สู่อิสรภาพทางพลังงาน โดยไม่ต้องพึ่งพา LNG

โครงสร้าง หรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐ

อันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนหรือเพื่อความมั่นคงของรัฐ

รัฐจะกระทำด้วยประการให้ตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน

หรือทำให้รัฐเป็นเจ้าของน้อยกว่าร้อยละ 51 มิได้

ถ้อยคำข้างต้นถูกบรรจุอยู่ในมาตรา 56 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทยพุทธศักราช 2560 โดยคำว่าสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน (Public Utilities) หมายถึงสิ่งที่มีความสำคัญและจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนที่รัฐจำเป็นต้องจัดสรรให้กับประชาชน ได้แก่ ระบบการสื่อสาร ระบบประปา และระบบไฟฟ้า ซึ่งตามรัฐธรรมนูญระบุว่ารัฐต้องเป็นเจ้าของกรรมสิทธิ์ในแต่ละระบบไม่ต่ำกว่า 51%

ทว่าข้อมูล ณ เดือนมิถุนายน ปี 2568 ของ JUSTPOW องค์กรที่ทำงานด้านพลังงานและสิ่งแวดล้อม ระบุว่า ภาคเอกชนถือครองสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยรวมกว่า 68.77% โดยแบ่งเป็น ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) 39.04% ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายย่อย (SPP) 17.74% และซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศอีก 11.99% ขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ถือครองสัดส่วนอยู่ 31.23% เท่านั้น

นอกจากจะกลายเป็นคำถามว่า ขัดต่อรัฐธรรมนูญหรือไม่
ยังเกิดคำถามสำคัญขึ้นอีกอย่างว่า ‘โครงสร้างพลังงานไฟฟ้าไทยกำลังเดินมาผิดทางรึเปล่า?’

“ผมคิดว่าเราไม่ได้มีปัญหาเรื่องเทคโนโลยี เราไม่ได้มีปัญหาเรื่องของทรัพยากรธรรมชาติ เรามีปัญหาแค่เรื่องของการเมือง และความตั้งใจจริงที่จะทำให้ประเทศไปสู่ความยั่งยืนเท่านั้น” 

ทัศนะของ รศ. ดร. ชาลี เจริญลาภนพรัตน์ อาจารย์ประจำสถาบันเทคโนโลยีนานาชาติสิรินธร มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ ต่อความมั่นคงทางพลังงานของไทยที่กำลังสั่นสะเทือนจากการ ‘ปิดช่องแคบฮอร์มุซ’ ตัวประกันสงครามระหว่างสหรัฐฯ-อิสราเอลกับประเทศมหาอำนาจด้านพลังงานอย่างอิหร่าน 

ย้อนกลับไปเมื่อประมาณปี 2504-2523 ประเทศไทยได้เปิดให้บริษัทน้ำมันนานาชาติประมูลสัมปทานปิโตรเลียมบนบก อ่าวไทย และอันดามัน เพื่อขับเคลื่อนเศรษฐกิจและพึ่งพาตนเองด้านพลังงานจากทรัพยากรธรรมชาติที่มีอยู่ในประเทศ เพราะแม้จะมีน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติที่ซ่อนอยู่ใต้พื้นพิภพ แต่ขณะนั้นเองประเทศไทยก็ยังขาดทั้งองค์ความรู้ เงินทุน และเทคโนโลยี

ในช่วงนั้นมี 6 บริษัทที่ได้รับสัมปทานดังกล่าว แม้การสำรวจหาร่องรอยของน้ำมันดิบช่วงแรกยังไม่ประสบความสำเร็จนัก แต่ในหลุมขุดเจาะที่ 12-1 ที่ดำเนินการโดยบริษัท Union Oil (ปัจจุบันคือบริษัท Chevron) ในแปลงสัมปทาน B12 กลับพบก๊าซธรรมชาติและก๊าซธรรมชาติเหลวในระดับที่น่าพอใจ จึงตัดสินใจขุดเจาะเพิ่มและเปลี่ยนชื่อเป็น ‘แหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ’ ในปี 2516 ซึ่งนับว่าเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีปริมาณเชิงพาณิชย์แห่งแรกของไทย และบุกเบิกยุคสมัยแห่งก๊าซธรรมชาติ อย่างเป็นทางการ

ก๊าซธรรมชาติที่พบมากในอ่าวไทยมีคุณสมบัติเป็นก๊าซเปียก (Wet Gas) ที่มีองค์ประกอบหลักคือมีเทนที่ใช้สำหรับผลิตไฟฟ้า โรงงานอุตสาหกรรม และยานยนต์ NGV และยังพบองค์ประกอบของก๊าซอีเทน โพรเพน บิวเทน เพนเทน ในสัดส่วนที่สูงเช่นกัน ซึ่งทั้งสี่ก๊าซองค์ประกอบนี้ สามารถใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตเม็ดพลาสติก ผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ปุ๋ย ก๊าซหุงต้มที่ใช้ในครัวเรือน รวมถึงเชื้อเพลิงสำหรับรถยนต์

โดยสัญญาฉบับแรกระหว่างบริษัท Union Oil บริษัท Southeast Asia Petroleum Exploration หรือ SEAPEX บริษัทร่วมทุนจากประเทศญี่ปุ่น และการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ในปี 2521 ระบุว่า ก๊าซธรรมชาติเหล่านี้จะนำไปผ่านกระบวนการคัดแยกที่โรงแยกก๊าซของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย เพื่อแยกเอา ‘ก๊าซมีเทน’ ไปใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ส่วนก๊าซองค์ประกอบอื่นจะถูกแยกเพื่อนำไปใช้ในอุตสาหกรรมอื่น ๆ ดังที่กล่าวไว้ข้างต้น โดยกระบวนการผลิตก๊าซเริ่มต้นในปี 2524 โดยถูกส่งไปผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าบางปะกง จ.ฉะเชิงเทรา

“ซึ่งก็เป็นข้อดีในมุมหนึ่ง คือช่วยสร้างเศรษฐกิจของประเทศได้มากกว่าการเอามาเผาผลิตไฟฟ้า ก็แยกก๊าซส่วนที่เป็นหัวกระทิ หรือก๊าซหนักเอาไปใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี พอเวลาผ่านไป เรามีความต้องการใช้ก๊าซเพิ่มมากขึ้นเรื่อย ๆ เพราะว่าความต้องการไฟฟ้าก็เติบโตมากขึ้นเรื่อย ๆ แทนที่รัฐบาลในยุคนั้นจะคิดในเรื่องของการพึ่งพาพลังงานชนิดอื่นบ้าง ก็กลับไปตกหล่มเดิม คือสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซโดยนำเข้าก๊าซจากต่างประเทศ ซึ่งต้องถือว่าเป็นการตัดสินใจที่ผิดพลาด”

ชาลีบอกว่า ศักยภาพในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยยังอยู่ในระดับที่น่าพอใจ แม้จะผลิตได้น้อยกว่าในอดีต แต่การเหลือเพียงก๊าซมีเทนไว้สำหรับผลิตไฟฟ้า ก็เป็นหนึ่งในเหตุผลสำคัญที่ทำให้ประเทศไทยไม่มีเชื้อเพลิงมากพอสำหรับผลิตไฟฟ้าใช้ในประเทศ ซึ่งนำไปสู่การจัดหาและนำเข้าก๊าซจากแหล่งอื่นเพื่อรองรับความต้องการเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า

การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศเริ่มต้นขึ้นในรัฐบาลของชวน หลีกภัย ที่มีมติครม. เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม ปี 2536 เร่งรัดให้มีการจัดหาและเจรจารับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและเยตากุนในพม่า เพื่อให้ทันกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมของกฟผ. ในจังหวัดราชบุรี และความต้องการใช้งานก๊าซธรรมชาติที่คาดว่าจะสูงถึง 3,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันในปี 2543 การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้เซ็นสัญญาซื้อขายกับรัฐบาลทหารพม่าเป็นเวลา 30 ปี ก่อนจะนำมาขายต่อให้กับ กฟผ. มูลค่าสัญญารวมประมาณ 3 แสนล้านบาท โดยกำหนดจุดรับก๊าซที่อำเภอทองผาภูมิ, กาญจนบุรี และวางท่อก๊าซเชื่อมไปยังโรงไฟฟ้าในจังหวัดราชบุรี

ในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547-2558 หรือ PDP 2004 มีการปรับแผนขยายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากที่เคยประมาณการในปี 2546 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าที่กำลังจะเกิดขึ้นใหม่ ที่มีกำลังการผลิตรวม 8,252 เมกะวัตต์ โดยเป็นโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงร้อยละ 69 หรือคิดเป็นความต้องการก๊าซธรรมชาติประมาณ 820 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งคณะรัฐมนตรีเห็นชอบในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG เป็นครั้งแรกในปี 2554 ซึ่งประเทศไทยก็ก้าวเข้าสู่ การเป็นประเทศที่ต้องพึ่งพาการนำเข้าก๊าซ LNG นับแต่นั้น

LNG หรือ Liquefied Natural Gas คือ ก๊าซธรรมชาติที่ถูกปรับเปลี่ยนสถานะให้อยู่ในรูปของเหลว ทำให้สามารถขนส่งก๊าซธรรมชาติข้ามทวีปได้ และลดข้อจำกัดด้านปริมาณและการขนส่งก๊าซผ่านท่อส่ง โดยก๊าซ LNG จะบรรจุบนเรือบรรทุก LNG เมื่อถึงประเทศปลายทางก๊าซจะนำไปผ่านกระบวนการเพื่อกลับไปสู่สถานะก๊าซอีกครั้ง (Regasification) และนำไปใช้ผลิตไฟฟ้า

สงครามอาจจบ แต่ ‘วิกฤตพลังงานไทย’ ไม่จบ

“ในรอบนี้ เนื่องจากตัว facility หรือโรงงานที่ผลิตก๊าซ LNG เองก็ถูกกระทบกระเทือน นั่นแปลว่าถึงแม้สงครามจะเลิกไปแล้ว แม้จะเลิกวันนี้หรือสัปดาห์หน้า ตัวก๊าซ LNG ก็ยังไม่มีในตลาดอยู่ดีนะครับ และไม่สามารถส่งให้ประเทศไทยได้ด้วย”

ค่อนข้างชัดเจนว่าสถานการณ์ของ LNG ในรอบนี้หนักหนากว่าที่เคยเกิดขึ้นในสงครามรัสเซีย-ยูเครน ชาลีมองว่า การทำลายโรงงานผลิตก๊าซ LNG ในประเทศกาตาร์ซึ่งเป็นแหล่งนำเข้าก๊าซ LNG หลักของประเทศไทย อาจทำให้ช่วงเวลา 2-3 เดือนถัดจากนี้เราต้องเผชิญกับปัญหาขาดแคลนก๊าซ LNG ในขณะที่ราคาของก๊าซ LNG ก็สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง

ข้อมูลจากสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ระบุว่า ในปี 2567 เชื้อเพลิงที่มานำใช้ผลิตไฟฟ้าในระบบของไทยมาจากก๊าซธรรมชาติถึง 58.19% โดยเป็นก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย 53.55% นำเข้าจากประเทศเมียนมาอีก 10.92% และอีก 35.53% เป็นก๊าซ LNG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ ซึ่งในปีเดียวกันนั้นเองมีปริมาณก๊าซ LNG ที่นำเข้าสูงถึง 507.59 ล้านลิตร มาจากประเทศกาตาร์เป็นหลัก (21.07%) รองลงมาเป็นประเทศอเมริกา ออสเตรเลีย มาเลเซีย อินโดนีเซีย ไนจีเรีย และประเทศอื่น ๆ อีกสิบประเทศ

ชาลีอธิบายว่า รัฐบาลไทยทราบดีถึงความเสี่ยงในการพึ่งพาการนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ จึงมีการทำแผนเพื่อลดความเสี่ยงเอาไว้ หนึ่งในนั้นคือการทำสัญญาซื้อขายระยะยาว (Long term) ซึ่งหมายความว่าก๊าซ LNG ตามสัญญาก็จะต้องส่งมอบตามระยะเวลาที่กำหนด แต่ก็อาจจะได้รับผลกระทบจากการที่ราคาน้ำมันถีบตัวสูงขึ้น ทว่าส่วนที่จะได้รับผลกระทบมากคือการซื้อขาย LNG แบบรายครั้ง ที่ราคาของก๊าซ LNG แบบ Spot หรือ Spot LNG จะอ้างอิงราคาตามตลาดโลก ซึ่งขณะนี้ราคา ถีบตัวสูงเกือบแตะ 20 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียูแล้ว

สถานการณ์ที่ราคาไฟฟ้าของไทยพุ่งสูงเกือบถึง 5 บาทต่อหน่วยนั้น เคยเกิดขึ้นมาแล้วในช่วงสงครามยูเครน-รัสเซีย ที่ประเทศแถบยุโรปหันมาซื้อก๊าซ LNG ในตลาดโลกจากเดิมที่เคยซื้อขายกับรัสเซีย ทำให้ราคา LNG และก๊าซธรรมชาติปรับตัวสูงขึ้นถึง 77.98% เมื่อเทียบกับช่วงปลายปี 2564 โดยราคา Pool Gas หรือต้นทุนกลางสำหรับการผลิตไฟฟ้าที่เฉลี่ยจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ที่นำเข้าจากเมียนมา และ LNG ที่นำเข้าจากต่างประเทศ ประมาณการราคาอยู่ที่ 481.98 บาทต่อล้านบีทียู ส่งผลให้ อัตราค่าไฟฟ้าในเดือนกันยายน 2565 สูงขึ้นไป 4.72 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นราคาค่าไฟฟ้าที่แพงที่สุด ในประวัติการณ์ของประเทศไทย

“ทุกประเทศที่ใช้ก๊าซ LNG ก็ต้องแย่งกันซื้อ เพราะงั้นรอบนี้จาก 10 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ก็มีคาดการณ์ว่าจะสูงขึ้นไปถึง 20-25 ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ถ้ายังคงฝืนผลิต (ไฟฟ้า) จาก LNG ก็หลีกเลี่ยงไม่ได้ที่ค่าไฟฟ้าของประเทศไทยจะกระโดดขึ้นไปเกินกว่า 5 บาทอย่างแน่นอน”

นอกจากราคาเชื้อเพลิงที่ส่งผลโดยตรงการราคาค่าไฟของประชาชนแล้ว โครงสร้างพื้นฐานในการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซ LNG ก็ส่งผลต่อราคาค่าไฟด้วยเช่นกัน โครงสร้างพื้นฐานนี้เรียกว่า ‘สถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว’ (LNG Terminal) โดยแบ่งเป็น 4 ส่วน หนึ่งคือ ฝ่ายรับและขนถ่าย สองคือฝ่ายเก็บ LNG สามคือฝ่ายเปลี่ยนสถานะจากของเหลวให้เป็นก๊าซ (Regasification Unit) และสุดท้ายคือฝ่ายปรับคุณภาพและขนส่งก๊าซ

ประเทศไทยมีสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวอยู่ 2 แห่ง แห่งแรกตั้งอยู่ที่ตำบลมาบตาพุด จ.ระยอง ดำเนินการโดยบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด ใช้เงินลงทุนสูงถึง 49,100 ล้านบาท กำลังการผลิตรวมทั้งสิ้น 11.5 ล้านตันต่อปี ส่วนแห่งที่สองตั้งอยู่ในพื้นที่บ้านหนองแฟบ จ.ระยอง ดำเนินการโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ใช้เงินลงทุนกว่า 41,400 ล้านบาท และมีกำลังการผลิตทั้งสิ้น 7.5 ล้านตัน ต่อปี โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะพิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคตไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็น แม้จะได้รับการยกเว้นภาระภาษีเกี่ยวกับการก่อสร้างและค่าธรรมเนียมต่าง ๆ อีก 6,575 ล้านบาทที่จะส่งผลให้ราคาเชื้อเพลิง Pool Gas เพิ่มขึ้นเฉลี่ยประมาณ 0.35 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นเฉลี่ย 0.16 สตางค์ต่อตลอดอายุโครงการ 40 ปี

ปัจจุบันประเทศไทยกำลังจะมีสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวแห่งที่ 3 ดำเนินการโดยบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินัล จำกัด ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุนกันระหว่างบริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอป เมนท์ จำกัด (มหาชน) กับบริษัท พีทีที แทงค์ เทอร์มินัล จำกัดวงเงินลงทุนไม่เกิน 60,000 ล้านบาท ซึ่งจะเปิดดำเนินการภายในปี 2572 ท่ามกลางข้อครหาว่าอาจเป็นภาระมากกว่าโอกาสของประเทศ เพราะว่าเพียงสองสถานี LNG ที่มีอยู่ก็สามารถรองรับความต้องการก๊าซ LNG ได้จนถึงปี 2580

คู่มือโครงสร้างไฟฟ้าไทยฉบับย่อของ Justpow ระบุว่า ปี 2567 ประเทศไทยมีโรงไฟฟ้าทั้งหมด 203 โรง แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชนรายใหญ่ (IPP) 13 โรง โรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชนรายเล็ก (SPP) 139 โรง และโรงไฟฟ้าของกฟผ. อีก 51 โรง โดยกว่า 77 โรงเป็นโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล (ก๊าซธรรมชาติ) กำลังการผลิต 36,526.1 เมกะวัตต์ จากกำลังการผลิตทั้งหมด 56.708.13 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ยังมีโรงไฟฟ้าผู้ผลิตเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) อีก 1,040 โรง มีกำลังการผลิต 4,248.19 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าที่เซ็นสัญญาแล้วรอเข้าระบบอีก 5 โรง กำลังการผลิตรวม 3,947.3 เมกะวัตต์

ขณะที่ความต้องการพลังงานไฟฟ้าสูงสุดของระบบ 3 การไฟฟ้าอยู่ระหว่าง 33,000-35,000 เมกะวัตต์ ข้อมูลของสำนักนโยบายและแผนพลังงานพบว่า ในช่วง 6 เดือนแรกของปี 2568 ความต้องพลังงานไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 34,620 เมกะวัตต์ ซึ่งลดลงจากปีก่อน 5.9% ซึ่งสะท้อนอย่างชัดเจนว่ากำลังการผลิตไฟฟ้าในระบบสูงกว่าการใช้งานจริง และสูงกว่าหลักการสำรองไฟฟ้า (Reserve Margin) เกินกว่า 25%

ปรากฏกาณ์เหล่านี้กลายเป็นคำถามสำคัญภายใต้ความมั่นคงทางพลังงานที่รัฐบาลพยายามสร้างขึ้น
โดยเฉพาะเมื่อเกิดวิกฤตพลังงานครั้งใหญ่ ว่า โครงสร้างเหล่านี้กลายเป็นความมั่นคงได้จริงหรือไม่?

“ถ้ามองเรื่องของความมั่นคง ความมั่นคงนั้นคือนอกจากมีโรงไฟฟ้าแล้ว ต้องมีแหล่งเชื้อเพลิงที่เหมาะสมด้วย ถ้าเกิดเราอยากจะมีโรงไฟฟ้าก๊าซจำนวนมาก ก็ต้องดูว่าเราพึ่งพาก๊าซด้วยลำแข้งตนเองได้มากขนาดไหน ถ้าเรามีก๊าซในอ่าวไทยเท่านี้ เรานำเข้าได้เท่านี้ เราก็สร้างโรงไฟฟ้าเท่านั้นพอ แต่ตอนนี้ไม่ใช่แบบนั้น เราพยายามสร้างโรงไฟฟ้าไปเรื่อย ๆ เพื่อให้เรายัง สามารถมีอุตสาหกรรมก๊าซ นำเข้าก๊าซ และสร้างรายได้ให้กับพ่อค้าก๊าซต่อไป ซึ่งสิ่งเหล่านี้เป็นสิ่งที่ไม่ยั่งยืน เพราะความมั่นคงทางพลังงานต้องเกิดจากการพึ่งพาตัวเอง” ชาลียืนยัน

เร่งผลิตพลังงานหมุนเวียน อิสรภาพทางพลังงานโดยไม่ต้องพึ่งพา LNG

เมื่อเร็ว ๆ นี้ ดร. พูลพัฒน์ ลีสมบัติไพบูลย์ เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กล่าวในที่ประชุม กกพ. ครั้งที่ 11/2569 ว่าจะปรับแผนการผลิตไฟฟ้า โดยเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าถ่านหิน ซึ่งมีต้นทุนประมาณ 0.70 บาทต่อหน่วย โดยมองว่าเป็นกลไกสำคัญในการช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวม และรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าของประเทศ นี่เป็นหนทางหนึ่งที่ชาลีเห็นว่าใช้เพื่อรักษาปริมาณก๊าซ LNG ให้เหลือใช้ภายในประเทศในวันที่อาจวิกฤตกว่านี้ แต่ก็แลกมากับการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์และมลพิษอื่น ๆ ที่มากขึ้น

แม้ในทางออกระยะสั้นที่สุดตอนนี้ คือการลดการพึ่งพาก๊าซ LNG ในการผลิตไฟฟ้า แต่ยังมีทางออกอีกทางหนึ่งที่ชาลีคิดว่ายังพอมีเวลาทำให้สำเร็จ คือการเร่งผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy) ไม่ว่าจะเป็นพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานน้ำ หรือ พลังงานชีวมวล (Biomass Energy) ซึ่งหลายแหล่งพลังงานสามารถเปลี่ยนผ่านไปใช้ได้โดยที่รัฐบาลแทบไม่ต้องเสียงบประมาณเลยด้วยซ้ำ โดยเฉพาะการใช้พลังงานแสงอาทิตย์ผ่านโซลาเซลล์

ข้อมูลจากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ในเดือนกุมภาพันธ์ ระบุว่า มีครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าอยู่ราว 3.9 ล้าน ราย โดยปัจจุบันยังไม่พบข้อมูลที่แน่ชัดว่ามีครัวเรือนที่ติดโซลาเซลล์บนหลังคากี่ครัวเรือน ชาลีเสนอว่า หากรัฐบาลหนุนเสริมการติดตั้งโซลาเซลล์บนหลังคาให้กับครัวเรือนที่อยู่อาศัย ก็อาจช่วยลดสัดส่วนการนำเข้าก๊าซ LNG แบบ Spot ที่ราคากำลังถีบตัวสูง หรืออาจพาไปไกลถึงการยกเลิกก๊าซนำเข้าก๊าซ LNG 

ทว่าในทางปฏิบัติ การติดโซลาเซลล์ของประชาชนมีเงื่อนไขอยู่บางประการ

เงื่อนไขหลัก คือเงินทุน ชาลีอธิบายว่า ประชาชนทราบดีว่าการติดโซลาเซลล์นั้นคุ้มค่า และคืนทุนภายในเวลาอันรวดเร็ว (4-5 ปี) แต่การติดโซลาเซลล์อย่างหนึ่ง 1 กิโลวัตต์ จำเป็นต้องมีต้นทุนอย่างน้อย 20,000-30,000 บาท ซึ่งหลายครัวเรือนไม่มีต้นทุนถึงเพียงนั้น เขามองว่าโครงการรัฐต่างๆ ที่หนุนเสริมประชาชน เช่น ให้แหล่งเงินกู้ก็อาจยังไม่เพียงพอ ฉะนั้นการทำ On-Bill Financing หรือการผ่อนชำระคืนผ่านใบเรียกเก็บค่าสาธารณูปโภค ในการติดตั้งโซลาเซลล์ กล่าวคือการที่ประชาชนสามารถติดตั้งอุปกรณ์ได้โดยไม่ต้องลงทุนเป็นเงินก้อน แต่จะค่อย ๆ ถูกเรียกเก็บเงินคืนผ่านบิลค่าไฟฟ้าในแต่ละเดือนจนกว่าจะผ่อนชำระครบ ก็ถือว่าเป็นเครื่องมือหนึ่งที่ช่วยประชาชนเข้าถึงการใช้พลังงานแสงอาทิตย์ได้

อีกเรื่อง คือการขอใบอนุญาตและขั้นตอนในการติดตั้ง หลังจากการสำรวจพื้นที่ติดตั้งแล้ว ผู้ที่มีความประสงค์จะติดตั้งหลังโซลาเซลล์จะต้องยื่นขอนุญาตกับเทศบาลหรือองค์การบริหารส่วนตำบล และแจ้งยกเว้นการรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หลังจากนั้นจึงขออนุญาตเชื่อมขนานกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าต่อกฟน. หรือกฟภ. และรอรับการตรวจสอบระบบโซลาเซลล์จากเจ้าหน้าที่การไฟฟ้า

ชาลีมองว่า หากลดขั้นตอนเหล่านี้ให้เหลือเพียงการจดแจ้งและบอกให้ทราบนั้นเพียงพอหรือไม่ ? และลดภาษีวัสดุอุปกรณ์ที่ใช้ในการติดตั้งลงให้เหลือน้อยที่สุดหรือใกล้เคียงกับศูนย์ ซึ่งน่าจะช่วยสร้างแรงจูงใจให้กับประชาชนในการเปลี่ยนผ่านมาใช้พลังงานแสงอาทิตย์กันมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 20 มีนาคมที่ผ่านมา รัฐบาลเพิ่งประกาศมาตรการลดหย่อนภาษีเงินได้บุคคลธรรมดาสำหรับค่าซื้ออุปกรณ์และค่าติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาบ้านที่อยู่อาศัย สูงสุดไม่เกิน 200,000 บาท ตามที่จ่ายจริง มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 มีนาคม 2569-31 ธันวาคม 2571 ส่งผลให้ยอดจองระบบโซลาเซลล์สำหรับที่อยู่อาศัยเพิ่มขึ้น 2-3 เท่ากับช่วงก่อนหน้า

“เราสามารถเป็นไทโดยไม่ต้องพึ่งพา LNG ได้เลย ขณะที่ระบบไฟฟ้าก็ไม่ได้กระเทือนมากนะครับ เพราะว่าประเทศไทยมีกำลังการผลิตสำรองที่สามารถช่วยพยุงพลังงานไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์ได้ นี่ก็เป็นแนวหนึ่งที่รัฐบาลควรจะรีบสนับสนุน ก่อนที่ราคาโซลาเซลล์จะพุ่งขึ้นไปกว่านี้” 

อย่างไรก็ดี การเปลี่ยนผ่านไปสู่โครงสร้างพลังงานไฟฟ้าที่มั่นคงและเป็นธรรม คงยากจะหลีกเลี่ยงการพูดถึงทุนผูกขาดในระบบไฟฟ้า ที่นอกจากจะครองสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าที่สูงกว่าการผลิตไฟฟ้าของรัฐแล้ว ทุนไฟฟ้าขนาดใหญ่ยังมีอำนาจโดยอ้อมในการส่งผ่านต้นทุนการผลิตไฟฟ้ามายังประชาชนไม่มีแม้ตัวเลือกในการเลือกใช้ยี่ห้อของไฟฟ้า

“ตลาดพลังงานของประเทศไทยต้องถือว่าเป็นการผูกขาดนะครับ เราใช้ระบบที่เรียกว่า Enhanced Single-Buyer System คือไม่ว่าใครผลิตไฟฟ้า ก็จะต้องขายให้กับกฟผ. เกือบทั้งหมด นั่นแปลว่าถ้าเกิดว่ากฟผ. ไม่มีสัญญารับซื้อไฟ คุณก็ไม่มีสิทธิ์ที่จะผลิตไฟด้วยซ้ำ”

ชาลีกล่าวว่า สิ่งที่อยากเห็นในสังคมไทยคือการสนับสนุนผู้ผลิตรายเล็กให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า แม้ปัจจุบันรัฐบาลจะมีการสนับสนุนผู้ผลิตเอกชนรายเล็กมาก (VSPP) แต่ก็เป็นการสนับสนุนแบบมีโควตา ซึ่งไม่สามารถนำไปสู่การมีส่วนร่วมที่แท้จริงได้

หากดูบริษัทที่พยายามเข้ามาลงทุนในประเทศไทยผ่านสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) มีหลายบริษัท (หลายบริษัทอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม) ที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียวหรือไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น เนื่องจากสินค้าที่ผลิตด้วยไฟฟ้าสีเขียวจะได้เปรียบมากกว่าหากถูกส่งออกไปยังตลาดโลก และพวกเขามองว่าการซื้อไฟฟ้าจากระบบ Grid เดิมนั้นไม่ตอบโจทย์เท่าไหร่นัก เพราะในนั้นมีทั้งไฟฟ้าสีเขียวและไฟฟ้าสีดำจากพลังงานฟอสซิล ซึ่งชาลีมองว่าผู้ผลิตเอกชนรายเล็กเหล่านี้มีศักยภาพสูงในการผลิตไฟฟ้าสีเขียวเข้าสู่ระบบไฟฟ้าของประเทศ

เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กกพ. ได้ออกประกาศระเบียบกกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565-2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 จำนวน 5,203 เมกะวัตต์ โดยเปิดรับคำเสนอขายไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 22 วัน ซึ่งในรอบแรกมีเอกชนยื่นเสนอโครงการถึง 670 โครงการ รวมกำลังการผลิตทั้งหมด 17,400 เมกะวัตต์ ซึ่งยืนยันถึงความพร้อมของภาคเอกชนในการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานหมุนเวียนได้เป็นอย่างดี 

ระบบการซื้อขายพลังงานหรือไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนโดยใช้สายส่งของรัฐ หรือ Third Party Access (TPA) ถือเป็นกลไกสำคัญในหลายประเทศที่ใช้ปลดล็อกการใช้พลังงานหมุนเวียนได้มากขึ้น ซึ่งนอกจากจะช่วยส่งเสริมให้ผู้ผลิตสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแล้ว ก็ถือเป็นลดอำนาจการผูกขาดของกลุ่มทุนไฟฟ้าขนาดใหญ่ลงไปด้วย

ชาลีเสนออีกว่า บ้านเรือนทั่วไปก็มีสิทธิ์ในการผลิตไฟฟ้าด้วยเช่นกัน เขายกตัวอย่างว่าหากบ้านใดที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อยกว่าไฟฟ้าที่ผลิตได้ และรัฐบาลมีระบบ Net-Billing ที่จะขายไฟฟ้าที่ผลิตเกินจากโซลาเซลล์คืนเข้าสู่ระบบของการไฟฟ้า โดยราคาปัจจุบันอยู่ที่ 2.20 บาทต่อหน่วย ซึ่งชาลีบอกว่าระบบดังกล่าวเป็นระบบที่หลายประเทศส่งเสริมกันแพร่หลาย ดังนั้นควรรีบส่งเสริมเพื่อเสริมความมั่นคงทางพลังงานให้กับระบบไฟฟ้าของไทย

“หลายคนอาจจะคิดว่าโรงไฟฟ้าก็ล้นเกินอยู่แล้ว ถ้ายิ่งไปส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น โรงไฟฟ้าที่เรามีอยู่ก็ต้องยิ่งไม่เดินเครื่องมากขึ้นรึเปล่า และจะทำให้ค่าไฟแพงหรือไม่ ผมขออธิบายว่า โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มมากขึ้น มันเป็นการเพิ่มเพื่อไปทดแทนการนำเข้าก๊าซ LNG เพราะฉะนั้นหน่วยไฟฟ้าที่แพง ๆ ที่ผลิตด้วยก๊าซ LNG ราคาแพง มันจะถูกลดทอนให้หายไป และถูกแทนที่ด้วยพลังงานไฟฟ้าสีเขียว เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ที่มีราคาถูก แม้เราเอาราคาไฟฟ้าจากแสงอาทิตย์บวกกับค่าพร้อมจ่าย ก็ยังถูกกว่าการผลิตด้วยก๊าซ LNG การทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าในระบบลดลง ไม่ใช่แค่ว่าคนที่มีกำลังติดโซลาเซลล์ได้ประหยัดอย่างเดียว คนไม่มีกำลังติดโซลาเซลล์ก็ได้ประโยชน์ไปด้วยเช่นเดียวกัน” ชาลีอธิบาย

จากที่เกริ่นไว้ย่อหน้าแรกของบทความ การถือครองสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของภาคเอกชนที่สูงเกินกว่าที่รัฐธรรมนูญ พ.ศ. 2560 กำหนดไว้ เคยถูกตั้งคำถามโดย สุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล อดีตอธิการบดีมหาวิทยาลัยอัสสัมชัญ (ABAC) ว่าการที่ค่าไฟฟ้าแพงนั้นเป็นผลมาจากยุทธศาสตร์ของกระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559-2563) และแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย หรือ PDP2015 (พ.ศ. 2558-2579) และ PDP2018 (พ.ศ. 2561-2580) ที่กำหนดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าอย่างต่อเนื่องจนกำลังการผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงจนต่ำกว่าที่รัฐธรรมนูญกำหนด รวมถึงปล่อยให้ประชาชนแบกรับค่าไฟฟ้าแพงจนกลายเป็นภาระ เป็นการกระทำที่ไม่ชอบด้วยรัฐธรรมนูญหรือไม่

โดยศาลรัฐธรรมนูญได้พิจารณาคำร้องดังกล่าว และวินิจฉัยร่วมกับคำชี้แจงของผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ว่าการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประธานสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา เลขาธิการสภาผู้แทนราษฎร เลขาธิการวุฒิสภา และหนังสือความเห็นของ รศ.ดร. ชาลี และประธานมูลนิธิสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI)

ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่า เจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ พ.ศ. 2560 มาตรา 56 ถูกบัญญัติขึ้นในช่วงที่ ‘การแปรรูปรัฐวิสาหกิจ’ (Privatization) หรือการโอนย้ายกรรมสิทธิ์ ทรัพย์สิน หรืออำนาจบริหาร กิจการของรัฐไปสู่ภาคเอกชนยังไม่มีความชัดเจน จึงจำเป็นต้องกำหนดข้อห้ามเพื่อมิให้โครงสร้างหรือโครงข่ายกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่รัฐเป็นเจ้าของเดิมอยู่แล้วตกไปเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน แต่กรณีที่หากมีการจัดทำโครงสร้างหรือโครงข่ายสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานใหม่ในอนาคต รัฐอาจมีหุ้นส่วนน้อยกว่า 51% ก็ได้ ขณะที่มาตรา 56 ก็มิได้กำหนดว่าห้ามเอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน

ศาลรัฐธรรมนูญยังวินิจฉัยอีกว่า การเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า เป็นการดำเนินการโดยรัฐเพื่อให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เพียงพอและทั่วถึง โดยเอกชนมีหน้าที่จัดให้มีโรงไฟฟ้าหรือแหล่งผลิตไฟฟ้าเพื่อประกอบกิจการตามที่ได้รับอนุญาต โรงไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า รวมถึงโครงข่ายไฟฟ้าที่ถูกสร้างขึ้นจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชนเพื่อใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าเท่านั้น โดยสัดส่วนหรือกำลังการผลิตไฟฟ้าจึงไม่ใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานกิจการไฟฟ้าตามที่มาตรา 56 วรรคสองระบุไว้ และสัดส่วนความเป็นเจ้าของของรัฐก็มิได้ลดลง

“การผลิตไฟฟ้าเป็นโครงสร้างขั้นพื้นฐานแน่นอน ถ้านิยามหยาบ ๆ โครงสร้างของระบบไฟฟ้า มีการผลิตไฟฟ้า (Generator) สายส่ง (Transmitter Line) หรือ Grid และระบบจำหน่ายปลีก (Distribution) ซึ่งสองก้อนหลังส่วนใหญ่เป็นของรัฐแน่นอน แต่ในก้อนแรกผมก็เถียงไปว่ากำลังการผลิตส่วนใหญ่เป็นของเอกชน” ชาลีเห็นแย้ง

ชาลีอธิบายว่ายังมีข้อถกเถียงว่าควรจะนับสัดส่วนโครงสร้างไฟฟ้าทั้งสามระบบรวมกัน หรือควรแยกนับในแต่ละระบบ แต่อย่างไรก็ดี การที่ระบบการผลิตไฟฟ้าถูกถือครองเกินกว่าครึ่งในระดับ 69% โดยเอกชนก็ยังเป็นปัญหาทั้งในแง่การบูรณาการแผน PDP และการบริหารจัดการผลประโยชน์ของประชาชนกับผลกำไรของกลุ่มทุนพลังงาน

“กฟผ. มีอำนาจ 100% เลยว่าจะสั่งโรงไฟฟ้าไหนเดินเครื่อง โรงไหนไม่เดิน และมีกฎระเบียบชัดเจนว่าโรงไหนเดินก่อนเดินหลัง เดินไหนถูกสุด ถ้าไม่เดินเครื่องนี้จะเสียค่าใช้จ่ายแพงขึ้น แต่ถามว่าการควบคุมมีประสิทธิภาพไหม ก็ต้องตอบว่ามีประสิทธิภาพน้อยมาก เพราะตอนแรกสุดไปเซ็นสัญญาไว้เยอะไง ถ้าเราเซ็นสัญญาไว้พอดี ๆ เอากำลังการผลิตบางส่วนไว้ที่กฟผ. ค่าพร้อมจ่ายต่าง ๆ ก็ยังจ่ายให้กฟผ. มันก็ยังอยู่ในประเทศ ยังอยู่ในรัฐ มันไม่ต้องหลุดไปเอกชน” ชาลีอธิบาย

ชาลีอธิบายเพิ่มอีกว่า กลุ่มทุนพลังงานขนาดใหญ่มักอ้างว่าโครงสร้างพื้นฐานเหล่านี้ไม่ได้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่สูงขึ้น หากแต่เป็น ‘ค่าเชื้อเพลิงการผลิตไฟฟ้า’ ผันผวนที่ทำให้ค่าไฟฟ้าแพง ซึ่งเขายืนยันว่าเป็นความจริงที่ราคาเชื้อเพลิงส่งผลกระทบโดยตรงต่อค่าไฟฟ้า แต่ ‘ค่าพร้อมจ่าย’ ก็เป็นอีกส่วนสำคัญที่ทำให้ราคาค่าไฟฟ้าแพงขึ้นโดยที่ไม่จำเป็นต้องอิงตามตลาดโลกหรือความผันผวนของราคาเชื้อเพลิง แต่จะถูกบวกเพิ่มทันทีในใบเสร็จค่าไฟฟ้าของประชาชน

ค่าพร้อมจ่ายหรือ ‘ค่าพร้อมเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า’ (AP/CP) เป็นข้อตกลงลักษณะ ‘ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย’ (Take or Pay) ที่กฟผ. ได้ทำสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชนโดยจ่ายค่า Availability Payment (AP) เป็นรายเดือนให้โรงไฟฟ้ากลุ่มเอกชนรายใหญ่ (IPP) และค่า Capacity Payment (CP) ให้โรงไฟฟ้ากลุ่มเอกชนรายเล็ก (SPP) ซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายที่ครอบคลุมต้นทุนการดำเนินการ ค่าบำรุงรักษา การชำระคืนเงินต้นและดอกเบี้ย รวมถึงผู้ตอบแทนของผู้ถือหุ้นตามที่กำหนดไว้

ซึ่ง Justpow เคยประเมินไว้ว่า ค่าพร้อมจ่ายมีราคาสูงเป็นอันดับสองในโครงสร้างราคาไฟฟ้าของไทย โดยเอกสารแจกแจงสูตรการปรับค่า Ft ของกฟผ. ในปี 2567 พบว่า ค่าความพร้อมจ่าย AP และ CP ให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมดอาจสูงถึง 104,655.60 ล้านบาท แต่กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนในปีเดียวกันมีเพียง 14,015.33 เมกะวัตต์ ของกำลังการผลิตตามสัญญาทั้งหมด 30,391.38 เมกะวัตต์ โดยค่าพร้อมจ่ายที่ต้องจ่ายโดยที่ประเทศไม่ได้ไฟฟ้ากลับมาอาจสูงถึง 52,948.87 ล้านบาท ซึ่งภาระทางการเงินเหล่านี้จะถูกรวมเข้ากับค่าไฟฟ้าของประชาชน

Justpow ยังตั้งข้อสังเกตอีกว่า ในแผน PDP2024 (พ.ศ. 2567-2580 ) ระบุว่า ในปี 2580 ประเทศกำลังจะมีกำลังการผลิต ไฟฟ้ารวม 112,391 เมกะวัตต์ ขณะที่ปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดจะอยู่ 54,546 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นการสำรองไฟฟ้าที่สูงถึง 2 เท่าจากความต้องการจริง และยังวางสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของกฟผ. เหลือเพียง 17% ซึ่งอาจกลายเป็นเค้าลางว่ายังมีค่าพร้อมจ่ายอีกจำนวนมหาศาลที่รอรวมร่างเข้ากับใบเสร็จค่าไฟของเรา

ชาลีย้ำว่า อยากให้จับตาแผน PDP ต่อไป เพราะเป็นโอกาสสำคัญที่จะพลิกฟื้นวิกฤตพลังงานของประเทศ

ไม่ว่าสงครามจะจบวันนี้หรือวันพรุ่ง ดูเหมือนว่าวิกฤตพลังงานจะยังคงยืดเยื้อต่อไปเป็นหลักปี ขณะที่แม่บทแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า หรือ PDP (Power Development Plan) ยังคงเต็มไปด้วยเครื่องหมายคำถามว่าเอื้อทุนใหญ่ และผลักให้ประชาชนไม่มีอำนาจในการกำหนดทิศทางพลังงานของประเทศ

ชาลีฉายภาพแผนที่ประเทศไทยและยืนยันว่าประเทศไทยมีศักยภาพมากพอที่จะเป็นศูนย์กลางระบบพลังงานของอาเซียน (ASEAN Grid) ได้ ซึ่งนอกจากจะเป็นเส้นทางขนส่งพลังงานระหว่างประเทศได้ ยังสามารถผลิตพลังงานเพื่อขายให้กับประเทศสมาชิกที่นำมาสู่รายได้และความมั่นคงของประเทศ แต่อยู่เพียงสองอย่างก็คือนโยบายและการเมืองภายในประเทศไทยที่ทำให้ภาพฝันนั้นไม่เกิดขึ้น

เขาก็หวังว่าในอีกสองเดือนข้างหน้าที่แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าฉบับใหม่กำลังจะออกมาจะเป็นไปในทิศทางที่เน้นพัฒนาศักยภาพด้านพลังงานหมุนเวียน และกล้าหาญมากพอที่จะลดการใช้พลังงานฟอสซิลที่ทุนใหญ่ถือครองอยู่เต็มมือ ขณะเดียวกันก็พยายามเพิ่มสัดส่วนการผลิต ไฟฟ้าโดยกฟผ. ให้สูงขึ้นกว่าที่เป็นอยู่

: แล้วทุนใหญ่จะยอมไหม? Decode ถาม

“เขาก็ต้องไปสู้ในเวทีพลังงานหมุนเวียนแทน ถ้าแผน PDP ว่ามาแบบนั้น เขาก็ต้องไปประมูลลม ประมูลแดด แต่คิดว่าโรงก๊าซคงไม่มีแล้วแหละ แค่ข้าวของเดิมก็กินไม่หมดแล้วมั้ง” ชาลีหัวเราะ