นับตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นมา ประเทศไทยได้เผชิญกับภาวะ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ในระดับที่ไม่เคยปรากฏมาก่อน โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บเคยได้ปรับตัวสูงขึ้นถึง 4.72 บาท/หน่วย อันนำมาซึ่งภาระ ‘หนี้ กฟผ.’ ที่มีมูลค่ามากกว่าแสนล้านบาท แม้ว่าในปัจจุบันอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจะลดลงจากช่วงเวลาดังกล่าว แต่ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมยังคงอยู่ในระดับสูง และในการปรับอัตราค่าไฟฟ้าแต่ละรอบ ก็ยังคงมีการดำเนินแนวทางให้ กฟผ. รับภาระหนี้อย่างต่อเนื่อง
คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติกำหนดเป้าหมายค่าไฟฟ้างวดเดือนพฤษภาคม – สิงหาคม 2568 ให้ไม่เกิน 3.99 บาทต่อหน่วย ภายหลังจากที่ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ประกาศตรึงค่าไฟฟ้าที่ 4.15 บาท/หน่วยไปก่อนแล้วเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2568 ต่อมาวันที่ 30 เมษายน 2568 กกพ. จึงมีมติปรับลดค่าไฟฟ้ารอบเดือน พฤษภาคม – สิงหาคม 2568 เหลือ 3.98 บาทต่อหน่วย เพื่อสนองนโยบายรัฐ โดยเป็นการนำเงินเรียกคืนจากผลประโยชน์ส่วนเกิน (Claw Back) ประมาณ 12,200 ล้านบาท มาช่วยในการลดค่าไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม การปรับอัตราค่าไฟฟ้าในรอบนี้ยังคงให้ กฟผ. รับภาระหนี้สินต่อไปอีกกว่า 7 หมื่นล้านบาท
กว่าจะเป็นค่า Ft ทุก 4 เดือน ในบิลค่าไฟ
ก่อนจะทำความรู้จักกับความเป็นมาของหนี้ กฟผ. นั้น จะต้องเข้าใจถึงโครงสร้างค่าไฟฟ้าและต้นทุนในการคำนวณค่าไฟฟ้าในปัจจุบันก่อน โดยโครงสร้างของค่าไฟฟ้า ประกอบด้วยค่าไฟ 2 ส่วนหลักๆ ได้แก่ ค่าไฟฟ้าฐาน และค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) โดยค่าไฟฟ้าฐาน คิดมาจากต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและการให้บริการไฟฟ้า เป็นตัวเลขคงที่ และจะมีการทบทวนทุก 3-5 ปี ปัจจุบันค่าไฟฟ้าฐานอยู่ที่ 3.78 บาท/หน่วย ขณะที่ ค่า Ft สามารถปรับเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ ตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เปลี่ยนแปลงไปจากที่กำหนดไว้ในค่าไฟฟ้าฐาน รวมไปถึงค่าใช้จ่ายที่การไฟฟ้าไม่สามารถควบคุมได้ เช่น อัตราเงินเฟ้อ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตราต่างประเทศ ซึ่งจะมีการปรับค่า Ft ทุก 4 เดือน (มกราคม – เมษายน, พฤษภาคม – สิงหาคม, กันยายน – ธันวาคม ของทุกปี) โดยค่า Ft ที่ใช้เรียกเก็บรอบเดือน พฤษภาคม – สิงหาคม 2568 อยู่ที่ 19.72 สตางค์/หน่วย เมื่อรวมกับค่าไฟฟ้าฐานแล้ว ทำให้ค่าไฟฟ้าเรียกเก็บปัจจุบัน (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เฉลี่ยอยู่ที่ 3.98 บาท/หน่วย
โดยประมาณการค่า Ft ที่จะนำมาปรับค่าไฟในแต่ละรอบนั้น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะเป็นผู้คำนวณจากต้นทุน 2 ส่วน คือ
(1) ประมาณการค่าเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ค่าซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนทั้งในและต่างประเทศ และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ ในงวด 4 เดือนข้างหน้า (งวดที่พิจารณา) เทียบกับค่าใช้จ่ายที่ใช้คำนวณในค่าไฟฟ้าฐาน หรือเรียกว่า ค่า FAC (Fuel Adjustment Cost)
(2) ส่วนต่างระหว่างค่า Ft ที่เกิดขึ้นจริงกับค่า Ft ที่เรียกเก็บในงวดก่อนหน้า (Accumulated Factor: AF) หรือเรียกว่า ค่า AF สะสม
เมื่อรวมต้นทุนทั้งสองส่วน จะได้ผลรวมประมาณการต้นทุนค่าไฟฟ้าสำหรับรอบการเรียกเก็บ ซึ่งแสดงในหน่วยล้านบาท จากนั้น นำผลรวมดังกล่าวมาหารด้วยประมาณการปริมาณหน่วยไฟฟ้าที่จำหน่ายแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ (EU) จะได้ค่า Ft ในหน่วยสตางค์/หน่วย เพื่อนำไปใช้ในการปรับอัตราค่าไฟฟ้าต่อไป จากนั้น กฟผ. จะนำเสนอตัวเลขนี้ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาและเปิดรับฟังความคิดเห็นเพิ่มเติม ก่อนนำไปสู่การปรับใช้เป็นค่า Ft สำหรับเรียกเก็บในรอบการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าถัดไป
ตัวอย่างเช่น ในการคำนวณประมาณการค่า Ft สำหรับรอบเดือนมกราคม – เมษายน 2568 ที่ผ่านมา กฟผ. นำเสนอตัวเลขประมาณการค่า Ft โดยมีค่า FAC จำนวน 10,747.67 ล้านบาท (16.52 สตางค์/หน่วย) และค่า AF สะสม จำนวน 85,235.61 ล้านบาท (131.01 สตางค์/หน่วย) นอกจากนี้ ยังมีมูลค่าส่วนต่างราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงสูงกว่าราคาที่เรียกเก็บตามกรอบนโยบาย หรือค่า AF Gas* ของรัฐวิสาหกิจผู้ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ (กฟผ. และ ปตท.) สำหรับเดือนกันยายน – ธันวาคม 2566 ซึ่งสะสมอยู่จำนวน 15,084 ล้านบาท (23.18 สตางค์/หน่วย) เมื่อนำมาคำนวณรวมกัน จะได้ค่า Ft เท่ากับ 170.71 สตางค์/หน่วย (16.52 + 131.01 + 23.18) หากมีการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการคำนวณของ กฟผ. โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าชำระค่าไฟฟ้าตามต้นทุนจริงทั้งหมด จะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้นเป็น 5.49 บาท/หน่วย ซึ่งเพิ่มขึ้น 1.31 บาท/หน่วย จากรอบก่อนหน้าที่มีการเรียกเก็บที่ 4.18 บาท/หน่วย
ต่อมา กกพ. ในการประชุม ครั้งที่ 52/2567 (ครั้งที่ 937) เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2567 ได้พิจารณาค่า Ft ประจำเดือนมกราคม – เมษายน 2568 ให้อยู่ที่ 36.72 สตางค์/หน่วย โดยแบ่งเป็นการเรียกเก็บค่า FAC จำนวน 16.52 สตางค์/หน่วย และการทยอยจ่ายคืนค่า AF สะสม จำนวน 20.20 สตางค์/หน่วย (จากที่ กฟผ. คำนวณไว้ 131.01 สตางค์/หน่วย) ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศลดลงจากรอบก่อนหน้าที่ 4.18 บาท/หน่วย เป็น 4.15 บาท/หน่วย
จากประมาณการค่า Ft ที่ กฟผ. คำนวณไว้ที่ 170.71 สตางค์/หน่วย แต่ กกพ. เรียกเก็บจริงเพียง 36.72 สตางค์/หน่วย ทำให้เกิดค่า AF สะสม จากส่วนต่างค่า Ft ที่ไม่ได้ปรับขึ้นตามการคำนวณจำนวน 133.99 สตางค์/หน่วย หรือคิดเป็นมูลค่าประมาณ 87,178 ล้านบาทนั้น มิได้ถูกยกเลิกไปจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าแต่อย่างใด รัฐบาลจำเป็นต้องจัดสรรกลไกทางการเงินเพื่อรองรับภาระทางการเงินดังกล่าว ซึ่งในหลายกรณี ภาระนี้ได้ถูกผลักให้ กฟผ. รับไว้ในรูปของ ‘หนี้ กฟผ.’
เนื่องจากการคำนวณค่า Ft มีหลายปัจจัยที่ส่งผลกระทบ ทำให้บางครั้งไม่สามารถปรับค่า Ft ขึ้นเต็มจำนวนเพื่อสะท้อนถึงต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงในรอบนั้นๆ ได้ เพราะอาจทำให้ค่าไฟฟ้าดีดตัวขึ้นสูงเกินไป เมื่อค่า Ft ที่เก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง กฟผ. จึงต้องแบกรับหนี้ไว้ในบางช่วงเวลา เพื่อรักษาเสถียรภาพของราคาค่าไฟฟ้าในขณะนั้น และนำส่วนต่างสะสมนี้ไปปรับกับการคำนวณในอนาคต การปรับค่าไฟฟ้ารอบเดือน มกราคม – เมษายน ที่ผ่านมา แม้ตัวเลขผลลัพธ์จะเป็นการลดค่าไฟฟ้า แต่เมื่อมองไปถึงวิธีการคำนวณให้ได้ตัวเลขมา ค่า Ft ที่ไม่ได้ปรับขึ้นตามจริงนั้น ก็จะนำไปคำนวณเป็นค่า AF สะสม และถูกนำมาคำนวณในอัตราค่าไฟฟ้าในงวดต่อๆ ไปอยู่ดี
*หมายเหตุ ค่า AF Gas มาจากในปี 2566 ที่รัฐวิสาหกิจที่ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 ที่มีนโยบายให้ ปตท. และ กฟผ. ในฐานะผู้ประกอบกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ คิดราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) สำหรับภาคไฟฟ้า ได้แก่ โรงไฟฟ้า กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ในเดือนกันยายน – ธันวาคม 2566 ตามจริง แต่ไม่เกินค่าคงที่ตามกรอบนโยบายกำหนดที่ 304.79 บาท/ล้านบีทียู เพื่อรักษาระดับค่าไฟฟ้าเดือน กันยายน – ธันวาคม 2566 ให้อยู่ที่ 3.99 บาทต่อหน่วย ซึ่งราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงนั้นสูงกว่าค่าควบคุมตามกรอบนโยบายดังกล่าว ส่งผลให้มีมูลค่าส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บตามกรอบนโยบายของคณะรัฐมนตรี และราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงเดือน กันยายน – ธันวาคม 2566 เฉพาะภาคไฟฟ้าที่มีการผลิตไฟฟ้าในระบบไฟฟ้าของประเทศเป็นเงินประมาณ 15,084 ล้านบาท กกพ. จึงพิจารณาทยอยเรียกคืนมูลค่าส่วนต่างดังกล่าว รวมอยู่ในการประมาณการค่า Ft
ต้นทุน (แพง) ที่แท้จริงในค่าไฟคืออะไร
หากเรามองค่าไฟเรียกเก็บ 4.15 บาท/หน่วย เป็นหนึ่งก้อนใหญ่ ที่ประกอบด้วยต้นทุนย่อยหลายๆ ก้อนรวมกัน เมื่อแกะต้นทุนออกมาเรียงลำดับราคาสูงไปต่ำจะ ประกอบด้วย 1. ค่าใช้จ่ายผลิตไฟฟ้า เช่น ค่าเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า เฉลี่ย 2.23 บาท/หน่วย (53.73%) 2. ค่าความพร้อมจ่าย 80 สตางค์/หน่วย (19.25%) 3.ค่าต้นทุนระบบจำหน่าย 51 สตางค์/หน่วย (12.29%) 4. ค่าต้นทุนระบบส่ง ประมาณ 24 สตางค์/หน่วย (5.78%) 5. คืนค่า AF สะสมบางส่วน ประมาณ 20 สตางค์/หน่วย (4.87%) 6. ค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ เช่น Adder และ FiT ประมาณ 17 สตางค์/หน่วย (4.09%)
ค่าไฟฟ้าในรอบบิลเดือนมกราคม – เมษายน ที่ผ่านมาจะต้องปรับขึ้นสูงถึง 5.49 บาท/หน่วย จึงจะสะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่แท้จริง รวมถึงต้นทุนในการชำระหนี้ของ กฟผ. และ ปตท. แต่ค่าไฟฟ้าที่รัฐเรียกเก็บจากประชาชน ยังอยู่ที่ 4.15 บาท/หน่วย เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพในระยะสั้น ส่งผลให้เกิดส่วนต่างประมาณ 1.34 บาท/หน่วย สิ่งนี้คือหนี้ที่สะสมมาตั้งแต่ในอดีต และถูกผลักภาระให้ไปดำเนินการชำระในอนาคต ส่วนต่างที่ไม่ได้สะท้อนต้นทุนจริงที่เกิดขึ้นจริงนี้ไม่เคยหายไป เพียงแต่รัฐซ่อนเอาไว้จากบิลค่าไฟของประชาชนชั่วคราว
ต้นทุนค่าไฟฟ้าเริ่มแพงขึ้นเมื่อไหร่ อะไรทำให้กลายเป็นหนี้สะสม
ย้อนกลับไปในเดือนพฤษภาคม – สิงหาคม 2565 ค่าไฟฟ้าเรียกเก็บในรอบนั้นอยู่ที่ 4.03 บาท/หน่วย ซึ่งนับเป็นการปรับเพิ่มขึ้นของค่าไฟฟ้าที่ทะลุระดับ 4 บาทต่อหน่วยเป็นครั้งแรก หลังจากที่คงอยู่ในช่วง 3 บาทต่อหน่วยมาเป็นระยะเวลานานกว่า 14 ปี นับตั้งแต่เดือนตุลาคม 2551 ยิ่งไปกว่านั้น ในเดือนกันยายน 2565 อัตราค่าไฟฟ้าก็ได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องไปอยู่ที่ 4.72 บาทต่อหน่วย อันเป็นผลมาจากการเรียกเก็บค่า Ft ในอัตรา 93.43 สตางค์/หน่วย ซึ่งถือเป็นการปรับขึ้นค่าไฟฟ้าสูงที่สุดเท่าที่เคยปรากฏมา
ปัจจัยหลักที่ส่งผลให้เกิดสถานการณ์ดังกล่าวคือ การปรับตัวสูงขึ้นของราคาเชื้อเพลิง ซึ่งเป็นต้นทุนหลักในการผลิตไฟฟ้า โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย ทั้งนี้ ประเทศไทยมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก 3 แหล่ง ได้แก่ อ่าวไทย การนำเข้าจากเมียนมา และการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยมีจะใช้ราคาเฉลี่ยจากทั้ง 3 แหล่ง หรือที่เรียกว่า Pool Gas ซึ่งในช่วงเดือนกันยายน – ธันวาคม 2565 มีการประมาณการปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าสูงถึงร้อยละ 53.14 ในช่วงเวลาดังกล่าว ตลาดพลังงานโลกเผชิญกับความผันผวนอย่างรุนแรง อันเป็นผลมาจากสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างรัสเซียกับยูเครน ซึ่งส่งผลให้ราคาก๊าซ LNG ในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่สามารถจัดหาได้จากอ่าวไทยและเมียนมามีปริมาณลดลง จึงมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG แบบสัญญาจร (Spot LNG) จากตลาดโลกที่มีราคาสูงกว่า 900 บาทต่อล้านบีทียู เพื่อทดแทนปริมาณที่ขาดหายไป ส่งผลให้ราคา Pool Gas ที่ใช้ในการปรับค่าไฟฟ้าในรอบนั้นมีการประมาณการราคาอยู่ที่ 481.98 บาทต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นการปรับตัวสูงขึ้นถึง 77.98% เมื่อเทียบกับประมาณการราคาในช่วงปลายปี 2564 ซึ่งอยู่ที่ 270.80 บาทต่อล้านบีทียู
อย่างไรก็ตาม ค่า Ft ที่เรียกเก็บในรอบดังกล่าวเป็นการเรียกเก็บที่สะท้อนเพียงประมาณการค่าเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (ค่า FAC) ของรอบนั้นเท่านั้น ยังไม่รวมภาระหนี้สินที่สะสมมาจากงวดก่อนหน้า หรือค่า AF สะสม ที่ กฟผ. ต้องรับภาระไว้แทนประชาชน ซึ่งขณะนั้นมีมูลค่าสูงถึง 143.54 สตางค์/หน่วย หรือคิดเป็นเงินจำนวน 83,010.62 ล้านบาท หากมีการปรับค่า Ft ให้สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่แท้จริงในรอบนั้น อัตราค่าไฟฟ้าอาจจำเป็นต้องปรับตัวสูงขึ้นถึง 6.16 บาท/หน่วย
แม้ว่าจากข้อมูลล่าสุดในปี 2567 สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า จำแนกตามแหล่งที่มา พบว่ามาจากอ่าวไทยมากที่สุดที่ร้อยละ 53.55 รองลงมาคือการนำเข้า LNG ร้อยละ 35.53 และการนำเข้าจากเมียนมาร้อยละ 10.92 แต่เมื่อพิจารณาสัดส่วนการนำเข้ารวมทั้งสองแหล่ง พบว่าประเทศไทยยังคงต้องพึ่งพาการนำเข้าก๊าซในสัดส่วนรวมกันสูงถึงร้อยละ 46.45 การพึ่งพิงการนำเข้าก๊าซในสัดส่วนเกือบครึ่งนี้ สะท้อนให้เห็นถึงความเปราะบางและความไม่มั่นคงทางพลังงานในด้านความพร้อมของแหล่งเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้า อีกทั้งยังไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ด้านความเหมาะสมของราคา ดังเช่นบทเรียนจากสถานการณ์ ‘ค่าไฟแพง’ ที่เคยเกิดขึ้น เมื่อใดก็ตามที่ราคาก๊าซธรรมชาติในตลาดโลกเกิดความผันผวน ต้นทุนราคาที่สูงขึ้นนี้ก็จะถูกส่งผ่านไปยังบิลค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟทุกคน แม้ว่ารัฐบาลจะพยายามควบคุมราคาโดยให้ กฟผ. รับภาระหนี้สินไว้เป็นการชั่วคราว แต่ในท้ายที่สุด ภาระดังกล่าวก็จะถูกส่งต่อมายังประชาชน
นอกจากค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นสูงอย่างต่อเนื่องในช่วงหลายปีที่ผ่านมาจะเป็นสาเหตุหลักที่เกิดหนี้สะสมแล้ว ยังมีค่าความพร้อมเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า (AP/CP) เป็นอีกสาเหตุที่คอยซ้ำเติมให้ต้นทุนของค่าไฟแพงขึ้น ค่าความพร้อมจ่ายดังกล่าวมีที่มาจากข้อตกลงในลักษณะ ‘ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย’ (take or pay) ที่ กฟผ. ทำการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยจะจ่ายเป็นรายเดือนให้โรงไฟฟ้ากลุ่มเอกชนรายใหญ่ (IPP) เรียกว่าค่า Availability Payment (AP) และจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ในชื่อค่า Capacity Payment (CP) ซึ่งค่าความพร้อมจ่ายนี้ครอบคลุมถึงต้นทุนการดำเนินงานและบำรุงรักษาคงที่ การชำระคืนเงินต้นและดอกเบี้ย รวมถึงผลตอบแทนของผู้ถือหุ้นตามที่ได้กำหนดไว้ล่วงหน้า
แม้จะเป็นเพียงส่วนประกอบหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ปัจจุบัน ค่าความพร้อมจ่ายกลายเป็นต้นทุนราคาแพงอันดับสองในโครงสร้างของค่าไฟ อันเป็นผลมาจากสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน (31 มีนาคม 2568) ที่มาจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เพียงร้อยละ 31.26 ในขณะที่โรงไฟฟ้าเอกชนมีสัดส่วนรวมกันถึงร้อยละ 68.74 แบ่งเป็นโรงไฟฟ้า IPP ร้อยละ 39.02 โรงไฟฟ้า SPP ร้อยละ 17.73 และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศร้อยละ 11.99 การเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชนได้นำมาซึ่งภาระการจ่ายค่าความพร้อมจ่ายจำนวนมากในแต่ละปี โดยจากเอกสารแจกแจงสูตรการปรับค่า Ft ของ กฟผ. พบว่า ปี 2567 มีการประมาณการค่าความพร้อมจ่าย AP และ CP ที่จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 104,655.60 ล้านบาท แต่ประมาณการกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ JustPow เคยได้คำนวณไว้ได้นั้นมีเพียง 14,015.33 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นเพียง 49.41% ของกำลังการผลิตตามสัญญาที่มีอยู่ 30,391.38 เมกะวัตต์ ดังนั้น เมื่อคำนวณแล้ว ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญาในปี 2567 จะตกเป็นเงินประมาณ 52,948.87 ล้านบาท ซึ่งภาระทางการเงินดังกล่าวได้ถูกรวมเข้าสู่ค่าไฟฟ้าของประชาชน ยิ่งไปกว่านั้นใน ในร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567-2580 (PDP 2024) วางแผนไว้ว่าในปี 2580 ประเทศไทยจะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 112,391 เมกะวัตต์ ในขณะที่ประมาณการใช้ไฟสูงสุดอยู่ที่ 54,546 เมกะวัตต์ จะเห็นได้ว่ามีการสำรองไฟฟ้าไว้สูงกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าถึง 2 เท่าของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด นอกจากนั้นยังวางสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ให้เหลือเพียง 17% ส่วนที่เหลือจะอยู่ในมือของเอกชน ซึ่งหมายความว่าในอนาคตก็ยังจะมีค่าความพร้อมจ่ายจำนวนมหาศาลที่จะถูกส่งผ่านมายังบิลค่าไฟเหมือนเดิม
17 ปี ของการปรับค่าไฟฟ้า: ต้นทุนจริงที่ไม่ถูกส่งผ่านมาในค่าไฟ ทำให้ กฟผ. แบกหนี้ไว้เท่าไหร่บ้าง
จากการรวบรวมข้อมูลเอกสารสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของ กฟผ. ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2551 จนถึงการปรับค่าไฟฟ้าในรอบปัจจุบัน (พฤษภาคม – สิงหาคม 2568) พบว่า 17 ปีที่ผ่านมาประเทศไทยมีการปรับค่า Ft จำนวน 55 ครั้ง แต่มีเพียง 10 ครั้งเท่านั้นที่ค่า Ft ที่เรียกเก็บนั้นเท่ากับต้นทุนจริงในการคำนวณค่า Ft ของ กฟผ. (ไม่มีค่า AF สะสม) ในขณะที่มีจำนวน 8 ครั้งที่ค่า Ft เรียกเก็บนั้นสูงกว่าต้นทุนจริงที่เกิดขึ้น (ค่า AF สะสมติดลบ) ตัวอย่างเช่น ในรอบเดือน พฤษภาคม – สิงหาคม 2559 ต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าปรับตัวลดลง บวกกับค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่ต่ำกว่าคาดการณ์ จากการเลื่อนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Adder และ FiT ส่งผลให้ประมาณการค่า Ft ของ กฟผ. อยู่ที่ -43.48 สตางค์/หน่วย หากปรับตามต้นทุนที่เกิดขึ้นนี้ อัตราค่าไฟจะอยู่ที่ 3.32 บาท/หน่วย อย่างไรก็ตาม กกพ. ได้ประกาศเรียกเก็บค่า Ft ในอัตรา -33.29 สตางค์/หน่วย ทำให้ค่าไฟฟ้าเรียกเก็บที่ 3.42 บาทต่อหน่วย ส่วนต่างที่ไม่ถูกนำมาลดค่าไฟฟ้าในรอบดังกล่าวคือค่า AF สะสมติดลบ ซึ่ง กกพ. ได้เก็บไว้เพื่อบริหารจัดการค่า Ft และรักษาเสถียรภาพของอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
ส่วนการปรับค่า Ft ที่เหลืออีก 37 ครั้งเป็นการปรับค่า Ft ในอัตราที่ต่ำกว่าต้นทุนจริงที่เกิดขึ้น ส่งผลให้เกิดค่า AF สะสม และในจำนวนนี้ถูกส่งผ่านให้ กฟผ. รับภาระไว้ถึง 30 ครั้ง ปัจจัยสำคัญที่ส่งผลให้การเรียกเก็บค่า Ft ไม่สอดคล้องกับต้นทุนที่แท้จริงคือ ความผันผวนของราคาเชื้อเพลิง ดังเช่นในรอบเดือนตุลาคม 2551 ที่ราคาก๊าซธรรมชาติปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าซึ่งพึ่งพาก๊าซธรรมชาติเกือบร้อยละ 70 ในขณะนั้นอย่างมาก กฟผ. จึงจำเป็นต้องรับภาระทางการเงินจำนวน 10,068.94 ล้านบาท ภาระหนี้สินสะสมของ กฟผ. ดังกล่าวได้ดำเนินต่อเนื่องไป และด้วยปัจจัยราคาเชื้อเพลิงที่ทยอยปรับตัวลดลงในเวลาต่อมา ทำให้สามารถทยอยชำระคืนภาระหนี้ดังกล่าวได้หมดในเดือนกุมภาพันธ์ 2554
ต่อมาในช่วงปี 2565 ราคาก๊าซธรรมชาติได้ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ กฟผ. ต้องรับภาระหนี้จากค่า AF สะสม และมีหนี้สะสมสูงสุดเป็นประวัติการณ์ในรอบเดือน มกราคม – เมษายน 2566 เป็นจำนวน 158,957.25 ล้านบาท อันเป็นผลจากความพยายามของรัฐบาลในการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าไว้ที่ 4.72 บาทต่อหน่วย ซึ่งหากมีการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามต้นทุนที่เกิดขึ้นในขณะนั้น อาจทำให้อัตราค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้นเป็น 7.32 บาท/หน่วย แม้ปัจจุบันราคาก๊าซธรรมชาติมีการปรับตัวลดลง แต่ก็ยังเป็นต้นทุนที่สำคัญในโครงสร้างค่าไฟฟ้า และภาระหนี้สินจากค่า AF สะสมที่ กฟผ. ได้รับไว้ตั้งแต่ปี 2565 ยังคงถูกนำมาคำนวณในค่าไฟฟ้าเพื่อทยอยชำระคืนให้ กฟผ. จนถึงปัจจุบัน
สำหรับค่า AF สะสม ส่วนที่ไม่ได้ให้ กฟผ. รับไว้ กกพ. ได้ใช้วิธีการอื่นในการจัดการ เช่น การนำเงินบริหารค่า Ft จากค่า AF สะสมติดลบ หรือนำเงินเรียกคืนจากผลประโยชน์ส่วนเกิน (Claw Back) ของ 3 การไฟฟ้า ได้แก่ กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ในส่วนที่ไม่ได้มีการลงทุนตามแผน มาใช้ในการปรับลดค่าไฟฟ้า ในอดีต กกพ. เคยนำแนวทาง Claw Back มาใช้แล้ว เช่น ในการปรับค่าไฟฟ้ารอบเดือนพฤษภาคม – สิงหาคม 2563 ซึ่งเป็นช่วงที่มีการแพร่ระบาดของโรคโควิด 19 กกพ. มีมติให้คงค่า Ft ไว้ที่ -11.60 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้เกิดค่า AF สะสมประมาณ 5,119.74 ล้านบาท กกพ. จึงอนุมัติให้นำเงิน Claw Back จำนวน 5,121 ล้านบาทมาชดเชยในส่วนนี้
แนวทาง Claw Back ได้ถูกนำมาใช้อีกครั้งสำหรับคำนวณค่า Ft ในรอบล่าสุด (พฤษภาคม – สิงหาคม 2568) โดยมีการเรียกเก็บค่า Ft ในอัตรา 19.72 สตางค์/หน่วย ซึ่งส่งผลให้อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยลดลงจาก 4.15 บาทต่อหน่วย เป็น 3.98 บาทต่อหน่วย การดำเนินการดังกล่าวเป็นผลจากการนำเงิน Claw Back ประมาณ 12,200 ล้านบาท มาปรับลดค่าไฟฟ้าลง 17 สตางค์/หน่วย จากอัตราเดิมที่ 4.15 บาทต่อหน่วย เพื่อให้สอดคล้องกับมติ ครม. ที่กำหนดเป้าหมายอัตราค่าไฟฟ้าไว้ไม่เกิน 3.99 บาท/หน่วย
อย่างไรก็ตาม จากผลการคำนวณตามสูตรการปรับค่า Ft ของ กฟผ. พบว่า อัตราค่า Ft ที่เหมาะสมสำหรับรอบดังกล่าวควรอยู่ที่ 137.39 สตางค์/หน่วย ซึ่งจะส่งผลให้อัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บอยู่ที่ 5.16 บาท/หน่วย จึงจะสามารถสะท้อนต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แท้จริงและชำระคืนค่า AF สะสมจากรอบก่อนหน้าที่ กฟผ. รับภาระไว้ในรูปของหนี้สะสมได้ทั้งหมด การปรับค่า Ft ในรอบนี้เพียง 19.72 สตางค์/หน่วย ส่งผลให้เกิดส่วนต่างจำนวน 117.67 สตางค์/หน่วย หรือคิดเป็นมูลค่า 84,431.30 ล้านบาท เมื่อหักลบด้วยเงิน Claw Back จำนวน 17 สตางค์/หน่วย (12,198.01 ล้านบาท) จะคงเหลือส่วนต่างอีก 100.67 สตางค์/หน่วย (72,233.75 ล้านบาท) เป็นภาระหนี้สินที่ กฟผ. ต้องรับไว้ เพื่อนำไปพิจารณาในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าในรอบถัดไป
แม้ว่าการปรับลดอัตราค่าไฟฟ้าในรอบล่าสุดนี้จะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ในระดับไม่เกิน 4 บาทต่อหน่วยอีกครั้ง แต่เมื่อพิจารณาถึงแนวทางการดำเนินงานเพื่อให้ได้มาซึ่งตัวเลขดังกล่าว พบว่าเป็นเพียงการยืดภาระหนี้ของ กฟผ. ออกไป และอาศัยการสนับสนุนจากภาคส่วนอื่นเพิ่มเติม ซึ่งถือเป็นการเพิ่มภาระค่า AF สะสมอย่างต่อเนื่อง อันเป็นแนวทางที่ไม่ยั่งยืนในระยะยาว เนื่องจากภาระทางการเงินเหล่านี้ย่อมต้องถูกส่งผ่านไปยังอัตราค่าไฟฟ้าของผู้บริโภคในที่สุด ไม่ว่าจะในระยะเวลาอันใกล้หรือไกล
และแม้ กกพ. เองจะตระหนักดีว่าการปรับอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้น ซึ่งจะทำให้ค่าไฟอยู่ที่ 5.16 บาท/หน่วยนั้น จะเป็นการเพิ่มภาระค่าครองชีพแก่ประชาชนในภาวะเศรษฐกิจที่ไม่แน่นอนนี้ก็ตาม ทว่า แนวทางการปรับลดค่าไฟฟ้าในรอบนี้ มิได้มุ่งเน้นการแก้ไขปัญหาเชิงโครงสร้างที่เป็นปัจจัยให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าสูงขึ้น อาทิ ต้นทุนค่าเชื้อเพลิง โดยประมาณการการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในรอบนี้ยังคงพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนที่สูงถึงร้อยละ 60.54 ยิ่งไปกว่านั้น ยังคงมีค่าความพร้อมจ่ายที่ประมาณการไว้ถึง 36,843 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 22.47 ของประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าทั้งหมด 163,935 ล้านบาท ต้นทุนราคาแพงเหล่านี้ยังคงดำรงอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าต่อไป ซ้ำเติมด้วยการเพิ่มพูนหนี้สินค่า AF สะสม ซึ่งทั้งหมดนี้เป็นเพียงการซ่อนต้นทุนที่แท้จริงออกจากใบแจ้งค่าไฟฟ้าเป็นการชั่วคราวเท่านั้น
กฟผ. เองก็ลำบาก? หนี้ กฟผ. ทำให้ กฟผ. ได้รับผลกระทบอะไรบ้าง
แม้ว่าภาระทางการเงินอันเนื่องมาจากค่า AF สะสมที่ กฟผ. ได้รับไว้เป็นการชั่วคราวนั้น จะต้องถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในอนาคตอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ แต่การสะสมหนี้สินในระดับหมื่นล้านถึงแสนล้านบาท ย่อมส่งผลกระทบต่อสถานะทางการเงินและเสถียรภาพในการดำเนินงานของ กฟผ. ในระยะยาว
โดยอ้างอิงจากเอกสารรับฟังความคิดเห็นการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สำหรับงวดเดือนพฤษภาคม – สิงหาคม 2568 กกพ. ในการประชุมครั้งที่ 9/2568 (ครั้งที่ 951) เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2568 ได้พิจารณาภาระต้นทุนค่า AF ตามข้อเสนอของ กฟผ. เพื่อให้ กฟผ. สามารถดำเนินกิจการได้อย่างมั่นคงและต่อเนื่อง รวมถึงรักษาวินัยทางการเงินการคลังในการชำระคืนเงินกู้ตามกำหนดเวลา เนื่องจากหากไม่มีกำหนดการที่ชัดเจนในการชดเชยภาระค่า AF ให้แก่ กฟผ. จะส่งผลให้ กฟผ. มีความเสี่ยงต่อการถูกปรับลดอันดับความน่าเชื่อถือ (Credit Rating) ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อความสามารถในการจัดหาเงินทุนและต้นทุนทางการเงินที่เพิ่มสูงขึ้นของทั้งผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและ กฟผ. นอกจากนี้ ยังอาจส่งผลให้อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ปรับตัวสูงขึ้น และกระทบต่อเพดานหนี้สาธารณะของประเทศให้ขยับตัวสูงขึ้นอีกด้วย
อย่างไรก็ตาม เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2567 พัชรินทร์ รพีพรพงศ์ รองผู้ว่าการการเงินและบัญชี (CFO) กฟผ. เปิดเผยถึงผลการทบทวนการจัดอันดับเครดิตของ กฟผ. ประจำปี 2567 โดย บริษัท ทริสเรทติ้ง จำกัด ซึ่งยังคงยืนยันอันดับเครดิตของ กฟผ. ที่ระดับ “AAA” อันเป็นระดับเครดิตสูงสุด ส่วนแนวโน้มอันดับเครดิตยังคงถูกประเมินอยู่ที่ระดับ “Stable” หรือ “คงที่” ซึ่งจากรายงานประจำปี 2567 ของ กฟผ. ยังระบุว่าอันดับเครดิตดังกล่าว สะท้อนถึงความเชื่อมโยงและการสนับสนุนอย่างเต็มที่จากรัฐบาลไทยภายใต้พระราชบัญญัติ กฟผ. พ.ศ. 2511 รวมทั้งสถานะของ กฟผ. ซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจที่มีบทบาทสำคัญในการจัดหาไฟฟ้าเพื่อใช้ภายในประเทศ นอกจากนั้น กฟผ. ยังมีสถานะทางการเงินและผลการดำเนินงานที่แข็งแกร่งพร้อมสนับสนุนการลงทุนตามยุทธศาสตร์องค์กรในอนาคต
นอกจากนี้ ในรายงานประจำปีของ กฟผ. ยังระบุถึงภาพรวมทางการเงิน ปี 2567 ว่า กฟผ. มีอัตรากำไรสุทธิร้อยละ 7.41 ซึ่งเพิ่มขึ้นร้อยละ 0.33 จากปี 2566 ที่มีอัตรากำไรสุทธิร้อยละ 7.08 และมีกำไรสุทธิส่วนที่เป็นของ กฟผ. และบริษัทย่อย เป็นจำนวน 49,611 ล้านบาท ซึ่งเพิ่มขึ้น 688 ล้านบาทจากปี 2566 แม้ว่า กฟผ. จะยังมีภาระค่า Ft ค้างรับสะสม ที่รับไว้แทนผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2567 คงเหลือเป็นจำนวน 71,740 ล้านบาทก็ตาม
ค่าไฟลด แต่หนี้เพิ่ม: ปรับค่าไฟอย่างไรให้ยั่งยืน
เพื่อให้การลดอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างยั่งยืน โดยไม่เป็นการเพิ่มภาระหนี้จากค่า AF สะสม การปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจึงมีความสำคัญอย่างยิ่ง โดยเฉพาะการปรับปรุงต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบันยังคงพึ่งพิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศในสัดส่วนที่สูง ขณะเดียวกัน ร่างแผน PDP2024 ยังคงมีสัดส่วนโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติในระบบถึงร้อยละ 41 ซึ่งบ่งชี้ว่าประเทศไทยจะยังคงต้องพึ่งพาการนำเข้า LNG อย่างต่อเนื่อง สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2567-2580 (Gas Plan 2024) ที่คาดการณ์ปริมาณการนำเข้า LNG ในปี พ.ศ. 2580 คิดเป็นร้อยละ 43 โดยมีสัดส่วนหลักเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า การที่ประเทศไทยยังคงมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มมากขึ้น ย่อมส่งผลกระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ เนื่องจากราคาพลังงานในตลาดโลกมีความผันผวนสูง และความผันผวนดังกล่าวจะส่งผลโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชน
นอกจากนี้ การปรับปรุงวิธีการคำนวณค่าความพร้อมจ่ายให้มีอัตราที่เป็นธรรมยิ่งขึ้นก็เป็นสิ่งจำเป็น เนื่องจากปัจจุบันภาระค่าใช้จ่ายส่วนนี้ถูกผลักเข้ามาในบิลค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งหมด การปรับค่าไฟฟ้าอย่างยั่งยืนจึงจำเป็นต้องแก้ไขที่จุดเริ่มต้นของการวางแผน นั่นคือ การปรับปรุงแผน PDP ไม่ให้มีการการคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงเกินจริง ซึ่งนำไปสู่การสร้างโรงไฟฟ้าเกินความจำเป็น ผลพวงจากการวางแผน PDP ที่ไม่สอดคล้องกับความเป็นจริงนี้เองที่จะส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องแบกรับในที่สุด การปรับปรุงแผน PDP ให้มีความสมเหตุสมผลและสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าจริง ควบคู่ไปกับการลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงที่มีความผันผวนด้านราคา จะนำไปสู่ระบบพลังงานที่มีความมั่นคงและอัตราค่าไฟฟ้าที่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคอย่างแท้จริง
อ้างอิง
เอกสารสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)
บทความยอดนิยม
