ความไม่เป็นธรรมของค่าไฟ

สฤณี อาชวานันทกุล

ในยุคที่เรียกกันติดปากว่า “ของแพง ค่าแรงถูก” ปัญหาหนักอกของคนไทยทั้งประเทศก็คือ สินค้า และบริการที่กำลังขึ้นราคานั้นหลายชนิดไม่ใช่ของหรูหราราคาแพงที่นานๆ เราจะซื้อที แต่เป็นของที่เราจำเป็นต้องใช้ในชีวิตประจำวัน ไม่ว่าจะเป็น ค่าน้ำมัน ค่าเดินทาง ค่าอาหาร ไม่เว้นแม้แต่ “ค่าไฟฟ้า” สาธารณูปโภคพื้นฐานที่ขาดไม่ได้ในวิถีชีวิตสมัยใหม่ 

ค่าไฟที่แพงขึ้นอย่างต่อเนื่องทำให้คนไทยจำนวนมากขึ้นเรื่อยๆ เริ่มตั้งคำถามกับการจัดหาพลังงาน หลายคนนอกจากจะแชร์บิลค่าไฟของตัวเองในโลกออนไลน์แล้ว ยังสงสัยว่าเราต้อง “รับสภาพ” ค่าไฟที่สูงขึ้นอย่างไม่มีทางเลือกอื่นจริงหรือ โดยเฉพาะหลังจากที่ได้ฟังเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) หน่วยงานกำกับดูแลภาคพลังงาน กล่าวในงาน Energy Symposium 2022 เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2565 ว่า “แนวโน้มอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยรวมที่ประชาชนต้องจ่ายในระดับต่ำกว่า 4 บาทต่อหน่วยคงจะไม่ได้เห็นอีกแล้ว เนื่องจากเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงไป จากเดิมพึ่งพาก๊าซอ่าวไทยราคาต่ำ แต่ปัจจุบัน ปริมาณก๊าซจำกัดจนไทยต้องนำเข้าเชื้อเพลิงมากขึ้น โดยเฉพาะก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) นอกจากนี้การนำเข้าแบบสัญญาระยะยาวก็ทำได้ยาก ระยะหลังผู้ขายนิยมตลาดจรเพราะราคาสูงกว่า ปัจจุบันแอลเอ็นจีคิดเป็นต้นทุนผลิตไฟ 10 บาทต่อหน่วย เทียบกับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย 2-3 บาทต่อหน่วย และน้ำมัน 6 บาทต่อหน่วย”

การบอกไม่ว่าจะทางตรงหรือทางอ้อมให้คนไทย “ทำใจ” ว่าค่าไฟจะไม่ถูกลงแล้วเพราะเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้ามีแนวโน้มแพงขึ้นอย่างต่อเนื่อง เป็นการพูดไม่หมด พูดความจริงเพียงหนึ่งในสาม เท่านั้น 

ข้อเท็จจริงอีกสองข้อที่ กกพ. ละไว้ไม่พูดถึงในงานเสวนานั้นก็คือ

ข้อแรก “ค่าเชื้อเพลิง” ที่จริงแพงกว่าตัวเลขค่าเชื้อเพลิงหรือที่เรียกว่า ค่า Ft บนบิลค่าไฟหลายเท่า เนื่องจาก กกพ. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับภาระแทนประชาชน ซึ่ง ณ ต้นเดือนกันยายน 2565 กฟผ. รับภาระค่า Ft ทั้งหมดสูงถึง 87,849 ล้านบาท โดยงวดเดือนพฤษภาคม – สิงหาคม 2565 กกพ. มีมติเห็นชอบให้ค่า Ft เท่ากับ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งที่ค่า Ft ที่ควรจะเป็นตามสูตรอยู่ที่ 129.91 สตางค์ต่อหน่วย – ต่างกันถึง 5.2 เท่า

น่าสังเกตด้วยว่า ค่า Ft เดือนกันยายน 2565 ที่เพิ่มจาก 24.77 เป็น 93.43 สตางค์ต่อหน่วย ก็ยัง ต่ำกว่าค่า Ft “ที่ควรจะเป็น” ถึงกว่า 36 สตางค์ต่อหน่วย

ข้อสอง ค่าไฟของเราไม่ได้แพงเพียงเพราะปัจจัยภายนอกที่รัฐบาล (หรือใครก็ตาม) ไม่มีอำนาจ ควบคุม เช่น ราคาก๊าซธรรมชาติเหลวที่ไทยนำเข้าซึ่งปรับตัวสูงขึ้นมาก ความผันผวนของราคาพลังงานในสถานการณ์สงครามรัสเซีย-ยูเครน แต่บางส่วนแพงเพราะ “ความไม่เป็นธรรม” ต่อประชาชนคนใช้ไฟที่ฝังลึกอยู่ในระบบการจัดหาพลังงานของประเทศมาช้านาน

พูดอีกอย่างก็คือ ถ้าหากเราปฏิรูประบบการจัดหาพลังงานให้เป็นธรรมกับประชาชน ค่าไฟในอนาคตอาจไม่ลดลง แต่อย่างน้อยก็จะไม่เพิ่มอย่างก้าวกระโดดเท่ากับถ้าหากเราปล่อยให้ความไม่เป็นธรรม ทั้งหลายในบิลค่าไฟดำรงอยู่ต่อไป

ปอกเปลือกหัวหอม: ความไม่เป็นธรรมในสมการค่าไฟ

มีความไม่เป็นธรรมอะไรอยู่ในค่าไฟบ้าง เราเริ่มตอบคำถามนี้ได้ด้วยการถอดสมการที่ใช้ในการคำนวณ ค่าไฟแต่ละรอบดังนี้

ค่าไฟฟ้าที่เราจ่าย ประกอบด้วย “ค่าไฟฟ้าฐาน” ซึ่งหมายถึงต้นทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบจำหน่าย ซึ่งตั้งอยู่บนสมมุติฐานความต้องการใช้ไฟฟ้าและการันตีผลตอบแทนจากการลงทุนของรัฐเอง รวมถึง “ค่าการผลิต” ที่คำนวณจากสมมุติฐานความต้องการใช้ไฟฟ้า ราคาเชื้อเพลิง อัตราแลกเปลี่ยน และอัตราเงินเฟ้อ บวกด้วยค่าไฟฟ้าผันแปรหรือ “ค่า Ft” ซึ่งหมายถึงค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าจากเอกชนที่เปลี่ยนไปจากค่าไฟฟ้าฐาน บวกค่าบริการรายเดือนที่แตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าและภาษีมูลค่าเพิ่ม

แล้ว “ค่า Ft” คืออะไรกันแน่?หากดูเผินๆ เราอาจคิดว่ามันคือ “ค่าใช้จ่ายจริง” ที่รัฐต้องออกในการซื้อเชื้อเพลิงและซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าของเอกชน แต่ในความเป็นจริง ตัวเลขนี้มีทั้งตัวเลขจริงที่เปลี่ยนไปจาก ค่าไฟฟ้าฐาน เรียกว่า “ค่าเชื้อเพลิงฐาน” และตัวเลข “ประมาณการค่าเชื้อเพลิง” ที่รวมการันตีผลตอบแทน จากการลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าในอดีตของเอกชนเข้าไปด้วย

เราสามารถ “ปอกเปลือกหัวหอม” ถอดสมการค่าไฟเป็นสามชั้นได้ดังนี้

ชั้นแรก บิลค่าไฟที่เราจ่าย = ค่าไฟฟ้าฐาน + ค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) + ค่าบริการรายเดือน (แตกต่าง ตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า) + ภาษีมูลค่าเพิ่ม

ชั้นที่สอง ค่า Ft = ค่าเชื้อเพลิงฐาน + ประมาณการค่าเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้า กฟผ. + ประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. + ประมาณการค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ

ชั้นที่สาม ค่าเชื้อเพลิงฐาน คำนวณจากค่าเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่สอดคล้องกับค่า Ft ขายปลีก จำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง ซึ่งปัจจุบันไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า (คิดเป็นสัดส่วน 40-72% ของเชื้อเพลิงทั้งหมดตลอด ระยะเวลากว่า 3 ทศวรรษที่ผ่านมา)

โดยราคาก๊าซธรรมชาติ (P) = ราคา gulf gas หรือ pool gas + ค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง (S) + ค่าบริการส่งก๊าซ (ค่าผ่านท่อ) (T)

ชั้นที่สามเช่นกัน ประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. = ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payments : AP) + ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payments : EP) + ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense : PE) ในส่วนของโรงไฟฟ้าเอกชน

แล้ว “ความไม่เป็นธรรม” ฝังอยู่ที่ส่วนไหนบ้างในสมการค่าไฟของเรา คำตอบคือ บางส่วนอยู่ในค่าไฟฟ้าฐาน บางส่วนอยู่ในองค์ประกอบของ ค่า Ft โดยเฉพาะ ค่าบริการส่งก๊าซ (T) และประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ.

ลองมาไล่เรียงความไม่เป็นธรรมกับผู้บริโภคกันทีละเรื่อง

ความไม่เป็นธรรมในค่าไฟฟ้าฐาน

ทบทวนกันอีกครั้งว่า “ค่าไฟฟ้าฐาน” ในบิลค่าไฟของเรามาจากต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ระบบสายส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้าของรัฐในอดีต รวมถึง “ค่าการผลิต” ที่คำนวณจากสมมุติฐานต่างๆ อาทิ ความต้องการใช้ไฟฟ้า ราคาเชื้อเพลิง และผลตอบแทนที่ต้องการ

นั่นหมายความว่า ถ้าหากว่า “ความต้องการใช้ไฟฟ้า” ถูกพยากรณ์สูงเกินจริง รัฐก็จะก่อสร้างโรงไฟฟ้ามากเกินความจำเป็น ส่งผลให้ “ค่าการผลิต” สูงขึ้น ค่าไฟของเราก็จะแพงขึ้นโดยไม่มีความจำเป็น

เราจะรู้ได้อย่างไรว่าเรามีโรงไฟฟ้าเกินความจำเป็นมากน้อยเพียงใด วิธีหนึ่งคือดูจากอัตรา “กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง” (reserve margin) ว่าอยู่สูงกว่าเกณฑ์ที่กำหนดมากน้อยเพียงใด โดยปัจจุบัน “เกณฑ์กำลังผลิต ไฟฟ้าสำรอง” ของไทยเท่ากับ 15% ซึ่งหมายความว่า กำลังผลิตไฟฟ้าทั่วประเทศจะต้องอยู่ในระดับไม่น้อยกว่า 15% ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (เรียกว่าช่วง peak เช่น ฤดูร้อนในไทย) เพื่อให้รองรับความต้องการได้ และสามารถรับมือกับเหตุขัดข้องฉุกเฉินที่ไม่คาดหมายล่วงหน้า

ข้อเท็จจริงที่น่าตกใจคือ เมื่อนำกำลังการผลิตทั้งหมดมาเทียบกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (peak) จะพบว่ากำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองของไทยอยู่ในระดับที่สูงกว่าเกณฑ์ 15% ไม่น้อยกว่าสองเท่า (30%) มา ตลอดระยะเวลากว่าสองทศวรรษ ตัวเลขนี้ถ่างกว้างขึ้นอย่างชัดเจนตั้งแต่รัฐประหารปี 2557 เป็นต้นมา และถ่างกว้างขึ้นอย่างต่อเนื่องจนแตะระดับ 55% ณ สิ้นปี 2564 (ดูกราฟประกอบ) 

ตัวเลขในกราฟนี้ยังไม่รวมโรงไฟฟ้าหินกอง (ขนาด 1,400 เมกะวัตต์) และโรงไฟฟ้าบูรพาพาวเวอร์ (ขนาด 540 เมกะวัตต์) ซึ่งอยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ รวมถึงเขื่อนใหม่ในลาวอีก 4 แห่ง (ขนาดรวม ประมาณ 3,876 เมกะวัตต์) ที่รัฐบาลอนุมัติให้สร้างแล้ว ถ้ารวมกำลังการผลิตเหล่านี้เข้าไป กำลังการผลิตรวมจะเพิ่มเป็น 52,498 เมกะวัตต์ สูงกว่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด ณ สิ้นปี 2564 ถึง 74% (!)

ข้อมูล: http://www.eppo.go.th/index.php/th/energy-information/static-energy/static-electricity?orders[publishUp]=publishUp&issearch=1 (เข้าถึงเมื่อ 30 ก.ค. 65) วิเคราะห์โดยโครงการมุ่งสู่การเปลี่ยนผ่านพลังงานที่เป็นธรรมในประเทศ

น่าสังเกตว่า ในปี 2563 ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดลดลงไปแตะระดับใกล้เคียงกับปี 2561 ส่วนหนึ่งเป็นผลจากการที่เศรษฐกิจไทยหยุดชะงัก จีดีพีลดลงอย่างฮวบฮาบถึง 6.1% เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า เนื่องด้วยสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ทว่ากำลังการผลิตติดตั้งยังพุ่งสูงต่อไปเรื่อยๆ โดยไม่มีทีท่าว่าจะชะลอตัวลง ส่งผลให้ตัวเลขกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองถ่างกว้างกว่าเดิมอีก

ถ้าจะให้กำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองลดลงมาอยู่ที่เกณฑ์ 15% จากกำลังการผลิตรวม 52,498 เมกะวัตต์ (รวมโรงไฟฟ้า 2 แห่งและเขื่อนลาว 4 แห่งที่รัฐบาลอนุมัติแล้วเข้าไปด้วย) ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดจะต้องเพิ่มขึ้นถึง 1.4 เท่าจากปัจจุบัน (ใช้ตัวเลข “ปัจจุบัน” ที่ 32,254 เมกะวัตต์ เป็นตัวเลขความต้องการใช้ ไฟฟ้าสูงสุดระหว่างเดือน ม.ค. – ก.ค. 2565 ซึ่งเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ช่วงฤดูร้อนที่ปกติมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดประจำปี)

การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงเกินจริงตลอด 20 ปีที่ผ่านมา ส่งผลให้รัฐอนุมัติการสร้างโรงไฟฟ้าของทั้งรัฐและเอกชนมากเกินความจำเป็นตลอดมา ค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าของรัฐและเอกชนที่สร้างเกินความจำเป็นสะท้อนอยู่ใน “ค่าไฟฟ้าฐาน” ที่เราจ่าย

ควรสังเกตด้วยว่า ที่ผ่านมารัฐอนุมัติสร้างโรงไฟฟ้าเอกชนมากเกินความจำเป็นไปมากกว่าโรงไฟฟ้าของรัฐอีก จนทุกวันนี้ต้นทุนไฟฟ้าราว 63% หรือเกือบสองในสาม มาจากไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อจากเอกชนเป็นมูลค่าสูงถึง 444,000 ล้านบาทต่อปี 

นอกจากการสร้างโรงไฟฟ้าเกินจำเป็นจะส่งผลให้ “ค่าไฟฟ้าฐาน” สูงเกินจำเป็นแล้ว ผลลัพธ์จากการสร้างโรงไฟฟ้าเอกชนเกินจำเป็นยังส่งผลให้รัฐจ่าย “ค่าความพร้อมจ่าย” (อยู่ใน “ประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ.” ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของ “ค่า Ft”) สูงเกินจริงอีกด้วย เพราะรัฐต้องจ่ายชดเชยค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนต่อให้ไม่เดินเครื่อง (ดูรายละเอียดในส่วนถัดไป)

ภาระจากการลงทุนเกินในภาคการผลิตไฟฟ้า สามารถคำนวณได้จากการนำกำลังผลิตไฟฟ้าที่เกินจากระดับที่จำเป็นต่อการรักษาความมั่นคงของระบบ (กำลังผลิตสำรองร้อยละ 25 ก่อนปี 2546 และร้อยละ 15 หลังปี 2546) มาคูณกับค่าความพร้อมจ่าย (ล้านบาทต่อเมกะวัตต์(MW) ของกำลังการผลิต) (ดูรูปประกอบ ด้านล่าง)

ค่าความพร้อมจ่ายที่นำมาใช้ในการคำนวณเป็นค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของค่าความพร้อมจ่ายที่นำมา คำนวณค่า Ft สำหรับเดือนมกราคมถึงธันวาคมปี 2563 ใช้ข้อมูลจากโรงไฟฟ้าที่ไม่มีหน่วยผลิตในเดือนนั้นๆ เพื่อให้มั่นใจว่าค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นเกิดจากค่าความพร้อมจ่ายเท่านั้น ผลที่ได้คือ 265,350 บาท/MW/เดือน นั่นคือทุกเมกะวัตต์(MW) ในระบบที่ไม่ได้ใช้งานเนื่องจากกำลังการผลิตเกิน จะก่อให้เกิดเป็นภาระค่าความพร้อมจ่ายที่ 265,350 บาทต่อเดือน

กำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองของระบบ (เส้นแดง) เปรียบเทียบกับเกณฑ์ที่กำหนด (เส้นประเขียว) และปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เกินความจําเป็น (แท่งสีฟ้า)

ประมาณการภาระส่วนเกินในปี 2563 ที่ผ่านมา สูงถึง 39,948 ล้านบาท เนื่องจากกำลังผลิตสำรองสูงเกือบร้อยละ 60 คิดเป็นภาระค่าไฟส่วนเกินถึง 140 บาท/เดือน/ผู้ใช้ไฟ หากคิดรวมแล้วพบว่าผู้ใช้ไฟฟ้าแบกภาระค่าไฟฟ้าที่ไม่เป็นธรรมจากการลงทุนกำลังผลิตไฟฟ้าเกินสะสม ตั้งแต่ปี 2541- 2563 สูงถึง 337,000 ล้านบาท (ชื่นชม กรีเซน, 2564)

ตัวเลขประมาณการนี้ยังไม่รวมภาระการลงทุนเกินในระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้าและค่าก๊าซธรรมชาติที่มีภาระ “ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย” ตัวเลขนี้จึงเป็นค่าประมาณการแบบอนุรักษ์นิยม (conservative)

ในตอนต่อไป ลองดูความไม่เป็นธรรมต่างๆ ในค่า Ftกัน

ความไม่เป็นธรรมในค่าเชื้อเพลิง (อยู่ในค่า Ft)

ความไม่เป็นธรรมที่สำคัญอีก 4 ประการซ่อนอยู่ใน “ค่าเชื้อเพลิงฐาน” และ “ค่าพลังงานไฟฟ้า” (Energy Payment: EP ส่วนหนึ่งของการซื้อไฟฟ้าจากเอกชน) ซึ่งเป็นองค์ประกอบสำคัญของค่า Ft โดยเฉพาะในส่วนของ “ก๊าซธรรมชาติ” ซึ่งปัจจุบันเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ กฟผ. ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (มากกว่า 54%)

ความไม่เป็นธรรมประการแรก คือ ราคาเนื้อก๊าซที่อุตสาหกรรมปิโตรเคมีและโรงแยกก๊าซธรรมชาติจ่าย

(gas separation plant ย่อว่า GSP หรือ โรงแยกก๊าซ) ใช้ราคา gulf gas (ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเท่านั้น) ซึ่งถูกกว่าราคา pool gas (ราคาก๊าซเฉลี่ยจากทุกแหล่ง ได้แก่ อ่าวไทย เมียนมา และก๊าซธรรมชาติ เหลวแอลเอนจี) ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าส่งผู้บริโภค มากกว่า 2 เท่า (202 บาทต่อล้านบีทียู เทียบกับ 415 บาทต่อล้านบีทียู)

ก๊าซจากอ่าวไทยเป็น “ก๊าซชื้น” ซึ่งแปลว่ามีก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว เช่น โปรเพน เฮกเทน ฯลฯ ปน อยู่ในอัตราที่ค่อนข้างสูง มีค่าความร้อนสูงกว่าและมีมูลค่าเชิงพาณิชย์มากกว่าเพราะสามารถใช้ประโยชน์ในกระบวนการผลิตปิโตรเคมี ในขณะที่ก๊าซจากเมียนมาและก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) ส่วนใหญ่ประกอบด้วยมีเทนซึ่งไม่มีประโยชน์อื่นนอกเหนือจากการใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าหรือยานพาหนะ และดังนั้นจึงมีมูลค่าทางเศรษฐกิจต่ำกว่า จากมุมมองนี้ ก๊าซจากอ่าวไทยควรขายในราคาที่สูงกว่าก๊าซเมียนมา และแอลเอ็นจี

เมื่อดูราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ ย้อนหลัง 5 ปี พบว่าราคา gulf gas ที่อุตสาหกรรมและปิโตรเคมีใช้แต่ผู้บริโภคไม่ได้ใช้ อยู่ในระดับค่อนข้างคงที่ ในขณะที่ราคา pool gas ราคาก๊าซเฉลี่ยที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าส่งผู้บริโภค ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง สาเหตุหลักเนื่องจากราคาก๊าซจากเมียนมา และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) ปรับตัวสูงขึ้นมากโดยเฉพาะตั้งแต่กลางปี พ.ศ. 2564 เป็นต้นมา โดยเป็นผลพวงจากความไม่สงบหลังรัฐประหารเมียนมา และสงครามรัสเซีย-ยูเครน 

ข้อมูล: http://www.eppo.go.th/index.php/th/petroleum/gas/ng/price-pool

ถึงแม้ว่าต้นทุนของการผลิตก๊าซจากอ่าวไทยจะต่ำกว่าต้นทุนของการนำเข้าก๊าซจากเมียนมาและแอลเอ็นจี ก็ไม่ได้แปลว่าผู้ใช้ก๊าซจากอ่าวไทยจำเป็นต้องจ่ายค่าก๊าซต่ำกว่าราคาที่ผู้บริโภคไฟฟ้าต้องจ่ายสำหรับก๊าซนำเข้าที่มีคุณภาพต่ำกว่าก๊าซจากอ่าวไทยนั้นเป็นทรัพยากรธรรมชาติที่ประเทศไทยและคนไทยทั้งประเทศเป็นเจ้าของ คนไทยควรได้ประโยชน์โดยตรงจากการเป็นเจ้าของก๊าซอ่าวไทยมูลค่าสูงด้วยการขายก๊าซในราคา gulf gas ที่เป็นธรรม (สูงกว่า) ให้กับบริษัทปิโตรเคมีที่อยากใช้ก๊าซนั้นในการผลิตผลิตภัณฑ์มูลค่าสูง ซึ่งหลายส่วนก็นำไปส่งออก แต่นั่นไม่ใช่สิ่งที่เกิดขึ้น กลายเป็นว่าธุรกิจปิโตรเคมี เช่น กิจการในธุรกิจนี้ของ ปตท. สามารถใช้ก๊าซจากอ่าวไทยในราคาที่ต่ำเกินควร ขณะที่ผู้ใช้ไฟไม่มีทางเลือก ต้องจ่ายแพงกว่าสำหรับ pool gas นำเข้า

สรุปง่ายๆ ว่า ยิ่งราคา pool gas ขยับตัวห่างจากราคา gulf gas มากเพียงใด ผู้บริโภคก็ยิ่งต้อง “แบก” รับค่าไฟสูงขึ้นเท่านั้น ในขณะที่อุตสาหกรรมและปิโตรเคมีแทบไม่เคยต้องจ่ายแพงขึ้น เพราะจ่ายแค่ราคา gulf gas ซึ่งมีเสถียรภาพอย่างยิ่งตลอดระยะเวลาหลายปีที่ผ่านมา

ชื่นชม กรีเซน ผู้เชี่ยวชาญพลังงาน ประเมินว่าถ้าเราสามารถขจัดระบบการตั้งราคาสองชั้น (gulf gas กับ pool gas) ไปได้ กำหนดให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีต้องจ่ายค่าก๊าซจากอ่าวไทย (gulf gas) ในราคาเดียวกัน กับที่ผู้บริโภคจ่ายค่าก๊าซนำเข้า เราจะสามารถประหยัดค่าไฟฟ้าได้ถึงปีละกว่า 40,000 ล้านบาทต่อปี โดยสถานการณ์ที่จะเป็นธรรมกว่าในปัจจุบันก็คือ รัฐปรับนโยบายตั้งราคา pool gas เพื่อให้ ปตท. และบริษัทปิ โตรเคมีอื่นๆ จ่ายราคาเป็นธรรมที่สะท้อนมูลค่าเชิงพาณิชย์ของก๊าซชื้น จากนั้นรัฐใช้รายได้ที่เพิ่มขึ้นมาลดต้นทุนค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน (เพื่อชดเชยผู้ใช้ไฟฟ้าที่ไม่มีสิทธิใช้ก๊าซอ่าวไทยคุณภาพสูง ต้องใช้ก๊าซนำเข้าที่มีคุณภาพต่ำกว่าแทน)

ความไม่เป็นธรรมประการที่สองในค่าเชื้อเพลิงฐานฝังอยู่ในค่าบริการส่งก๊าซ (T) หรือที่เรียกสั้นๆ ว่า “ค่าผ่านท่อ” ซึ่งปัจจุบันมีรัฐวิสาหกิจ คือ บริษัท ปตท. จำกัด มหาชน (ปตท.) เพียงรายเดียวที่เก็บค่าให้บริการในส่วนนี้ เนื่องจากระบบท่อส่งก๊าซของประเทศยังเป็นระบบผูกขาด ยังไม่มีการแข่งขัน ถึงแม้ว่าหน่วยงานกำกับดูแล

คือ กกพ. จะมีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณต้นทุนอยู่บ้างก็ตาม ยกตัวอย่างเช่น ในการประชุมวันที่ 17 สิงหาคม 2565 กกพ. มีมติให้ปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซตามวิธีคำนวณต้นทุนคงที่ใหม่ จากเดิมที่คำนวณแบบค่าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ 40 ปี เป็นการคำนวณทุก 5 ปี โดยพิจารณาจากสินทรัพย์ที่มีการลงทุนและใช้งานจริง การปรับเกณฑ์ครั้งนี้ทำให้ค่าไฟลดลงกว่า 3 สตางค์ต่อหน่วย ลดต้นทุนค่าผ่านท่อในการผลิตไฟฟ้าได้มากกว่า 5,900 ล้านบาทต่อปี ระหว่างปี 2565-2569

อย่างไรก็ดี ความไม่เป็นธรรมของค่าผ่านท่อไม่ได้เกิดจากความไม่สมเหตุสมผล หรือความล้าสมัยของสูตรการคำนวณ ดังตัวอย่างมติ กกพ. ข้างต้นแต่เพียงอย่างเดียว แต่หลักๆ เกิดจากการที่รัฐรับประกัน ผลตอบแทนจากการลงทุน (อัตราผลตอบแทนภายในหรือ internal rate of return ย่อว่า IRR) ให้ ปตท. สูง ถึง 12.5% – 18%

ความไม่เป็นธรรมประการที่สามในค่าเชื้อเพลิง อยู่ในค่าบริการส่งก๊าซหรือค่าผ่านท่ออีกเช่นกัน กล่าวคือ โรงแยกก๊าซปัจจุบันจ่ายค่าผ่านท่อในราคาถูกกว่าผู้ใช้ก๊าซรายอื่นๆ รวมถึงโรงไฟฟ้า ทั้งที่ค่าผ่านท่อไม่สะท้อนปริมาณหรือลักษณะการใช้ท่ออย่างแท้จริงและไม่มีเหตุผลใดๆ ที่ผู้ใช้ที่ไม่ใช่โรงแยกก๊าซจะต้องจ่ายค่าผ่านท่อแพงกว่า 

ข้อเท็จจริงที่จะทำให้เราอึ้งกว่านั้นอีกก็คือ ต่อให้โรงไฟฟ้าเอกชนไม่เดินเครื่องเลย ปตท. ก็ยังคงเก็บค่าผ่านท่อตามสูตร ซึ่งก็จะมาอยู่ในบิลค่าไฟของเราเหมือนเดิม! เงินบางส่วนในบิลค่าไฟของเราจึงเป็น “ค่าไฟผี” ที่เรา ไม่ได้ใช้ แต่กลับต้องควักเงินจ่าย

ข้อเท็จจริงที่ว่า ปตท. เป็นทั้งผู้ให้บริการส่งก๊าซ และผู้ประกอบกิจการโรงแยกก๊าซรายใหญ่ที่สุดของประเทศ คือเป็นทั้ง “ผู้ซื้อ” และ “ผู้ขาย” ก๊าซธรรมชาติ สร้างแรงจูงใจให้เกิดการเอื้อประโยชน์ต่อตัวเองในทางที่ไม่เป็นธรรมกับคู่แข่ง โดยที่หน่วยงานกำกับดูแลที่เกี่ยวข้องอย่าง กกพ. และกระทรวงพลังงานยังไม่เคยมีนโยบายขจัดความไม่เป็นธรรมนี้แต่อย่างใด

ความไม่เป็นธรรมประการสุดท้ายที่แฝงอยู่ในค่าเชื้อเพลิง คือ ค่าเชื้อเพลิงส่วนต่างหรือ margin ที่ ปตท. บวกเพิ่มกับราคาเนื้อก๊าซที่ขายให้แก่โรงไฟฟ้า โดย ปตท. เรียกเก็บค่า margin 1.75% กับโรงไฟฟ้า กฟผ. และโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตอิสระรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) แต่เรียกเก็บค่า margin สูงถึง 9.33% กับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer: SPP) ในปี2564 โรงไฟฟ้า SPP ใช้ก๊าซ ในปริมาณที่มากกว่าก๊าซที่โรงไฟฟ้า กฟผ. และ IPP ใช้ รวมกันเสียอีก และในเมื่อ 80% ของไฟฟ้าที่ผลิตโดย SPP เป็นไฟฟ้าที่ขายให้ กฟผ. ภาระของการจ่ายค่า margin ก๊าซ ในอัตราที่แพงกว่าของโรงไฟฟ้า SPP จึงถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟในที่สุด

ชื่นชม กรีเซน คำนวณว่าหากมีการลดค่า margin ดังกล่าว ที่ ปตท. คิดกับ SPP ให้เท่ากับค่า margin ที่ ปตท. คิดกับ กฟผ. และ IPP จะทำให้เราลดค่าไฟได้ถึงปีละ 8,860 ล้านบาท

ความไม่เป็นธรรมในประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. (อยู่ในค่า Ft)

ความไม่เป็นธรรมที่สำคัญอีกข้อที่ผู้บริโภคมองไม่เห็น และหน่วยงานของรัฐก็แทบไม่เคยเอ่ยถึง อยู่ใน การคำนวณ “ประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ.” ซึ่งเป็นองค์ประกอบสำคัญของค่า Ft ดังที่ได้กล่าวไปแล้วก่อนหน้านี้ว่า ประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. = คำนวณจาก ค่าความพร้อม จ่าย (Availability Payments: AP) + ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payments: EP) + ค่าใช้จ่ายตามนโยบาย ของรัฐ (Policy Expense: PE) ในส่วนของโรงไฟฟ้าเอกชน

ค่าความพร้อมจ่ายหรือ AP หมายถึง ค่าตอบแทนที่รัฐต้องจ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนตามสัญญาซื้อไฟฟ้าระยะยาว (Power Purchase Agreement: PPA) ไม่ว่าโรงไฟฟ้านั้นๆ จะเดินเครื่องหรือไม่ก็ตาม ตามหลักการ “ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย” (take or pay) สาเหตุที่กำหนดเงื่อนไขที่ดูเผินๆ ไม่ยุติธรรมเช่นนี้ก็คือ เพื่อจูงใจให้ ภาคเอกชนเข้ามาลงทุนในภาคการผลิตไฟฟ้า ลดการก่อหนี้โดยภาครัฐ เนื่องจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้าต้องใช้ เงินลงทุนสูง ระยะเวลาคืนทุนนานหลายปี และมีความเสี่ยงและความไม่แน่นอนหลายประการ การสัญญาว่า จะจ่ายค่าความพร้อมจ่ายไม่ว่าโรงไฟฟ้าจะเดินเครื่องหรือไม่ จึงเป็นวิธีรับประกันผลกำไรและลดความเสี่ยงของเอกชน เพิ่มแรงจูงใจที่จะอยากเข้ามาลงทุน 

อย่างไรก็ดี ลำพังการใช้หลักการและวิธีคิดแบบนี้อาจไม่มีปัญหาอะไรนัก ถ้าหากว่ารัฐจัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan: PDP) อย่างรัดกุมรอบคอบ ไม่ใช่ว่าเอื้อประโยชน์เอกชนด้วยการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคตสูงเกินไปตลอดเวลา อัตรากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงลิบลิ่วเกินเกณฑ์ขั้นต่ำ 15% ไปมาก เพียงเพื่อสร้างความชอบธรรมให้กับการเดินหน้าสร้างและขยายโรงไฟฟ้าของเอกชน

ชื่นชม กรีเซน ผู้เชี่ยวชาญด้านเศรษฐศาสตร์พลังงาน ตั้งข้อสังเกตถึงปัญหาของแผน PDP ฉบับล่าสุด คือ แผน PDP พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Revision 1) ในงานวิจัยเรื่อง “ความเหลื่อมล้ำในการจัดสรรทรัพยากรสมัยใหม่: คลื่นความถี่ พลังงาน และผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และกรณีศึกษาผลกระทบจากนโยบายรัฐ” (2564) ว่า PDP2018 “…กำหนดให้เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็น 20,766 เมกะวัตต์ และสัดส่วนการเติบโตของพลังงานหมุนเวียนถูกกำหนดให้ส่งขายเข้าระบบได้ในช่วงสิบปีหลังของแผนเท่านั้น คือ ระหว่างปี 2569-2580 แต่ในช่วงแรกกลับเร่งเดินหน้าโครงการโรงไฟฟ้า เชื้อเพลิงฟอสซิลต่อไป โดยเฉพาะโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติและการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศที่มีการลงนาม ผูกมัดไว้แล้ว เป็นต้น …นอกจากนี้ มาตรการการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและการอนุรักษ์พลังงาน (energy efficiency) ถูกนำมาใช้ในแผนเพียงร้อยละ 7 และมีค่าเป็นศูนย์ในช่วง 10 ปีแรก ทั้งที่ได้รับการพิสูจน์แล้วว่ามีความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ ในต่างประเทศจะพิจารณาเป็นลำดับแรกเพราะเป็นการลงทุนที่มีราคาถูกที่สุดเมื่อเทียบกับทางเลือกต่างๆ ในการผลิตไฟฟ้า”

“นอกจากนี้ การพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ระบุในแผนพีดีปัจจุบัน ยังคำนวณจากปริมาณไฟฟ้า ในวันที่มีปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปีปัจจุบัน แล้วจึงกำหนดปริมาณไฟฟ้าและปริมาณไฟฟ้าสำรองที่ต้องผลิตในปีถัดไป ผลการคาดการณ์ในวิธีดังกล่าวจึงได้รับอิทธิพลจากความต้องการใช้ไฟฟ้าของ ภาคอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นกลุ่มที่มีความต้องใช้ไฟฟ้ามากที่สุด มากกว่ากลุ่มอื่นๆ เช่น ที่อยู่อาศัย หรือ เกษตรกรรม โดยไม่มีบทบังคับให้อุตสาหกรรมต้องประหยัดพลังงานหรือเพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงานของตน ในขณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต้องร่วมกันรับภาระต้นทุนจาก “ค่า Ft” ที่คำนวณจากการเปลี่ยนแปลงของค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและค่าซื้อไฟฟ้าในอัตราเดียวกันทั้งหมด”

กล่าวโดยสรุป ความไม่เป็นธรรมต่อผู้บริโภคอันเกิดจากการที่เราต้องจ่ายค่าไฟส่วนหนึ่งเป็น “ค่าความพร้อมจ่าย” ให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนที่ไม่ได้เดินเครื่องเลยนั้นมาจากการประมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงเกินจริงในอดีต และไม่มีบทบังคับให้อุตสาหกรรมต้องประหยัดพลังงานหรือเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ส่งผลให้มีกำลังผลิตจากโรงไฟฟ้าเอกชนมากเกินความจำเป็น

ไม่เพียงแต่เราต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนที่สร้างมาแล้วไม่ได้เดินเครื่อง แต่แนวโน้มเรายังต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่ายในอนาคตมากกว่าเดิมมาก เนื่องจากรัฐยังเดินหน้าอนุมัติให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการใหม่ๆ ถึงแม้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจะทะลุ 50% ไปแล้ว

อาทิ โรงไฟฟ้าหินกอง (ขนาด 1,400 เมกะวัตต์) และโรงไฟฟ้าบูรพาพาวเวอร์ (ขนาด 540 เมกะวัตต์) รวมถึงเขื่อนใหม่ในลาวอีก 4 แห่ง (ขนาดรวมประมาณ 3,876 เมกะวัตต์) ซึ่งทั้งหมดนี้อยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ

ทั้งที่โครงการเหล่านี้ไม่จำเป็นและหลายโครงการ อาทิ เขื่อนในลาว มีความเสี่ยงและต้นทุนมหาศาล ด้านสังคมและสิ่งแวดล้อม แม้จะโฆษณาว่าเป็น “พลังงานสะอาด” ก็ตาม

ในงานวิจัยเรื่องความเหลื่อมล้ำในการจัดสรรพลังงาน (2564) ที่อ้างถึงก่อนหน้านี้ ชื่นชม กรีเซน ตั้ง ข้อสังเกตต่อการเขียนแผน PDP2018 ว่า “นอกจากส่วนที่เป็นการคาดเดาจะไม่มีการพัฒนาปรับปรุงแล้ว ส่วนที่เป็นเทคนิคก็ยังมีความน่าเชื่อถือลดน้อยลงด้วย เดิมเกณฑ์การวางแผนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง 15% มีวิชาการรองรับ โดยเป็นผลจากการศึกษา Loss of Load Probability ที่อิงกับผลกระทบจากไฟตกไฟดับที่ตีเป็นตัวเลขมูลค่าทางเศรษฐศาสตร์ทว่าในแผน PDP ล่าสุด (PDP 2561 (2018)) กลับไม่มีการพูดถึงกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองแม้แต่ครั้งเดียว เป็นการ “ฉีกตำรา” โดยไม่มีแม้คำอธิบายว่าเหตุใดจึงหยุดใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองเป็นเกณฑ์ในการวางแผน (หรือจะเป็นเพราะกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงมาก ถ้ายังคงใช้เกณฑ์นี้โรงไฟฟ้าใหม่จะไม่เกิด)

“นอกจากนี้แผน PDP2018 การแบ่งระบบไฟฟ้าประเทศออกเป็นเขตต่างๆถึง 7 เขต และนำเอาหลักการวิเคราะห์เหตุสุดวิสัยโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่สุดหยุดฉุกเฉิน (N-1) ที่ปกติใช้วิเคราะห์ระดับประเทศมาใช้ในระดับภูมิภาคย่อย ซึ่งผิดหลักการ ไม่สะท้อนกับข้อเท็จจริงที่ว่า ระบบไฟฟ้ามีความเชื่อมโยงกันเป็นระบบเดียว 

“การบิดเบือนหลักวิชาการเทคนิคในแผน PDP จึงเป็นเสมือนอาการบ่งบอกถึงความกลับหัวกลับหางของการวางแผนการผลิตไฟฟ้า แทนที่ความต้องการไฟฟ้าและเกณฑ์ความมั่นคงจะเป็นตัวกำหนดว่าจะต้องสร้างโรงไฟฟ้าที่ไหน เท่าใด เมื่อไรบ้าง แต่สิ่งที่เกิดขึ้นคือ ความต้องการสร้างโรงไฟฟ้าของธุรกิจไฟฟ้า กลับเป็นตัวชี้กำหนดว่าจะต้องใช้เกณฑ์การวางแผนใด และค่าพยากรณ์ความต้องการจะต้องออกมาเท่าใด จึงจะสามารถรองรับ (justify) โครงการโรงไฟฟ้าในแผนธุรกิจของบริษัทผลิตไฟฟ้าต่างๆ ได้”

ความไม่เป็นธรรมที่กล่าวมาทั้งหมดในจุดต่างๆ ของค่าไฟ สามารถสรุปเป็นแผนภาพได้ดังนี้

ความไม่เป็นธรรมของค่าไฟซ่อนอยู่ตรงไหนบ้าง?

การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า PDP ที่ผ่านมา โดยเฉพาะในยุคปัจจุบัน จึงกล่าวได้อย่างเต็มปาก ว่า เน้นการเอื้อประโยชน์แก่ผู้ประกอบการโดยอ้าง “ความมั่นคงทางพลังงาน” แบบกลับหัวกลับหางสลับเหตุเป็นผล โดยไม่ใส่ใจกับเป้าหมายทางนโยบายอื่นๆ ที่สำคัญไม่แพ้กัน อาทิ การใช้ทรัพยากรอย่างคุ้มค่ามีประสิทธิภาพ อัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสม การกระจายความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิง การลดการนำเข้าพลังงาน และการลดผลกระทบด้านสังคมและสิ่งแวดล้อม รวมถึงการเปลี่ยนผ่านเข้าสู่สังคมเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามคำมั่นสัญญาเรื่อง “ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์” (Net Zero) ของประเทศไทย ซึ่งหมายความว่าต้องวางแผนไปสู่การใช้พลังงานหมุนเวียน 100% ไม่ช้าก็เร็ว

ฉะนั้นถ้าหากแผน PDP มูลค่านับล้านล้านบาทขาดประสิทธิภาพ ก่อให้เกิดการลงทุนเกินความจำเป็น แถมยังไม่คำนึงถึงต้นทุนที่ถูกลงเรื่อยๆ ของพลังงานหมุนเวียนอย่างแสงอาทิตย์ สุดท้ายภาระที่เกิดขึ้นก็จะตก อยู่กับเราทุกคนในฐานะ “ผู้ใช้ไฟ” ผ่านการเรียกเก็บค่าไฟฟ้านั่นเอง

ในเมื่อบิลค่าไฟของเราเต็มไปด้วยความไม่เป็นธรรมหลายประการดังที่กล่าวมาแล้ว สิ่งแรกๆ ที่เราทำได้และควรทำในฐานะ “ผู้ใช้ไฟ” คือ เลิกยอมรับข้ออ้างของหน่วยงานที่ว่า ค่าไฟเราแพงเพราะปัจจัยภายนอกที่ไม่มีใครควบคุมได้ เช่น ค่าเชื้อเพลิง LNG นำเข้า แต่รากสาเหตุอยู่ที่การวางแผนและการบริหารจัดการที่ไร้ประสิทธิภาพและเอื้อประโยชน์เอกชน

เลิกยอมรับข้ออ้างของภาครัฐ และหันมาร่วมกันเรียกร้องการรื้อระบบพลังงาน สร้างระบบใหม่ที่เป็นธรรมและยั่งยืนอย่างแท้จริง