ค่าไฟแพงไม่ใช่เรื่องบังเอิญ แต่คือผลจากโครงสร้างพลังงานที่ผูกไทยไว้กับ LNG เชื้อเพลิงที่แพง ผันผวน และควบคุมไม่ได้ ขณะที่โลกหันไปใช้โซลาร์และลมซึ่งถูกกว่าและคาดการณ์ได้ แต่ไทยยังติดอยู่กับแผนพลังงานและสัญญา “ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย” ที่บังคับให้ประชาชนจ่ายค่าไฟแพงไปอีกหลายสิบปี
เข้าหน้าร้อนอุณหภูมิที่สูงขึ้น เครื่องปรับอากาศของเราจึงทำงานหนัก นั่นคือสาเหตุค่าไฟแพง แม้ดูเหมือนว่าใช้ไฟฟ้าเท่าเดิม แต่บิลค่าหน้าร้อนกลับเพิ่มขึ้น 20-50% พอมาผนวกกับไฟสงครามสหรัฐฯ-อิสราเอล VS.อิหร่าน ยิ่งตอกย้ำถึงสาเหตุหลัก (LNG Trap) ไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า แต่แหล่งก๊าซในอ่าวไทยลดลง ทำให้ต้องนำเข้า LNG มากขึ้น ซึ่งราคานำเข้า (โดยเฉพาะตลาดจร หรือ Spot LNG) มีความผันผวนสูงและมักแพงกว่าก๊าซในประเทศ
นี่คือโจทย์ใหญ่ด้านพลังงานของประเทศ รอรัฐบาลชุดใหม่เข้ามาเร่งแก้ไข โดยเฉพาะในการปรับโครงสร้างพลังงานของประเทศ เพื่อลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลและการสร้างเสถียรภาพค่าไฟในระยะยาว
-ปรับโครงสร้างต้นทุนและสัญญา: ระบบ "Pool Gas" ที่นำก๊าซราคาแพงมาเฉลี่ยรวมกัน และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ "Take or pay" (จ่ายแม้ไม่ได้ใช้) ทำให้ประชาชนต้องแบกรับภาระค่าความพร้อมจ่าย (AP) ของโรงไฟฟ้าเอกชน
-ลดผลกระทบ: ค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่ปรับตัวสูงขึ้น: จนส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพและต้นทุนการผลิตของภาคธุรกิจ
-เร่งแนวทางแก้ไข: โดยการเร่งเพิ่มการผลิตก๊าซในประเทศ การทำสัญญา LNG ระยะยาวที่ราคาเหมาะสม การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy) เพื่อลดการพึ่งพาฟอสซิล และการบริหารจัดการกำลังผลิตสำรองที่ล้นเกิน
•กรีนพีซ ยันไทยถึงเวลาเปลี่ยนใช้พลังงานไฟฟ้า
รายงานจากกรีนพีซ ประเทศไทย เผยว่าการเปลี่ยนผ่านทางพลังงานโลกในปี 2568 ที่ผ่านมา นับเป็นหมุดหมายสำคัญ เมื่อสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนพุ่งสูงขึ้นจนแซงหน้าการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินเป็นครั้งแรก ขณะเดียวกัน พลังงานหมุนเวียนสามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นทั่วโลกได้มากกว่าร้อยละ 90 ส่งผลให้ภาพรวมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีแนวโน้มก้าวขึ้นแทนที่ถ่านหินภายในช่วงกลางปี 2569 และขึ้นเป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักของโลก สอดรับกับบริบทของประเทศไทย
ตามรายงาน Thailand: Turning Point for a Net-Zero Power Grid โดย BloombergNEF ชี้ให้เห็นว่า การลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานหมุนเวียน ควบคู่ระบบสายส่งอัจฉริยะ (Smart Grid) และระบบกักเก็บพลังงาน มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์มากกว่าโรงไฟฟ้าก๊าซแห่งใหม่ และสามารถแข่งขันได้ ภายใต้เงื่อนไขด้านต้นทุนเชื้อเพลิงและความเสี่ยงระยะยาว ดังนั้น ทิศทางนโยบายการลงทุนด้านพลังงานของไทยจึงควรปรับเปลี่ยนจากการขยายโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับก๊าซฟอสซิล ไปสู่การเร่งลงทุนในพลังงานหมุนเวียนควบคู่กับระบบสมาร์ทกริดและแบตเตอรี่ เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ลดต้นทุนในระยะยาว และสอดรับกับการเปลี่ยนผ่านพลังงานในระดับโลก
ท่ามกลางพลวัตการเปลี่ยนผ่านพลังงานโลก (Global Energy Transition) เพื่อหลุดพ้นจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิล ทิศทางนโยบายพลังงานของไทยกลับแสดงสัญญาณที่สวนทางกับกระแสโลกอย่างมีนัยสำคัญ ข้อมูลเศรษฐศาสตร์พลังงานปี 2568 บ่งชี้ว่า ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (Levelized Cost of Energy: LCOE) ของพลังงานหมุนเวียนในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกได้ปรับตัวลดลงจนมีความได้เปรียบเชิงแข่งขันอย่างชัดเจน โดยโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ระดับสาธารณูปโภค (Utility-scale Solar PV) ได้ก้าวขึ้นเป็นแหล่งผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำที่สุดในภูมิภาค ด้วยค่า LCOE ระหว่าง 27 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (ในจีน) ถึง 118 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง (ในญี่ปุ่น) ในปี 2025 ในขณะเดียวกัน พลังงานลมบนบก (Onshore Wind) โดยเฉพาะในกลุ่มประเทศผู้นำอย่างจีน อินเดีย และเวียดนาม อยู่ที่ 25–70 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง ซึ่งต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) ที่ยังคงสูงถึง 77-130 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง
แนวโน้มการพัฒนาด้านราคานี้เป็นผลสืบเนื่องจากความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีในช่วงทศวรรษที่ผ่านมา (ปี 2553-ปัจจุบัน) ส่งผลให้ต้นทุนพลังงานแสงอาทิตย์ลดลงถึงร้อยละ 90 พลังงานลมลดลงร้อยละ 69 และระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอร์รี่ลดลงถึงร้อยละ 89 นอกจากนี้ BloombergNEF คาดการณ์ว่าภายในปี 2569 ต้นทุนแบตเตอรี่จะปรับตัวลดลงต่ำกว่า 100 ดอลลาร์สหรัฐต่อหน่วยและยังมีแนวโน้มลดลงต่อเนื่องในระยะยาวอีกร้อยละ 35 ภายในปี 2603 ซึ่งตอกย้ำถึงความจำเป็นเร่งด่วนที่ประเทศไทยต้องปรับตัวเชิงโครงสร้าง
•ภาวะย้อนแย้ง : โครงสร้างทางพลังงานของไทย
สถานการณ์พลังงานของประเทศไทยในปัจจุบันกำลังเผชิญกับ “ภาวะย้อนแย้งทางยุทธศาสตร์” (Strategic Paradox) อย่างมีนัยสำคัญ กล่าวคือ ในขณะที่ประชาคมโลกกำลังมุ่งลดการใช้พลังงานเชื้อเพลิงฟอสซิล ประเทศไทยกลับมีทิศทางนโยบายที่นำไปสู่ “ภาวะติดกับดักพลังงานฟอสซิล” (Fossil Lock-in) อันเป็นผลพวงจากกระบวนการวางแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan: PDP) ในอดีตที่ขาดความยืดหยุ่นและตั้งอยู่บนสมมติฐานการคาดการณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่สูงเกินจริง (Over-forecasting) นำมาสู่การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่ผูกมัดระยะยาวจนทำให้มีปริมาณไฟฟ้าสำรองในระบบ (Reserve Margin) ล้นเกินความจำเป็น
ผลพวงจากการวางแผนดังกล่าว ผลักดันให้ประเทศเดินหน้าขยายโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับก๊าซฟอสซิลอย่างไร้ทิศทาง อ้างอิงจากแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561–2580 (Gas Plan 2018) ที่กำหนดเป้าหมายการนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญจนแตะระดับ 26 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2580 เพื่อรองรับภาคการผลิตไฟฟ้าที่ยังคงพึ่งพาก๊าซฟอสซิลเป็นเชื้อเพลิงหลักในสัดส่วนสูงถึงร้อยละ 53 ของกำลังการผลิตทั้งหมด การกำหนดทิศทางเช่นนี้นำมาซึ่งความเสี่ยงที่เม็ดเงินลงทุนในโครงการขนาดใหญ่ เช่น โครงการก่อสร้างท่าเรือ LNG แห่งที่ 3 อาจกลายเป็น “สินทรัพย์ที่ด้อยค่า” (Stranded Assets) ในอนาคต หากโลกเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาดเร็วกว่าที่คาดการณ์ไว้
ความเปราะบางเชิงโครงสร้างปรากฏชัดเจนจากข้อมูลในรายงานประจำปี 2567 (EPPO Annual Report 2024) ที่ชี้ให้เห็นว่า ในปี 2566 ปริมาณการนำเข้า LNG พุ่งสูงขึ้นแตะระดับ 11.6 ล้านตัน คิดเป็นอัตราการขยายตัวกว่า ร้อยละ 40 เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า (Y-o-Y) สำหรับสถานการณ์ในปี 2567 แม้โครงสร้างอุปทานจะเริ่มส่งสัญญาณบวกจากการผลิตในประเทศที่ฟื้นตัว ส่งผลให้สัดส่วนการนำเข้า LNG ลดลงมาอยู่ที่ร้อยละ 28 แต่ปัจจัยพื้นฐานระยะยาวยังคงน่ากังวล เนื่องจากการถดถอยของปริมาณสำรองในอ่าวไทยและเมียนมา ทำให้มีการคาดการณ์ว่าในระยะยาว ไทยอาจต้องพึ่งพา LNG สูงถึงร้อยละ 60 ของความต้องการก๊าซทั้งหมดภายในกลางทศวรรษ ปี ค.ศ. 2030
กลไกราคาพลังงานของไทยจึงตกอยู่ในสภาวะเปราะบางจากการพึ่งพาการนำเข้า ซึ่งส่งผลโดยตรงต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่าไฟฟ้าผันแปร (Fuel Adjustment Charge: Ft) แม้ปัจจุบันอัตราค่า Ft จะปรับตัวอยู่ที่ระดับ 9.72 สตางค์ต่อหน่วย สะท้อนราคา LNG ที่อ่อนตัวลง แต่เสถียรภาพดังกล่าวเป็นเพียงสภาวะชั่วคราว (Transient Stability) เพราะสิ่งที่น่ากังวลยิ่งกว่าคือ ภาระหนี้สะสมของ กฟผ. (Accumulated Factor: AF) จากวิกฤตราคาช่วงสงครามรัสเซีย-ยูเครน ที่ยังคงเป็นพันธนาการทางการเงิน ทำให้ค่าไฟฟ้าไม่สามารถปรับลดลงได้ตามต้นทุนเชื้อเพลิงจริง บั่นทอนขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศ และแม้ภาครัฐจะพยายามแทรกแซงราคาผ่านการอุดหนุนข้ามกลุ่ม (Cross-subsidization) เพื่อตรึงค่าไฟครัวเรือน แต่ภาระต้นทุนส่วนเกินกลับถูกผลักไปยังภาคอุตสาหกรรม ซึ่งยิ่งซ้ำเติมต้นทุนการผลิตของภาคธุรกิจไทย
พลวัตของตลาด LNG ที่เปราะบาง
นอกเหนือจากผลกระทบด้านราคา จุดเปราะบางเชิงยุทธศาสตร์ที่สำคัญที่สุดคือ “ความเสี่ยงทางภูมิรัฐศาสตร์” (Geopolitical Risks) ซึ่งสอดคล้องกับผลการวิจัยภายใต้โครงการ CASE (Clean, Affordable, and Secure Energy for Southeast Asia) โดยสถาบันวิจัยพลังงาน (ERI) และ Agora Energiewende ที่ชี้ให้เห็นว่า พลวัตของตลาด LNG โลกถูกกำหนดโดยปัจจัยความขัดแย้งระหว่างประเทศและความปลอดภัยของเส้นทางขนส่งทางทะเล (Maritime Logistics Security)
ความผันผวนเหล่านี้ไม่เพียงแต่ทำให้ต้นทุนการนำเข้าพุ่งสูงขึ้นฉับพลัน แต่ยังซ้ำเติมสถานะทางการเงินของหน่วยงานสาธารณูปโภคอย่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่แบกรับภาระหนี้สะสมมาตั้งแต่วิกฤตการณ์รัสเซีย-ยูเครน ให้มีความเปราะบางยิ่งขึ้น และท้ายที่สุด ต้นทุนความเสี่ยงเหล่านี้ย่อมถูกถ่ายทอด (Pass-through) กลับมาสู่ภาคครัวเรือนและภาคอุตสาหกรรมในรูปแบบของค่าไฟฟ้าที่ไม่อาจปรับลดลงได้อย่างยั่งยืน
อีกหนึ่งปัญหาสำคัญคือ ความไม่ยืดหยุ่นของระบบโครงสร้างพื้นฐาน (Systemic Rigidity) ที่นำไปสู่ “ภาวะติดกับดักพลังงานฟอสซิล” (Fossil Lock-in) โดยผ่านกลไก “สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว” (Power Purchase Agreement: PPA) และข้อสัญญาแบบ “ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย” (Take-or-Pay) พันธนาการทางสัญญารูปแบบนี้บีบบังคับให้หน่วยงานสาธารณูปโภคจำเป็นต้องรับซื้อก๊าซและเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าต่อเนื่องไปอีก 20–25 ปี แม้ว่าต้นทุนเชื้อเพลิง LNG จะพุ่งสูงขึ้นหรือเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนจะมีต้นทุนต่ำกว่าเพียงใดก็ตาม สภาวการณ์นี้เท่ากับเป็นการผูกมัดประเทศไว้กับเทคโนโลยีที่เสี่ยงต่อการล้าสมัย (Obsolescence Risk) และตัดโอกาสในการเข้าถึงต้นทุนพลังงานที่ถูกกว่าในอนาคต
นอกจากนี้ ข้อมูลจากการศึกษาวงจรชีวิตผลิตภัณฑ์ (Lifecycle Assessment) ยังเผยให้เห็นข้อเท็จจริงว่า การนำเข้า LNG อาจส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมรุนแรงกว่าเชื้อเพลิงดั้งเดิมอย่างถ่านหิน โดยการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตลอดวัฏจักรของโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG นำเข้าจากสหรัฐฯ มีปริมาณสูงกว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ผลิตในท้องถิ่นถึงร้อยละ 33 สะท้อนให้เห็นว่า การพึ่งพา LNG นำเข้าขัดแย้งกับเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ภายในปี 2050 (Net Zero 2050) ที่ประเทศไทยได้ประกาศไว้ในเวทีนานาชาติ
ความเปราะบางด้านความมั่นคงทางพลังงานยังถูกซ้ำเติมด้วยปัจจัยด้าน “เศรษฐศาสตร์การเมืองระหว่างประเทศ” เมื่อการตัดสินใจนำเข้าพลังงานมิได้ตั้งอยู่บนพื้นฐานความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ แต่เกิดจากแรงบีบคั้นทางการทูตและการค้า ดังกรณีในเดือนเมษายน 2025 ที่นายพิชัย ชุณหวชิร รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ได้ประกาศแผนการรับซื้อ LNG จากสหรัฐอเมริกาเพิ่มเติมจำนวน 1 ล้านตัน (มูลค่าราว 600 ล้านดอลลาร์สหรัฐ) ภายในระยะเวลา 5 ปี เพื่อหลีกเลี่ยงผลกระทบจากกำแพงภาษีนำเข้าร้อยละ 36 ภายใต้นโยบายของรัฐบาลโดนัลด์ ทรัมป์
กรณีดังกล่าวสะท้อนภาพสถานะ “การสูญเสียอธิปไตยทางพลังงาน” (Loss of Energy Sovereignty) หรือการต้องพึ่งพาจมูกคนอื่นหายใจอย่างชัดเจน ซึ่งหากเกิดวิกฤตความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ระลอกใหม่ ไม่ว่าจะในตะวันออกกลาง ทะเลจีนใต้ หรือภูมิภาคอื่นใด (ล่าสุด : สงครามสหรัฐฯ-อิสราเอล ปะทะอิหร่าน) ประเทศไทยย่อมไม่อาจหลีกเลี่ยงวิกฤตราคาที่รุนแรงได้ เนื่องจากโครงสร้างพลังงานของประเทศได้ถูกผนวกเข้าเป็นส่วนหนึ่งของความเสี่ยงระดับโลกอย่างสมบูรณ์
