรณีที่ 3 Ethane Sharing มีผลให้ค่าไฟลดลงได้บ้างหลักสตางค์และไม่ได้ลดลงมากอย่างมีนัยยะสำคัญ
การดำเนินนโยบายด้านพลังงานจำเป็นต้องพิจารณาอย่างรอบด้าน โดยคำนึงถึงผลกระทบทั้งของผู้ประกอบการทั้งภาครัฐและเอกชน และภาระของประชาชน ที่ต้องอยู่ร่วมกันได้ ภายใต้ความโปร่งใสในการกำกับดูแล และความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทั้งในปัจจุบันและอนาคต ดังนั้น เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้ได้เป็นมรรคเป็นผล รัฐจะพึ่งพิงเพียง 1 หรือ 2 มาตรการไม่ได้ แต่ต้องดำเนินการหลายฯ มาตรการ ไปพร้อมฯกัน และมาตรการที่ดำเนินการได้ง่ายที่ต้องทำไปพร้อมกันด้วย คือการประหยัดพลังงานเป็นเรื่องสำคัญที่ทุกคนต้องช่วยกัน ถ้าสามารถลดการใช้ไฟฟ้าลงได้ ก็ลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาตเหลวซึ่งมีราคาแพงลงได้ ค่าไฟฟ้าก็จะลดลง
