สาระสำคัญของ การเคาะอัตราค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (ค่าเอฟที-FT) งวดใหม่ ก.ย.-ธ.ค.67 คือ การชำระหนี้คืนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จากการรับภาระตรึงค่าไฟมานานสะสมไปมาร่วมๆเฉียดแสนล้านบาท คาดว่างวดนี้จะต้องปรับค่าเอฟทีบางส่วนประมาณ 20-40 สตางค์ต่อหน่วย และมีออฟชั่นให้เลือกเหมือนเดิม แต่ผู้เชี่ยวชาญฟันธงว่าค่าเอฟทีน่าจะขึ้นมากกว่า 40 สตางค์ เนื่องจากต้องเร่งชำระคืนให้กฟผ. โดยจะนำค่าเอฟทีงวดใหม่เปิดรับฟังความคิดเห็นประชาชน และทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ช่วงครึ่งเดือนหลังของก.ค.67 เพื่อประกาศค่าไฟใหม่ล่วงหน้า 1 เดือน
การพิจารณาคืนเงินให้ “กฟผ.” งวดนี้ เนื่องจากข้อจํากัดด้านสถานภาพทางการเงินของ “กฟผ.” ที่จะต้องมีสภาพคล่องในการดําเนินกิจการและวินัยทางการเงินการคลังในการชําระคืนเงินกู้ตามกําหนด มีภาระต้องจ่ายค่าดอกเบี้ย และยังมีหนี้ค่าเชื้อเพลิงที่ต้องทยอยคืนให้กับ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ที่ได้รับภาระไปงวดก่อนหน้านี้ด้วย
โดยค่าเอฟทีงวดนี้ (พ.ค.-ส.ค.67) กฟผ. เสนอขอทยอยเรียกเก็บค่าเอฟทีจากผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นระยะเวลาประมาณ 7 งวด (ตั้งแต่เดือนพ.ค.67-ส.ค.69) คิดเป็นเงินคืนต่องวดประมาณ 14,000 ล้านบาท หรือ 20.51 สตางค์ต่อหน่วย โดยขณะนี้มีภาระต้นทุนคงค้างที่ กฟผ. รับภาระแทนประชาชนคงเหลืออยู่ที่ 98,000 ล้านบาท
ทั้งนี้การต้องพิจารณาชำระคืนหนี้ให้กับ “กฟผ.” อย่างจริงจังในงวดนี้ อีกประเด็นมาจาก แนวโน้มรัฐบาลจะตรึง “ค่าเอฟที” อีกหลายงวด หรือปรับขึ้นให้น้อยที่สุด เนื่องจากแรงกดดันจากค่าครองชีพที่สูงอยู่เป็นทุนเดิม การปรับค่าไฟ ย่อมกระทบกับความมั่นคงของรัฐบาลไม่น้อย ขณะเดียวกันการใช้ไฟฟ้าในระบบ มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ความต้องการพลังไฟฟ้า (ในระบบ กฟผ.) จากม.ค.67 ที่ 28,852 เมกะวัตต์ เพิ่มเป็น 36,383 เมกะวัตต์ จำเป็นต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่มีราคาสูงมากขึ้นเช่นกัน เพื่อเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นในการผลิตไฟฟ้า
โดยในแต่ละงวด เรามีค่าใช้จ่ายในการผลิตไฟฟ้าป้อนประชาชนเพิ่มขึ้นตามลำดับ ตามความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น คิดเป็นหลักแสนล้านบาท ในงวดปัจจุบัน (พ.ค.-ส.ค.67) มีค่าใช้จ่ายรวม 201,286 ล้านบาท มาจาก
1.ค่าเชื้อเพลิงรวม 37,734 ล้านบาท ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลัก ซึ่งใช้อยู่เดือนละ 31,411 ล้านลบ.ฟุต
2.ค่าซื้อไฟฟ้า 152,520 ล้านบาท สัดส่วน 37.41% มาจากโรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่(ไอพีพี) 18.23% โรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (เอสพีพี) ซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 12.3% จากสัดส่วนการผลิตของกฟผ.32.06% (ณ เดือนพ.ค.67)
3.ค่าใช้จ่ายจากการส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า 328 ล้านบาท
4.อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Adder) จากการซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รุ่นแรกๆ 6,300 ล้านบาท ซึ่งเข้ามาอยู่ในโครงสร้างต้นทุนค่าไฟฟ้าด้วย
สำหรับ ราคาก๊าซธรรมชาติ ที่ถูกนำไปผลิตไฟฟ้าเป็นหลัก 56% มีผลต่อค่าเอฟทีในแต่ละงวดแน่นอน ตามรายงานของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ล่าสุด ราคา Spot LNG เฉลี่ยเดือนพ.ค.67 ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.1572 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ 11.2295 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าในภูมิภาคเอเชียเพิ่มขึ้น ส่วนราคาก๊าซธรรมชาติ (Pool) เดือนพ.ค.67 ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อนเช่นเดียวกัน 7.7826 บาทต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ 300.1624 ล้านบาทต่อล้านบีทียู
ส่วน ราคา Spot LNG เฉลี่ยในสัปดาห์แรกของเดือนก.ค.ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ ก่อน 0.528 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ระดับ 12.172 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ปัจจัยสาคัญมาจาก ปรากฏการณ์ลานีญาที่ทำให้สภาพอากาศแปรปรวนส่งผล กระทบต่อความต้องการใช้ LNG ของหลายๆ ประเทศ โดยเฉพาะเอเชียใต้และอาเซียนที่ความต้องการไฟฟ้าลดลง หลังเกิดพายุฝนตกหนักและน้ำท่วมในหลายพื้นที่ รวมถึงความต้องการ LNG ประเทศจีนลดลง เนื่องจากภาคใต้ของจีนสามารถผลิตไฟฟ้าจากพลังงานน้ำได้มากขึ้น หลังจากมีฝนตกหนักต่อเนื่อง ในขณะที่มีการเพิ่มกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าถ่านหินในมณฑลกวางตุ้ง
ยังไงประหยัดไฟฟ้าก็เป็นหนทางที่ดีที่สุดกับทุกภาคส่วน ทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าเอง เพราะค่าไฟฟ้ามีแต่จะเพิ่มขึ้น และระบบของประเทศ
……………………….
คอลัมน์ : เข็มทิศพลังงาน
โดย “สัญญา สายัน”
สนับสนุนคอลัมน์ โดย : บริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จำกัด (มหาชน)
