กรุงเทพฯ 28 เม.ย.-รอลุ้นแหล่งก๊าซ G1 มาตามนัดผลิตได้ 500-600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ราคาLNGไม่เกิน 20 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียู จะส่งผลค่าไฟเฉลี่ยงวด 3/66 ลดลงได้อีก 40 สต./หน่วย ก.พลังงาน แจงเจรจา กกร.ปรับสัญญาค่าซื้อไฟทั้งหมด แต่ถูกล็อกทำให้ลดค่าไฟเพิ่มไม่ได้
จากที.บมจ.ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม(ปตท.สผ.)ประกาศล่าสุดโครงการจี 1/61 (แหล่งเอราวัณ, ปลาทอง, สตูล, ฟูนาน) จะเพิ่มกำลังผลิตก๊าซธรรมชาติเป็น400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันภายในช่วงกลางปีนี้ และจะเพิ่มเป็น 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปลายปี และจะขึ้นมาอยู่ที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในเดือนเมษายน 2567 ซึ่งจะมีส่วนช่วยลดผลกระทบด้านต้นทุนพลังงานให้กับประชาชน
แหล่งข่าวจากกระทรวงพลังงานระบุว่าหากแหล่งจี1/61ผลิตได้ตามแผนดังกล่าวจะช่วยทำให้ลดการพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว(แอลเอ็นจี)ลงได้ประกอบกับหากราคาแอลเอ็นจีช่วงปลายปีไม่เกิน 20 เหรียญสหรัฐ/ล้านบีทียูแล้วก็จะช่วยให้ค่าไฟงวดสุดท้ายของปีนี้หรืองวด 3/66 (ก.ย.-ธ.ค.) ราคาจะอยู่ที่ 4.30-4.40 บาท/หน่วยลดลงราว 40 สตางค์จากงวด 2/66 (พ.ค.-ส.ค.)ที่ค่าไฟราคาเฉลี่ย 4.40 บาทต่อหน่วย โดยค่าไฟงวด 2/66 นั้นได้คำนวณจากราคาแอลเอ็นจีตลาดจรที่ 14.87 เหรียญ/ล้านบีทียู
ส่วนกรณีที่มีข้อเสนอลดต้นทุนค่าไฟด้วยการเจรจาปรับปรุงสัญญาค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากภาคเอกชนทุกประเภทเพื่อลดค่าความพร้อมจ่าย(AP)และปรับปรุงสัญญาค่าซื้อไฟพลังงานทำแทน(RE)ในรูปแบบADDER.(อัตราค่าไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยบวกเพิ่มจากอัตราค่าไฟฟ้าปกติเป็นระยะเวลา 7 หรือ 10 ปี ตามประเภทของโรงไฟฟ้า )ซึ่งเมื่อหมดสัญญาแล้วสามารถต่อสัญญาซื้อไฟทุก5ปีในรูปแบบค่าไฟหลักบวกค่าไฟฟ้าผันแปร(เอหที)นั้นทางกระทรวงพลังงานได้เจรจากับคณะกรรมการร่วมภาคเอกชน(ก.ก.ร.)ซึ่งมีตัวแทนโรงไฟฟ้าเอกชนร่วมอยู่ด้วยว่าจะแก้ไขสัญญาได้หรือไม่เช่นช่วงค่าไฟแพงในช่วง6เดือนแรกของปี66ขอชะลอการจ่ายไปก่อน การเปลี่ยนสัญญาADDERดังกล่าวปรากฏว่าเอกชนให้เหตุผลว่าเปลี่บนแปลงไม่ได้กระทบการลงทุนในขณะที่แบงก์เจ้าหนีัทั้งในและต่างประเทศก็ไม่เห็นด้วยกับการเปลี่ยนแปลงสัญญาแต่อย่างใด
นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)กล่าวว่าต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แพงขึันสาเหตุหลักคือค่าเชื้อเพลิงมีส่วนถึงร้อยละ 60 ส่วนที่เหลือเป็นต้นทุนอื่นๆโดยในส่วนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่มีค่าAP,, ค่าCPค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้ากฟผ.จะมีสัดส่วนร้อยละ 16 หรือ 0.76 สตางค์อย่างไรก็ตามพบว่าสถิติการเดินเครื่องไนปี2565 ค่าAP ที่จ่ายให้ IPPในถูกที่ไม่ได้สั่งเดินเครื่อง คิดเป็นอัตรา ประมาณ 13 สด. หรือไม่ถึง 3 % ของคำไฟต่อหน่วยเท่านั้น
ส่วนสำรองไฟฟ้าของประเทศปี2565นั้นมีเพียงร้อยละ36ไม่ได้สูงถึงร้อยละ 58 ตามที่เป็นข่าวเพราะต้องคำนวณจากกำลังผลิตพึ่งได้(Dependable capacity)ที่มีเพียง 45, 225 MWหักจากพีคไฟฟ้าไม่ใช่คำนวณจากกำลังผลิตตามสัญญา(Contract capacity)ที่52,566MWแต่อย่างใดโดยพีคไฟฟ้าปี 65 อยู่ที่ 33,177MW โดยสำรองไฟฟ้าที่สูงก็มาจากเศรษฐกิจที่ผิดแผนคาดการณ์ของประเทศและยังมีผลกระทบจากโควิด-19ซึ่งการผลิตไฟฟ้าต้องวางแผนระยะยาวในขณะที่การประมูลโรงไฟฟ้าและการก่อสร้างโรงไฟฟ้าทดแทนของกฟผ.ก็กำหนดชัดเจนต้นทุนต้องต่ำแข่งขันระหว่างกันลดภาระเงินภาครัฐและจากการส่งเสริมพลังงานทดแทนที่เพิ่มขึันสำรองไฟฟ้าก็ต้องปรับสูงขึ้นเพื่อรองรับการผลิตที่ยังไม่เสถียรของพลังงานทดแทน.-สำนักข่าวไทย
.
