ผู้ชมทั้งหมด 995
กกพ.ส่งสัญญาณค่าไฟฟ้า(เอฟที) งวดสุดท้ายของปีนี้(ก.ย.-ธ.ค.65) มีโอกาสปรับขึ้นทะลุ 40 สตางค์ต่อหน่วย เหตุต้นทุน ค่าก๊าซฯและน้ำมัน ยังแพง ขณะที่เงินบาทอ่อน พร้อมเร่งใช้หลักเกณฑ์ Energy Pool Price แก้ปัญหาระยะสั้นกดต้นทุนค่าไฟแพง ขณะที่ระยะยาวต้องเร่งรื้อโครงสร้างบริหารจัดการพลังงานของประเทศใหม่ วอนคนไทย ร่วมใจประหยัดการใช้พลังงาน
นายคมกฤช ตันตระวาณิชย์ เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในฐานะโฆษก กกพ. กล่าวปาฐกถาพิเศษ เรื่อง “ไขข้อข้องใจ…รับมือค่าไฟครึ่งปีหลัง” จัดขึ้นโดยสมาคมผู้สื่อข่าวเศรษฐกิจ ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.) วันนี้( 17 มิ.ย.2565) โดยระบุว่า สถานการรณ์ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ที่ปรับสูงขึ้นในปีนี้ เป็นผลมาจากโครงการสร้างการผลิตไฟฟ้าของไทย ที่ยังพึ่งพาการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า หรืออยู่ที่สัดส่วนประมาณกว่า 60% ของการผลิตไฟฟ้า โดยก๊าซฯ ส่วนใหญ่ได้มาจากอ่าวไทย 65% อีก 12 % มาจากแหล่งก๊าซฯในเมียนมา และอีก 10 % มาจากการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว(LNG)
โดยจากข้อมูล การผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เมื่อปี 2563 พบว่า การผลิตไฟฟ้ากว่า 56% มากจากเชื้อเพลิงก๊าซฯ และอีกเหลือประมาณ 40% มาจากเชื้อเพลิงอื่นๆ ขณะที่อัตราค่าไฟฟ้า อยู่ที่ประมาณ 2.61 บาทต่อหน่วย ซึ่งยังไม่รวมค่าสายส่งและจัดจำหน่าย และเป็นอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงสถานการณ์ปกติ แต่เมื่อปี 2564 จะพบว่า สัดส่วนการใช้ก๊าซฯ เพื่อการผลิตไฟฟ้าของประเทศเริ่มเปลี่ยนไปอย่างมีนัยยสำคัญ หลังเกิดสถานการณ์การผลิตก๊าซฯจากอ่าวลดลง ทำให้ต้องนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นถึง 20% จากเดิมเคยนำเข้าราว 18% โดยเป็นการนำเข้าในรูปแบบของสัญญาระยะสั้น (Spot LNG ) มากขึ้น ประกอบกับเป็นช่วงที่สถานการณ์ราคา LNG ตลาดโลกปรับสูงขึ้น หลังความต้องการใช้ก๊าซฯทั่วโลกเพิ่มขึ้น ตามทิศทางเศรษฐกิจโลกที่เริ่มฟื้นตัวจากสถานการณ์โควิด-19 ที่เริ่มคลี่คลายลง ประกอบกับเกิดปัญหาความขัดแย้งระหว่างรัสเซียกับยูเครน ส่งให้ให้ราคาพลังงานโลกผันผวนและปรับสูงขึ้น นับเป็นส่วนสำคัญที่กระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อเนื่องจนถึงปัจจุบัน
ส่วนแนวโน้มการปรับค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่าเอฟที) งวดสุดท้ายของปีนี้ (เดือนกันยายน – ธันวาคม ปี 2565) มีโอกาสปรับสูงขึ้นจากประมาณการไว้เดิม ที่คาดว่าจะปรับขึ้นประมาณ 40 สตางค์ต่อหน่วย เนื่องจากสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเหลว(LNG) เข้ามาผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณกว่า 40% จากเดิมคาดว่าจะใช้ LNG ประมาณ 30% หลังต้นทุนราคาน้ำมันดีเซล ปรับสูงขึ้น ขณะที่กำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยลดลง ประกอบกับการรับก๊าซฯจากเมียนมามีแนวโน้มลดลง อีกทั้งอัตราแลกเปลี่ยนค่าเงินบาทอ่อนค่าลง ปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 35 บาทต่อดอลลาร์ฯ จากเดิมประมาณการอยู่ที่ 33 บาทต่อดอลลาร์
อย่างไรก็ตาม การปรับขึ้นค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่าเอฟที) งวดสุดท้ายของปีนี้จะเป็นเท่าไหร่นั้น ยังต้องรอประเมินสถานการณ์ค่าเชื้อเพลิงที่แท้จริงอีกครั้งในช่วงกลางเดือนมิ.ย.นี้ แต่เบื้องต้นคาดว่า ค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่าเอฟที)งวดสุดท้าย จะปรับขึ้นไม่ถึง 5 บาทต่อหน่วย และการปรับขึ้นในรอบนี้ ยังไม่รวมกับภาระที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย(กฟผ.) แบกรับไว้ ที่ปัจจุบันอยู่ที่กว่า 80,000 ล้านบาท ซึ่งหากรวมในส่วนนี้ จะส่งผลให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แท้จริงปรับขึ้นอีกกว่า 1 บาทต่อหน่วย
“กรณีที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานฯ ส่งสัญญาณอยากให้การปรับขึ้น ค่าเอฟที งวดสุดท้ายของปีนี้ เป็นการปรับขึ้นครั้งเดียวจบนั้น เป็นเรื่องที่ต้องรอติดตามสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิง แต่คาดว่า การปรับขึ้นค่าเอฟที ยังจะต้องต่อเนื่องไปจนถึงปีหน้า เนื่องจากต้นทุนราคาเชื้อเพลิงยังผันผวน”
สำหรับการบริหารจัดการในระยะสั้นนั้น กกพ. ได้เร่งแก้ไขปัญหาต้นทุนค่าไฟฟ้าแพง โดยบริหารจัดการโรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าป้อนเข้าระบบ ด้วยการยืนปลดโรงไฟฟ้าแม่เหมาะ ออกจากระบบ จากเดิมมีกำหนดในปี2564 ออกไปเป็น ปี2565 แทน เพื่อลดการนำเข้า LNG ในที่มีราคาแพงเข้ามาผลิตไฟฟ้า
รวมถึง การออกประกาศการับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลเพิ่มเติม ซึ่งปัจจุบัน มีทั้งโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ(COD)แล้ว ประมาณ 30 เมกะวัตต์ และอยู่ระหว่างดำเนินการอีกราว 60 เมกะวัตต์ รวมปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ที่จะเข้ามาผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม
ตลอดจนการนำเข้า LNG เข้ามาทดแทนกำลังการผลิตก๊าซฯจากอ่าวไทยที่ลดลง เบื้องต้นประเมินว่า จะมีปริมาณ 8 ล้านตัน และมีแนวโน้มที่จะนำเข้าเพิ่มขึ้น อีกทั้งยังเร่งก่อสร้างคลังรับ-จ่าย LNG แห่งที่ 2(หนองแฟบ)ให้เสร็จเร็วขึ้น จากเดิมจะเสร็จปลายปีนี้ เพื่อรองรับการนำเข้า LNG
นอกจากนี้ กกพ. ยังเสนอภาครัฐปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้า เพื่อรับมือกรณีเกิดวิกฤติต้นทุนค่าเชื้อเพลิงผัวผวน โดยเสนอเกี่ยวกับหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ที่ต้องการร่วมแก้ไขปัญหาพลังงานที่มีราคาสูงขึ้น ซึ่งจะเป็นการเปิดโอกาสให้ปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิงผลิตเพื่อผลิตไฟฟ้าตามสถานการณ์ต้นทุนในขณะนั้น โดยเลือกใช้เชื้อเพลิงที่มีราคาถูกที่สุดในช่วงเวลาดังกล่าว เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ
ขณะเดียวกัน กกพ.ยังขับเคลื่อนการบริหารจัดการก๊าซฯ คู่ขนาดกับนโยบายเปิดเสรีก๊าซฯ ที่เปิดโอกาสให้มีผู้เล่นรายใหม่เข้ามานำเข้าก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม หรือ เกิดการแข่งขันนำเข้าก๊าซฯ โดยเมื่อปี 2562 กกพ.ได้ออกใบอนุญาติจัดหาและนำเข้าก๊าซฯ(Shipper LNG) ให้กับภาคเอกชนเพิ่มเติมหลายราย จากเดิม ปตท.เป็น Shipper LNG รายเดียวของประเทศ และต่อมาภาครัฐได้มีนโยบายให้ กฟผ.เข้ามาเป็น Shipper LNG รายที่ 2 เพื่อทดสอบระบบโครงข่ายท่อก๊าซฯ ก่อนที่จะมีเอกชนรายอื่นๆ เข้ามายื่นของเป็นผู้รับใบอนุญาต Shipper LNG เพิ่มเติม
โดยการจัดหาก๊าซฯ ในกลุ่ม Regulated Market ที่เป็นการจัดหาก๊าซฯ เพื่อความมั่นคงของประเทศนั้น ซึ่งจะเป็นการจัดหาก๊าซฯป้อนตลาดเดิม ปตท.ยังทำหน้าที่ดูแลในส่วนนี้ ขณะที่กลุ่ม Partially Regulated Market ที่เป็นการจัดหาก๊าซฯ สำหรับตลาดใหม่ จะเป็นโอกาสสำหรับเอกชนที่มีใบอนุญาติ Shipper LNG ที่จะจัดหา LNG เข้ามา เช่น โรงไฟฟ้าหินกอง ที่ได้รับใบอนุญาติ Shipper LNG และมีแผนนำเข้า LNG เข้ามาป้อนเป็นเชื้อเพลิงในปี2567 รวมถึงกลุ่มบี.กริม ทีมีแผนนำเข้า LNG มาใช้ในปี 2566 เป็นต้น โดยในส่วนนี้ ก็ต้องติดตามดูว่า Shipper LNG รายอื่นๆจะมีแผนนำเข้า LNG เพิ่มเติมหรือไม่ ซึ่งการที่ Shipper LNG มีการนำเข้า LNG เพื่อมาใช้เองนั้นและตัดออกไปจากระบบการคำนวณค่าไฟฟ้าหลัก ก็จะเป็น ประโยชน์ต่อประเทศที่ไม่ต้องนำเข้าก๊าซฯ ในส่วนที่แพงเข้ามาเติมในระบบ หรือ ช่วยลดการใช้ก๊าซฯจากระบบรวมลดลงได้
ทั้งนี้ การบริหารจัดการต้นทุนค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน ยังเป็นเพียงการแก้ไขปัญหาระยะสั้นเท่านั้น ซึ่งจะทำให้ต้นทุนราคาปรับลดลงเมื่อเทียบกับต้นทุนที่แท้จริงเล็กน้อยเท่านั้น แต่การแก้ไขปัญหาที่ถูกต้องควรจะต้องมีการบริหารจัดการในระยะยาว เพื่อให้เกิดกความชัดเจนด้านโครงสร้างการจัดการพลังงานระยะยาวของประเทศ ได้แก่ โครงการจัดกาพลังงานในอนาคต LNG/Domestic Gas และแผนจัดหา เก็บและใช้ก๊าซฯระยะยาวอย่างเป็นธรรม เช่น เรื่อง LNG Terminal และจำนวน Tanks รวมถึงการวางแผนโครงสร้างพื้นฐาน ให้สอดคล้องกับแผนการจัดหาเชื้อเพลิง ตลอดจนมุ่งความสำคัญเรื่องของ Low Carbon แบบชาญฉลาด