กรุงเทพฯ 23 ก.ค. – กฟผ. แจงรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนเป็นไปตามนโยบายที่ภาครัฐกำหนด ไม่มีการเอื้อประโยชน์ต่อกลุ่มทุนใดเป็นพิเศษ สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามกฎหมาย กกพ. ภาระค่าเชื้อเพลิง Ft 83,010 ล้านบาท เป็นต้นทุนที่แท้จริง
นส.จิราพร ศิริคำ รองผู้ว่าการยุทธศาสตร์ ในฐานะโฆษกการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กล่าวถึงข้อวิจารณ์ว่า กฟผ. เลือกซื้อไฟจากแหล่งแพงสุดด้วยการเลือกซื้อไฟจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่มีราคาสูง เอื้อประโยชน์ให้เอกชนจนทำให้เกิดปัญหากำลังผลิตไฟฟ้าล้นระบบ และก่อให้เกิดหนี้ค่าไฟฟ้าผันแปร (เอฟที) 83,010 ล้านบาทนั้น “ไม่เป็นความจริง” เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้งรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) เป็นไปตามนโยบายที่ภาครัฐกำหนด เลือกผู้ผลิตไฟฟ้าฯ ที่มีราคาต่ำสุดในช่วงเวลานั้นๆ โดยผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามลำดับ โดย กฟผ. เป็นเพียงผู้รับซื้อไฟฟ้าตามราคาที่รัฐกำหนด และดำเนินการตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ 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 รวมถึงการเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องเปรียบเทียบจากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงและเทคโนโลยีประเภทเดียวกันในช่วงเวลาเดียวกัน
การรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซฯ หรือถ่านหิน 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 ค่าเช่ารถที่ต้องจ่ายทุกเดือนไม่ว่าจะมีการใช้รถหรือไม่ก็ตามเช่นเดียวกับค่า AP ของโรงไฟฟ้า
ส่วนค่าน้ำมันจะจ่ายมากหรือน้อยขึ้นอยู่กับระยะทางการใช้งาน เปรียบได้กับค่าพลังงานไฟฟ้า หรือค่า EP (Energy Payment) เป็นค่าเชื้อเพลิงที่โรงไฟฟ้าเอกชนจะได้รับก็ต่อเมื่อศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าสั่งการให้โรงไฟฟ้าเดินเครื่องผลิตพลังงานไฟฟ้าเท่านั้น
ส่วนการวางแผนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศจำเป็นต้องมีมากกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าเพื่อรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจและจ่ายไฟฟ้าหากเกิดกรณีต่างๆ เช่น โรงไฟฟ้าหรือระบบส่งขัดข้อง การขัดข้องด้านการส่งเชื้อเพลิง ซึ่งเป็นการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าล่วงหน้า แต่ในช่วงเกือบ 3 ปีที่ผ่านมาของการแพร่ระบาดของเชื้อโควิด-19 และปัญหาเศรษฐกิจถดถอยทั่วโลก ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ตามแผน PDP2018 Rev.1 ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่ากรณีปกติ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จึงได้แต่งตั้งคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศเพื่อพิจารณาแนวทางในการบริหารกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้อยู่ในระดับเหมาะสม ตลอดจนเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศได้อย่างมีประสิทธิภาพและไม่เป็นภาระต่อประชาชน
สำหรับภาระค่าเชื้อเพลิง 83,010 ล้านบาท เป็นต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการผลิตไฟฟ้าในช่วงที่ผ่านมา และที่เกิดจากส่วนต่างการพยุงค่าเอฟทีเพื่อบรรเทาค่าใช้จ่ายของประชาชนนั้น ไม่ได้เกิดจากการที่ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากเอกชน แต่เป็นผลกระทบมาจากหลายปัจจัย อาทิ ความขัดแย้งระหว่างรัสเซียกับยูเครนทำให้ราคาเชื้อเพลิงสูงขึ้น ปริมาณก๊าซฯ อ่าวไทยลดลงจึงต้องเพิ่มสัดส่วนการนำเข้า LNG ราคาสูงจากต่างประเทศ อัตราแลกเปลี่ยนอ่อนค่า ทั้งนี้ การปรับเพิ่มค่าเอฟทีในงวดเดือนกันยายน – ธันวาคม 2565 ยังอยู่ระหว่างการพิจารณาของ กกพ. และเปิดรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในช่วงนี้
ผู้สื่อข่าวรายงานว่าประเด็นสำรองไฟฟ้า, ค่าภาระเชื้อเพลิงและค่าเอฟทีงวดใหม่ที่ประเมินว่าจะขึ้นราคา 1-2 บาท/หน่วย ถูกฝ่ายค้านอภิปรายไม่ไว้วางใจและ พล.อ.ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรีและรมว.กลาโหม ได้ชี้แจงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นมาจากปัจจัยเรื่องอัตราแลกเปลี่ยนราคาต้นทุนเชื้อเพลิง ซึ่ง กฟผ. เข้ามาร่วมแบกรับภาระค่าเชื้อเพลิงที่เกิดจากราคาต้นทุนสูงขึ้น ประกอบกับการผลิตจากแหล่งเอราวัณในอ่าวไทยลดลงไปเยอะมาก และเกี่ยวพันกับสถานการณ์ทางเศรษฐกิจโลก ปัญหาสงคราม และสงครามการค้าด้วย ซึ่งไม่สามารถไปโทษปัจจัยเหล่านี้ได้ทั้งหมด แต่ต้องบริหารจัดการภายในให้ได้ .-สำนักข่าวไทย
