จับตาค่าไฟฟ้างวดใหม่ (ก.ย.-ธ.ค. 66) มีแนวโน้มปรับตัวลดลงได้อีก 40 สต./หน่วย หากแหล่งก๊าซ G1 ในอ่าวไทยมาตามนัดผลิตได้ 500-600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ราคา LNG ไม่เกิน 20 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู ก.พลังงานแจงเจรจา กกร.ปรับสัญญาค่าซื้อไฟทั้งหมด แต่ถูกล็อกทำให้ลดค่าไฟเพิ่มไม่ได้
แหล่งข่าวจากกระทรวงพลังงาน เปิดเผยว่า จากกรณีที่ บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม (ปตท.สผ.) ประกาศล่าสุดโครงการ G1/61 (แหล่งเอราวัณ, ปลาทอง, สตูล, ฟูนาน) จะเพิ่มกำลังผลิตก๊าซธรรมชาติเป็น 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันภายในช่วงกลางปีนี้ และจะเพิ่มเป็น 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปลายปี และจะขึ้นมาอยู่ที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในเดือนเมษายน 2567 ซึ่งหากผลิตได้ตามแผนดังกล่าวจะช่วยทำให้ลดการพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) ลงได้ ประกอบกับหากราคาแอลเอ็นจีช่วงปลายปีไม่เกิน 20 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียูแล้วก็จะช่วยให้ค่าไฟงวดสุดท้ายของปีนี้หรืองวด 3/66 (ก.ย.-ธ.ค.) ราคาจะอยู่ที่ 4.30-4.40 บาท/หน่วยหรือลดลงราว 40 สตางค์จากงวด 2/66 (พ.ค.-ส.ค.) ที่ค่าไฟราคาเฉลี่ย 4.40 บาทต่อหน่วย โดยค่าไฟงวด 2/66 นั้นได้คำนวณจากราคาแอลเอ็นจีตลาดจรที่ 14.87 เหรียญ/ล้านบีทียู
ส่วนกรณีที่มีข้อเสนอลดต้นทุนค่าไฟด้วยการเจรจาปรับปรุงสัญญาค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากภาคเอกชนทุกประเภทเพื่อลดค่าความพร้อมจ่าย (AP) และปรับปรุงสัญญาค่าซื้อไฟพลังงานทำแทน (RE) ในรูปแบบ ADDER (อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยบวกเพิ่มจากอัตราค่าไฟฟ้าปกติเป็นระยะเวลา 7 หรือ 10 ปี ตามประเภทของโรงไฟฟ้า) ซึ่งเมื่อหมดสัญญาแล้วสามารถต่อสัญญาซื้อไฟทุก 5 ปีในรูปแบบค่าไฟหลักบวกค่าไฟฟ้าผันแปร (เอฟที) นั้น ทางกระทรวงพลังงานได้เจรจากับคณะกรรมการร่วมภาคเอกชน (กกร.) ซึ่งมีตัวแทนโรงไฟฟ้าเอกชนร่วมอยู่ด้วยว่าจะแก้ไขสัญญาได้หรือไม่ เช่นช่วงค่าไฟแพงในช่วง 6 เดือนแรกของปี 66 ขอชะลอการจ่ายไปก่อน การเปลี่ยนสัญญา ADDER ดังกล่าวปรากฏว่าเอกชนให้เหตุผลว่าเปลี่ยนแปลงไม่ได้กระทบการลงทุน ในขณะที่แบงก์เจ้าหนีัทั้งในและต่างประเทศก็ไม่เห็นด้วยกับการเปลี่ยนแปลงสัญญาแต่อย่างใด
นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กล่าวว่า ต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แพงขึันสาเหตุหลักคือค่าเชื้อเพลิงมีส่วนถึงร้อยละ 60 ส่วนที่เหลือเป็นต้นทุนอื่นๆ โดยในส่วนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่มีค่าAP, ค่า CP ค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า กฟผ.จะมีสัดส่วนร้อยละ 16 หรือ 0.76 สตางค์ อย่างไรก็ตามพบว่าสถิติการเดินเครื่องในปี 2565 ค่า AP ที่จ่ายให้ IPP ที่ไม่ได้สั่งเดินเครื่อง คิดเป็นอัตราประมาณ 13 สต. หรือไม่ถึง 3% ของคำไฟต่อหน่วยเท่านั้น
ส่วนสำรองไฟฟ้าของประเทศปี 2565 นั้นมีเพียงร้อยละ 36 ไม่ได้สูงถึงร้อยละ 58 ตามที่เป็นข่าวเพราะต้องคำนวณจากกำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable capacity) ที่มีเพียง 45, 225 MW หักจากพีกไฟฟ้าไม่ใช่คำนวณจากกำลังผลิตตามสัญญา (Contract capacity) ที่ 52,566 MW แต่อย่างใด โดยพีกไฟฟ้าปี 65 อยู่ที่ 33,177 MW โดยสำรองไฟฟ้าที่สูงก็มาจากเศรษฐกิจที่ผิดแผนคาดการณ์ของประเทศและยังมีผลกระทบจากโควิด-19 ซึ่งการผลิตไฟฟ้าต้องวางแผนระยะยาว ในขณะที่การประมูลโรงไฟฟ้าและการก่อสร้างโรงไฟฟ้าทดแทนของ กฟผ.ก็กำหนดชัดเจนต้นทุนต้องต่ำแข่งขันระหว่างกันลดภาระเงินภาครัฐ และจากการส่งเสริมพลังงานทดแทนที่เพิ่มขึันสำรองไฟฟ้าก็ต้องปรับสูงขึ้นเพื่อรองรับการผลิตที่ยังไม่เสถียรของพลังงานทดแทน