นโยบายมีปัญหา! สตง.ชำแหละโครงสร้างราคาไฟฟ้า 'ต้นตอ' สาเหตุคนไทยเสียค่าไฟแพง 

"...การกำหนดแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยกำหนดให้มีการใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนที่สูงกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น และรูปแบบของสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนที่ภาครัฐจัดทำขึ้นเพื่อให้เป็นไปตามนโยบายการจัดหาพลังงานไฟฟ้าและมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาทำให้ภาครัฐไม่สามารถเลือกสั่งให้มีการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าที่ต้นทุนต่ำที่สุดเพียงทางเดียว หรือไม่สามารถปฏิเสธการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในช่วงที่เกิดวิกฤตราคาพลังงาน หรือไม่สามารถยกเลิกการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลและเลือกผลิตไฟฟ้าเฉพาะจากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียนได้ ..."

การดำเนินงานด้านการกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานไฟฟ้า ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กำลังถูกจับตามอง

เมื่อ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ตรวจสอบพบปัญหา การกำหนดนโยบายและหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในการ บริหารจัดการเพื่อให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้ายังไม่เกิดประสิทธิภาพสูงสุดต่อผู้ผลิต และผู้ใช้ไฟฟ้าในสถานการณ์ปัจจุบัน ขณะที่การกำหนดนโยบายที่อาจส่งผลกระทบต่อการเปลี่ยนแปลงของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บ จากผู้ใช้ไฟฟ้า จึงมีข้อเสนอแนะให้แก้ไขปัญหาด้วยการกำหนดนโยบายและการจัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น 

สำนักข่าวอิศรา (www.isranews.org) รายงานว่า เมื่อเร็ว ๆ นี้ สตง. ได้สรุปรายงานการตรวจสอบผลสัมฤทธิ์และประสิทธิภาพการดำเนินงานด้านการกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานไฟฟ้า ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นทางการ 

สตง.ระบุวัตถุประสงค์ในการตรวจสอบเรื่องนี้ว่า “ไฟฟ้า” ถือเป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่จำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนที่ภาครัฐต้องจัดหาหรือดำเนินการให้มีอย่างทั่วถึง และมีการกำกับดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร รวมถึงการนำสาธารณูปโภคของรัฐไปให้เอกชนดำเนินการทางธุรกิจไม่ว่าด้วยประการใด ๆ รัฐต้องได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม โดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบกัน

ทั้งนี้ ปัจจุบันภาครัฐได้ดำเนินการจัดหาพลังงานไฟฟ้าสำหรับการให้บริการประชาชนเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการพลังงานไฟฟ้าของประเทศตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยปี พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan2018 Revision1: PDP2018 Rev.1) ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี(ครม.) และในส่วนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการกำกับดูแลอัตราค่าบริการ ภาครัฐได้มีการบริหารจัดการและดำเนินการตามประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. 2564 และประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง กระบวนการ ขั้นตอนการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ พ.ศ. 2565 เพื่อให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน เสถียรภาพทางด้านราคา และความยั่งยืนทางพลังงาน รวมถึงการกำหนดผลตอบแทนและการส่งผ่านต้นทุนการจัดหาพลังงานไฟฟ้าอย่างเป็นธรรมต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า

รายงาน สตง. ระบุว่า จากการตรวจสอบผลสัมฤทธิ์และประสิทธิภาพการดำเนินงานด้านการกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานไฟฟ้า ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยใช้ข้อมูลที่เกี่ยวข้องของทั้ง 3 หน่วยงาน ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2559 – 2566 เพื่อนำมาวิเคราะห์และสรุปผล

มีข้อตรวจพบและข้อเสนอแนะโดยสรุปดังนี้ 

ข้อตรวจพบ การกำหนดนโยบายและหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในการบริหารจัดการเพื่อให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้ายังไม่เกิดประสิทธิภาพสูงสุดต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้าในสถานการณ์ปัจจุบัน 

ผลการตรวจสอบข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า พบว่าองค์ประกอบของอัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในแต่ละงวดจะประกอบไปด้วย 

1. ค่าไฟฟ้าฐาน (การประมาณการต้นทุนระบบการผลิต ระบบส่ง ระบบจำหน่ายและกิจการจำหน่าย ค่าเชื้อเพลิงฐาน ณ พฤษภาคม – สิงหาคม 2558 ฯลฯ ซึ่งจะมีการปรับทุก 3 – 5 ปี)  

2. ค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft หรือค่าการปรับปรุงส่วนของต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเชื้อเพลิงฐาน ณ พฤษภาคม – สิงหาคม 2558 มีการปรับทุก 4 เดือน)

3. ค่าบริการรายเดือน (การสะท้อนต้นทุนการบริการจดหน่วยไฟฟ้า การพิมพ์และจัดส่งใบเสร็จ การรับชำระเงิน การบริการลูกค้า ซึ่งจะมีการปรับทุก 3 – 5 ปี) 

4. ภาษีมูลค่าเพิ่ม (ปัจจุบัน ครม. มีมติให้คง VAT ไว้ที่ร้อยละ 7 ของค่าไฟฟ้าฐาน ค่า Ft และค่าบริการรายเดือน 

สตง. ระบุว่า จากการวิเคราะห์สถิติค่าไฟฟ้าขายปลีกฐานเฉลี่ย (รวมค่าบริการ ไม่รวมค่า Ft และไม่รวม VAT) และสถิติค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย (รวมค่าบริการ รวมค่า Ft และไม่รวม VAT) ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2559 – 2566  

พบว่าค่าเฉลี่ยของค่าไฟฟ้าขายปลีกฐานเฉลี่ย และค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ย มีค่าใกล้เคียงกันอยู่ที่ 3.76 บาทต่อหน่วย และ 3.79 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ซึ่งเป็นผลมาจากการรักษาเสถียรภาพทางด้านราคาด้วยการแทรกแซงราคาค่าไฟฟ้าของภาครัฐผ่านการบริหารจัดการค่า Ft ด้วยการกำหนดอัตราค่า Ft เรียกเก็บสูงหรือต่ำกว่าค่า Ft ที่เกิดขึ้นจริง เพื่อรักษาระดับราคาค่าไฟฟ้าในแต่ละงวดให้มีการปรับเปลี่ยนตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เปลี่ยนแปลงไปโดยไม่ก่อให้เกิดผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ามากเกินไปในแต่ละงวด

แม้ว่าค่าเฉลี่ยของค่าไฟฟ้าขายปลีกฐานเฉลี่ย และค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยมีค่าใกล้เคียงกัน แต่กลับพบว่า 

- ค่าส่วนเบี่ยงเบนมาตรฐาน (Standard Deviation: SD) ของค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยมีค่า 0.43 บาทต่อหน่วย โดยสูงกว่าค่าไฟฟ้าขายปลีกฐานเฉลี่ยที่มีค่าส่วนเบี่ยงเบนมาตรฐาน 0.01 บาทต่อหน่วย 

- จากการวิเคราะห์ SD ของสถิติค่าไฟฟ้าขายปลีกฐานเฉลี่ย และค่าไฟฟ้าขายปลีกเฉลี่ยสะท้อนให้เห็นว่าองค์ประกอบของอัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในแต่ละงวดที่มีผลต่อการเปลี่ยนของค่าไฟฟ้า คือ ค่า Ft 

- เมื่อได้พิจารณากระบวนการ ขั้นตอนการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติซึ่งเป็นที่มาของค่า Ft ที่ใช้เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในแต่ละงวดหรือเรียกอย่างย่อว่าค่า Ft เรียกเก็บพบว่าองค์ประกอบหรือปัจจัยที่มีส่วนสำคัญต่อการเปลี่ยนแปลงค่า Ft คือ ค่าส่วนต่างของเงินค่า Ft จริงและเงินค่า Ft เรียกเก็บ สะสมยกมาจากงวดที่ผ่านมา (Accumulate Factor: AF) ซึ่งเป็นการคำนวณหาส่วนต่างของค่า Ft เรียกเก็บที่ประกาศใช้ ณ ต้นงวด (Estimated Fuel Cost: EFC คำนวณจากประมาณการค่าเชื้อเพลิง ประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)และประมาณการค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ) กับค่า Ft ที่เกิดขึ้นจริง (Actual Fuel Cost: AFCคำนวนจากค่าเชื้อเพลิงที่เกิดขึ้นจริง ค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ที่เกิดขึ้นจริง และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เกิดขึ้นจริง)

- ในแต่ละงวดของการคำนวณค่า Ft เรียกเก็บ หากค่า AFC สูงกว่าค่า EFC ย่อมส่งผลให้ค่า AF เป็นบวกหรือกล่าวได้ว่าการจัดเก็บค่า Ft ในงวดที่ผ่านมาต่ำกว่าต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง หรือในกรณีที่ค่า AFC ต่ำกว่าค่า EFC ย่อมส่งผลให้ค่า AF เป็นลบหรือกล่าวได้ว่าการจัดเก็บค่า Ft ในงวดที่ผ่านมาสูงกว่าต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง 

สตง. ระบุว่า ข้อมูลข้างต้นแสดงให้เห็นว่า มูลค่าของต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงในแต่ละงวดหรือค่า AFC ย่อมส่งผลต่อการคำนวณค่า Ft เรียกเก็บในแต่ละงวด และเมื่อนำสถิติค่า AFC ซึ่งประกอบด้วย ค่าเชื้อเพลิงที่เกิดขึ้นจริง ค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ที่เกิดขึ้นจริง และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐที่เกิดขึ้นจริง มาวิเคราะห์สหสัมพันธ์พหุคูณ (Multiple Correlation) และการวิเคราะห์การถดถอยพหุคูณ (MultipleRegression Analysis) เพื่อทดสอบความสัมพันธ์ของรายละเอียดค่าใช้จ่ายแต่ละรายการต่อค่า AFC พบว่ารายละเอียดค่าใช้จ่าย 3 รายการที่มีค่าสัมประสิทธิ์การถดถอยของตัวแปรในรูปแบบค่ามาตรฐานสูงที่สุดคือ 

1. ค่าพลังงานไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติมีค่าสัมประสิทธิ์การถดถอยของตัวแปรในรูปแบบค่ามาตรฐานอยู่ที่ 0.518 

2. ค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติของ กฟผ. มีค่าสัมประสิทธิ์การถดถอยของตัวแปรในรูปแบบค่ามาตรฐานอยู่ที่ 0.214 

3. ค่าพลังงานไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนอิสระหรือผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติโดยมีค่าสัมประสิทธิ์การถดถอยของตัวแปรในรูปแบบค่ามาตรฐานอยู่ที่ 0.194
ผลการวิเคราะห์ข้างต้นแสดงให้เห็นว่า ปัจจัยที่ส่งผลต่อการเปลี่ยนของค่า AFC โดยมากมาจากค่าพลังงานไฟฟ้าหรือต้นทุนผันแปรจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเป็นหลัก ซึ่งสอดคล้องกับสถิติการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงต่าง ๆ ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2560 – 2566 ที่มีสัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงถึงร้อยละ 53.10 – 60.20 ของเชื้อเพลิงทั้งหมด รวมถึงการได้รับผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงของสถานการณ์ด้านอุปทานก๊าซธรรมชาติทั้งจากแหล่งภายในและภายนอกประเทศและการกำหนดนโยบายที่อาจส่งผลกระทบต่อการเปลี่ยนแปลงของระดับราคาค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า ดังนี้ 

1.การประสบปัญหาด้านกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติจากภายในประเทศที่มีการปรับตัวลดลงจากสัดส่วนร้อยละ 71.80 เหลือเพียงร้อยละ 56.88 ของก๊าซธรรมชาติที่มีการจัดหาทั้งหมด เป็นผลให้
ต้องมีการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภายนอกประเทศเพิ่มเติมในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)ที่มีราคาที่สูงกว่าในสัดส่วนที่เพิ่มสูงขึ้นจากร้อยละ 28.20 เป็นร้อยละ 43.10 ของก๊าซธรรมชาติที่มีการจัดหาทั้งหมด เพื่อให้สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยภาคการผลิตไฟฟ้าของประเทศถือเป็นผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีสัดส่วนสูงที่สุดอยู่ที่ร้อยละ 57.34 – 61.93 ของกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทั้งหมด และด้วยสถานะของประเทศไทยที่เป็นประเทศผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติสุทธิ (มีศักยภาพในการผลิตต่ำกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศส่งผลให้ต้องมีการนำเข้าก๊าซธรรมจากต่างประเทศเพิ่มเติม) ต้องประสบวิกฤตราคาพลังงานจากปัญหาความขัดแย้งระหว่างประเทศ รวมถึงการแย่งชิงอุปทานก๊าซธรรมชาติในตลาดโลก เป็นผลให้ระดับราคาก๊าซธรรมชาติในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ 

2. การกำหนดนโยบายที่อาจส่งผลกระทบต่อการเปลี่ยนแปลงของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า จากการสอบทานข้อมูลกำลังการผลิตตามสัญญาในระบบไฟฟ้า ณ ปี พ.ศ. 2566 ข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเข้าสู่ระบบใน ปี พ.ศ. 2566 และข้อมูลต้นทุนการผลิตหน้าโรงไฟฟ้าในปี พ.ศ. 2566 

เมื่อนำข้อมูลทั้ง 3 ส่วนมาพิจารณาประกอบกันจะพบว่า SPP ที่มีกำลังการผลิตตามสัญญาในระบบไฟฟ้าที่ 9,331 MW หรือคิดเป็นร้อยละ 54.81 ของกำลังการผลิตตามสัญญาในระบบไฟฟ้าของ IPP ที่ 17,024 MW แต่ SPP กลับมีการผลิตไฟฟ้าเข้าระบบที่ 52,674.86 GWh หรือคิดเป็นร้อยละ 95.91 ของการผลิตไฟฟ้าของ IPP ที่ 54,919.57 GWh แม้ว่าต้นทุนโดยเฉลี่ยของ SPP จะสูงกว่า IPP ซึ่งเป็นผลมาจากข้อจำกัดด้านระบบไฟฟ้าตลอดจนข้อกำหนดผูกพันตามสัญญาระหว่าง กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยมีการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่องหลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า พ.ศ. 2564 กำหนดให้ผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้าสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าอย่างเป็นธรรมและจะเลือกปฏิบัติอย่างไม่เป็นธรรมมิได้ โดยคำนึงถึงมิติความปลอดภัยและสิ่งแวดล้อม (Safety & Environment) ซึ่งเป็นแนวปฏิบัติการกำกับผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์ตามลำดับ ดังต่อไปนี้

1) สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภท Must Run เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า 2) สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภท Must Take เพื่อให้เป็นไปตามเงื่อนไขตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ 3) สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าด้วยวิธีการ Merit Order เพื่อให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำที่สุด (ส่วนใหญ่จะเป็น IPP) เมื่อพิจารณาในรายละเอียดของลำดับการเดินเครื่องพบว่าการที่ SPP มีปริมาณการผลิตไฟฟ้าเข้าระบบใกล้เคียงกับ IPP เพราะ SPPมีรูปแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนด “ปริมาณการรับซื้อขั้นต่ำ (Minimum Take)” โดยอยู่ในลำดับการเดินเครื่องก่อน IPP เพื่อให้การซื้อขายไฟฟ้าเป็นไปตามสัญญาที่ได้กระทำไว้ซึ่งหากพิจารณาสถิติต้นทุนการผลิตหน้าโรงไฟฟ้าปี พ.ศ. 2566

ประกอบกับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าและลำดับการสั่งเดินเครื่อง ยังพบว่า รูปแบบสัญญาในลักษณะของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีค่าสูงกว่าค่าเฉลี่ยการผลิตหน้าโรงไฟฟ้ารวม เป็นโรงไฟฟ้าที่ถูกจัดอยู่ในลำดับการเดินเครื่องแบบ Must Take เนื่องจากพลังงานหมุนเวียนเป็นชนิดเชื้อเพลิงที่ยากต่อการกำหนดปริมาณการผลิตได้จึงจำเป็นต้องมีการรับซื้อในทุก ๆ หน่วยไฟฟ้าที่พลังงานหมุนเวียนสามารถผลิตได้ เพื่อตอบสนองต่อการปฏิบัติตามข้อตกลงระหว่างประเทศในการเข้าสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon neutrality)

เมื่อพิจารณาเพิ่มเติมในรายละเอียดของสัญญาที่มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนทั้งจาก SPP ประเภท Non–Firm และ VSPP พบว่า ภาครัฐได้มีการออกนโยบายให้มีส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเพื่อจูงใจผู้ผลิตไฟฟ้าทั้งสัญญาในรูปแบบที่มีค่า Adder และในรูปแบบ Feed–in Tariffs ประกอบกับสัญญารับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนทั้งจาก SPP ประเภท Non–Firm และ VSPP สัญญาในรูปแบบที่มีค่า Adder ประมาณ 576 สัญญา มีการกำหนดอายุสัญญา 5 ปี และสามารถต่ออายุสัญญาต่อเนื่องได้โดยอัตโนมัติ ถึงแม้ว่าค่า Adder จะมีกรอบระยะเวลาสิ้นสุดลง แต่อัตรารับซื้อไฟฟ้าในช่วงหลังจากสิ้นสุดการได้รับ Adder จะยังเป็นอัตราที่กำหนดตามสัญญาคืออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย (กรณีอัตราปกติ) หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 – 33 กิโลโวลต์ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย (กรณีอัตรา TOU) ทั้งนี้ กรณีที่ใช้อัตรา TOU เมื่อปรับขึ้นลงตาม Ft ขายส่งเฉลี่ยมีอัตราสูงถึง 4 – 5 บาทต่อหน่วย อีกทั้ง การไฟฟ้ายังต้องรับซื้อไฟฟ้าจากสัญญาของ SPP ประเภท Non–Firm ด้วยลำดับการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภท Must Take อีกด้วย 

สตง. ระบุว่า จากการกำหนดนโยบายและหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในการบริหารจัดการเพื่อให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้า ประกอบกับสถานการณ์ราคาพลังงานในตลาดโลก รวมถึงการดำเนินนโยบายในการรักษาเสถียรภาพทางด้านราคาค่าไฟฟ้าด้วยการตรึงค่า Ft ของภาครัฐ ส่งผลให้กฟผ.มีภาระค่า Ft ค้างรับสะสม ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2566 ยังคงอยู่ในระดับสูงถึง 99,689 ล้านบาท ซึ่งอาจส่งผลต่อการถูกปรับลดอันดับความน่าเชื่อถือ (Credit Rating) และกระทบต่อความสามารถในการจัดหาเงินทุนและต้นทุนทางการเงินที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งในอนาคตหาก กฟผ. และภาครัฐไม่สามารถบริหารจัดการภาระค่า Ft ค้างรับสะสมมูลค่า 99,689 ล้านบาท ได้นั้น ต้นทุนดังกล่าวจะถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าสูงถึง 161.50 สตางค์ต่อหน่วย (จากการคำนวณหน่วยจำหน่ายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ ณ งวดเดือนกันยายน – ธันวาคม 2566 ที่ 61,728.71 ล้านหน่วย) จะทำให้ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพและระดับราคาสินค้าภายในประเทศ เนื่องจากพลังงานไฟฟ้าเป็นปัจจัยพื้นฐานสำคัญในชีวิตประจำวันของประชาชน และการผลิตสินค้าและบริการ 

สตง. ย้ำว่า ผลการตรวจสอบข้างต้น แสดงถึงสาเหตุสำคัญของการบริหารจัดการเพื่อให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้าที่ยังไม่เกิดประสิทธิภาพสูงสุดต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้าภายใต้บริบททางเศรษฐกิจและสังคมในปัจจุบัน โดยมีสาเหตุมาจากการกำหนดแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยกำหนดให้มีการใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนที่สูงกว่าเชื้อเพลิงชนิดอื่นเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น และรูปแบบของสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนที่ภาครัฐจัดทำขึ้นเพื่อให้เป็นไปตามนโยบายการจัดหาพลังงานไฟฟ้าและมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาทำให้ภาครัฐไม่สามารถเลือกสั่งให้มีการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าที่ต้นทุนต่ำที่สุดเพียงทางเดียว หรือไม่สามารถปฏิเสธการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในช่วงที่เกิดวิกฤตราคาพลังงาน หรือไม่สามารถยกเลิกการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลและเลือกผลิตไฟฟ้าเฉพาะจากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงจากพลังงานหมุนเวียนได้ 

ทั้งนี้ จากข้อมูลในรายงานทั้งหมด สตง. ตระหนักถึงความสำคัญของการกำหนดนโยบายและหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในการบริหารจัดการเพื่อให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุดต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า ผู้ว่าการตรวจเงินแผ่นดินจึงมีข้อเสนอแนะให้ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ในฐานะกรรมการและเลขานุการของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณานำข้อมูลผลการตรวจสอบและข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินเสนอเข้าที่ประชุมของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติรวมถึงเผยแพร่ให้กับหน่วยงาน องค์กร หรือคณะบุคคลที่มีความเกี่ยวข้องในการกำหนดนโยบายตามข้อเสนอแนะข้อที่ 1 และข้อที่ 2 เพื่อพิจารณาดำเนินการในส่วนที่จะเป็นประโยชน์ต่อภาครัฐ ผู้ผลิตไฟฟ้าและผู้ใช้ไฟฟ้าในอนาคตต่อไป โดยข้อเสนอแนะที่ให้พิจารณาประกอบการดำเนินการ มีดังนี้ 

1. การกำหนดนโยบายและการจัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ในส่วนของการจัดสรรเชื้อเพลิงที่ใช้ในการขยายกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ควรคำนึงถึงความหลากหลายของชนิดเชื้อเพลิง และศักยภาพในการจัดหาให้ได้มาในปริมาณและราคาที่เหมาะสมลดปริมาณการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับศักยภาพในการจัดหาจากแหล่งผลิตภายในประเทศหรือแหล่งผลิตที่มีความผันผวนในระดับต่ำ เช่น แหล่งก๊าซธรรมชาติภายในภูมิภาค หรือพื้นที่ร่วมพัฒนาระหว่างประเทศไทยและประเทศเพื่อนบ้าน เป็นต้น ทั้งนี้ ในส่วนของเชื้อเพลิงชนิดอื่นที่จัดสรรเข้ามาเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงฟอสซิลอื่น ๆ ต้องคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ และการส่งผ่านต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงของการจัดหาให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าด้วยความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า 

2. การกำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) การกำหนดหลักเกณฑ์และการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน การกำหนดประเภทการรับซื้อไฟฟ้า โครงสร้างอัตราราคาพลังงานที่จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า รวมถึงการกำหนดราคาไฟฟ้าที่รับซื้อในอนาคต ควรมีการพิจารณาถึงความยืดหยุ่นของหลักเกณฑ์ เงื่อนไขสัญญา เงื่อนไขในการยกเลิกสัญญา เพื่อเป็นทางเลือกของภาครัฐในการสั่งเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าโดยเฉพาะในช่วงที่เกิดวิกฤตราคาพลังงาน และเพื่อเป็นทางเลือกให้ภาครัฐสามารถปรับเปลี่ยนการเลือกใช้พลังงานได้ทันกับข้อตกลงหรือข้อบังคับที่อาจเกิดขึ้นในระดับสากล รวมถึง เทคโนโลยีด้านพลังงานที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วในอนาคตด้วยความเป็นธรรมทั้งต่อผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า

*******

ทั้งหมดนี้ เป็นรายละเอียดในรายงานผลการตรวจสอบและข้อเสนอแนะ เกี่ยวกับการกำหนดนโยบายและหลักเกณฑ์ที่เกี่ยวข้องกับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในการ บริหารจัดการเพื่อให้ได้มาซึ่งพลังงานไฟฟ้า ของสตง. ที่มีการเปิดเผยออกมา ทำให้รู้ว่า การกำหนดนโยบายและการจัดทำแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) มีปัญหาสำคัญเกิดขึ้น และต้องมีการแก้ไขปัญหา เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบถึงคนไทย ในฐานะผู้ใช้ไฟฟ้า 

ส่วนหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จะรับข้อเสนอแนะไปดำเนินการอย่างไรต่อไป ต้องติดตามดูกันต่อไป