หลังจาก TST ได้อธิบายถึงข้อกล่าวอ้างของนักวิชาการและ NGO บางคน กับสื่อบางสำนักไปหลายตอนแล้ว ซึ่งคนเหล่านั้นได้บอกถึงสาเหตุต่าง ๆ ของ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ไปมากมายแล้ว (แต่ไม่ได้ให้ข้อมูลที่ครบถ้วน สมบูรณ์ และครอบคลุมในทุกมิติ) อาทิ “โครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าในประเทศไทยเป็นโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ ‘กิจการไฟฟ้าที่มีผู้รับซื้อไฟฟ้าเพียงรายเดียวโดยรัฐ’ จึงทำให้ ‘โครงสร้างค่าไฟฟ้าไม่มีความเป็นธรรม’ หรือ “การปล่อยให้การผลิตไฟฟ้าไปอยู่ในมือของภาคเอกชนเพิ่มมากขึ้นเรื่อย ๆ” หรือ “การมี ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากจนเกินความต้องการ จนทำให้ ‘ค่าความพร้อมจ่าย’ สูงมาก” หรือ “การผลิตและใช้ไฟฟ้าจาก ‘พลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)’ ยังน้อยไป” ฯลฯ และได้เคยอธิบายไปแล้วว่า สาเหตุเหล่านี้ไม่ได้เป็นสาเหตุหลักที่แท้จริงของ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ เลย

แล้ว อะไรคือสาเหตุที่แท้จริงของ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ เมื่อพิจารณาในรายละเอียดส่วนต่าง ๆ ของการเรียกเก็บและวิธีการคิดคำนวณค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในแต่ละเดือน ซึ่งประกอบด้วย 4 ส่วน คือ (1) ‘ค่าไฟฟ้าฐาน’ ที่คิดจากต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า (2) ‘ค่าบริการ’ ซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายที่ กฟน. และ กฟภ. เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าเพื่อเป็นต้นทุนสำหรับค่าบริการผู้ใช้ไฟฟ้า (3) ‘ค่า Ft’ (Float time) หรือค่าไฟฟ้าผันแปร ซึ่งเป็นค่าไฟฟ้าที่ปรับเปลี่ยนเพิ่มขึ้นหรือลดลงตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าซึ่งอยู่นอกเหนือการควบคุมของการไฟฟ้า และ (4) ‘ภาษีมูลค่าเพิ่ม’ ที่คำนวณจาก (ค่าไฟฟ้าฐาน + ค่า Ft + ค่าบริการ) x 7% แล้ว จะพบว่าส่วนที่ส่งผลทำให้ “ค่าไฟฟ้าแพง” มากที่สุด คือ (3) ‘ค่า Ft’ เพราะอัตราจะแปรเปลี่ยนไปตามต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง ซึ่งปัจจุบันเชื้อเพลิงที่ถูกนำมาเป็นพลังงานในการผลิตไฟฟ้ามากที่สุดคือ ‘LNG’    

ณ เดือนธันวาคม พ.ศ. 2567 ประเทศไทยผลิตไฟฟ้าจากการใช้ก๊าซธรรมชาติสูงถึง 61.33% โดยก๊าซธรรมชาติที่นำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้ามา จาก 3 แหล่ง คือ (1) ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ราว 63.5% (2) ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ซึ่งมาจากการนำเข้า (เริ่มนำเข้ามาตั้งแต่ปี พ.ศ. 2554) ราว 20.5% (3) ก๊าซธรรมชาตินำเข้าจากเมียนมา ราว 16% สัญญาซื้อขาย 30 ปี ซึ่งจะครบสัญญาในปี พ.ศ. 2571 และ 2574 ตามลำดับ ประเทศไทยใช้ราคาก๊าซธรรมชาติจากระบบ Pool Gas ที่ประกอบด้วยก๊าซทั้ง 3 แหล่ง ซึ่งจำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่น ๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่า (แหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน) ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต  ในระยะแรก สัดส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติผลิตไฟฟ้าเป็นก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมากที่สุด ราว 70-80%  อีกส่วนหนึ่งเป็นการนำเข้าจากเมียนมา รวม 20% โดยที่ช่วงเวลานั้น ราคาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยอยู่ที่เพียง 5-6 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู จนกระทั่งปี พ.ศ. 2565 มีการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยลดลงเหลือ 62% 

ปริมาณการนำก๊าซเข้าเพิ่มขึ้นเป็น 38% ในจำนวนนี้เป็น LNG ถึง 22% เนื่องจากการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยซึ่งเดิมผลิตได้ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ลดลงเหลือ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันเท่านั้น หลังจากที่แหล่งปิโตรเลียมกลางอ่าวไทย "เอราวัณ-บงกช" หมดอายุสัมปทานลงวันที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2565 รัฐบาลได้ปรับเปลี่ยนเป็นระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ที่รัฐเข้ามามีส่วนร่วมในการบริหารจัดการการซื้อขายก๊าซธรรมชาติและผลิตภัณฑ์อื่นๆ ที่ผลิตได้จากแหล่งก๊าซฯ นี้ อย่างใกล้ชิด และแบ่งปันผลกำไรระหว่างกัน โดยรัฐบาลได้ไปเปิดประมูลยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียมแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทย "เอราวัณ-บงกช" ซึ่งบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) หรือ ‘ปตท.สผ.’ เป็นผู้ได้รับสิทธิ์ในระบบ PSC ต่อจากเชฟรอนในวันที่ 24 เมษายน พ.ศ. 2565 แต่มีข้อสังเกตว่า ปัจจุบันนี้ ‘ปตท.สผ.’ สามารถปรับปรุงกำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยกลับมาสู่จุดเดิมที่ผลิตได้ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ได้แล้วหรือยัง?

ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย นอกจากจะใช้ในการผลิตไฟฟ้าแล้วยังถูกส่งไปใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีด้วยราคา Gulf Gas ซึ่งถูกกว่าราคา Pool Gas ขณะที่ไทยต้องนำเข้า LNG มากขึ้น แต่ราคาของ LNG ก็ขยับตัวสูงขึ้น โดยเฉพาะตั้งแต่เกิดสงครามรัสเซีย-ยูเครนในปี พ.ศ. 2565 เป็นต้นมา กอปรกับค่าเงินบาทอ่อนตัว ดังนั้น ยิ่งก๊าซ LNG ที่นำเข้ามีราคาสูงก็จะทำให้ค่าไฟฟ้ายิ่งสูงขึ้นตามไปด้วย นอกจากนี้แล้ว ‘ค่า Ft’ ยังต้องผูกพันและรับผิดชอบภาระการจ่ายเพิ่มเติมจากปัจจัยด้านค่าเงินบาทและราคาต้นทุนเชื้อเพลิงพลังงานที่อยู่ใน ‘ค่าความพร้อมจ่าย’ อีกด้วย (เฉพาะในส่วนที่มีการผลิตโดยที่รับผลกระทบจากค่าเงินบาทที่อ่อนตัวและราคาต้นทุนเชื้อเพลิงพลังงานที่สูงเกินกว่าที่ได้กำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทำไว้กับ กฟผ. เท่านั้น) 

ล่าสุด (15 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2568) พีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน มองเห็นทางออกในอีกมุมว่า “การปรับลดค่าไฟสามารถทำได้จากการบริหารจัดการเชื้อเพลิง เพราะปัจจุบัน ประเทศไทยใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟอยู่ 3 แหล่งใหญ่ ๆ คือ อ่าวไทย เมียนมา และจากต่างประเทศ โดยเฉพาะตะวันออกกลางที่นำเข้ามาเป็นก๊าซธรรมชาติเหลว หรือ LNG ซึ่งมีราคาแพง และอิงราคาตลาดโลกที่ผันผวนตลอดเวลา” รองฯ พีระพันธุ์ได้ให้ข้อมูลเพิ่มเติมว่า “แต่ถ้าหากสามารถปรับพอร์ต Pool Gas ให้เป็นสัดส่วนชัดเจน ระหว่างการนำไปใช้ผลิตไฟฟ้าและการนำไปใช้ในอุตสาหกรรม ก็น่าจะทำให้ค่าไฟลดลงได้อีกถึงเกือบ 40 สตางค์ โดยตนจะเร่งดำเนินการอย่างเต็มที่เพื่อให้ทันค่าไฟงวดต่อไป” ซึ่งเป็นการตอบและเริ่มต้นในการจัดการแก้ไขคำถามที่ว่า “เหตุใดคนไทยจึงไม่สามารถใช้ราคาก๊าซจากอ่าวไทย (Gulf Gas) มาคำนวณต้นทุนผลิตไฟฟ้า ทั้งที่ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมีราคาถูกกว่า ทั้งยังเป็นทรัพยากรของคนไทยทุกคน ถ้านำราคา Gulf Gas และ Pool Gas มาเปรียบเทียบเพื่อให้เห็นส่วนต่างจะพบว่า หากสามารถใช้ราคา Gulf Gas ในการผลิตไฟฟ้าในแต่ละปี จะสามารถประหยัดค่าก๊าซธรรมชาติที่นำมาใช้ทำไฟฟ้าได้เป็นจำนวนมาก ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าถูกลงอย่างแน่นอน” การนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมาเป็นพลังงานในการผลิตกระแสไฟฟ้า จะเป็นหลักการเช่นเดียวกับการขุดแร่ลิไนต์ของ กฟผ. ที่เหมืองแม่เมาะ จังหวัดลำปาง เพื่อนำมาใช้เป็นพลังงานให้โรงไฟฟ้าแม่เมาะเพื่อใช้การผลิตกระแสไฟฟ้านั่นเอง