การศึกษาภาระทางการคลังจากโครงการร่วมลงทุนระหว่างภาครัฐและเอกชน กรณีศึกษา โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหญ่

บทคัดย่อ

การร่วมลงทุนระหว่างภาครัฐและเอกชน (Public-Private Partnerships หรือ PPP) เป็นรูปแบบหนึ่งในการจัดหาสินค้าและบริการซึ่งเดิมดำเนินการโดยภาครัฐเพียงลำพัง โดยให้ภาคเอกชนมีบทบาทมากขึ้น ซึ่งทำให้โครงการลงทุนสามารถดำเนินการได้โดยไม่ต้องรอรัฐบาลจัดสรรงบประมาณ เป็นการลดภาระการคลัง รวมทั้งสามารถถ่ายโอนความเสี่ยงไปให้ภาคเอกชนได้ อย่างไรก็ตาม สัญญาโครงการ PPP อาจถูกปกปิดในบางประเด็นด้วยเหตุผลด้านธุรกิจ ทำให้สาธารณชนไม่สามารถตรวจสอบได้สะดวก และขาดความโปร่งใส และกลายเป็นเครื่องมือบิดเบือนการแสดงฐานะการคลังหรือหนี้สาธารณะได้ ดังนั้นการวิเคราะห์และประเมินภาระทางการคลังจากโครงการ PPP จะช่วยให้รัฐบาลทราบถึงภาระการคลังที่แน่นอน (Direct Liability) และความเสี่ยง (Contingent Liability) ทั้งที่เป็นภาระแบบชัดเจน (Explicit Liability) และภาระแบบโดยนัย (Implicit Liability) ที่อาจจะเกิดขึ้นจากการร่วมทุนกับภาคเอกชน ซึ่งจะเป็นประโยชน์ในการวางแผนและการบริหารจัดการความเสี่ยงทางการคลังของรัฐบาล ในการศึกษาครั้งนี้จะทำการศึกษา โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) เพื่อใช้เป็นกรณีตัวอย่าง เนื่องจากเป็นโครงการที่มีการดำเนินงานมาตั้งแต่ปี 2537 ทำให้สามารถติดตามผลการดำเนินงานได้ มีลักษณะการร่วมทุนแบบบริษัทเอกชนเป็นผู้ก่อสร้าง เป็นเจ้าของ และดำเนินการ (Build Own Operate: BOO) ทั้งนี้ ในการดำเนินโครงการ IPP การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จะมีภาระผูกพันตามสัญญาซื้อไฟฟ้าระยะยาวจาก IPP ตามสูตรที่ระบุไว้ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาวระหว่างภาครัฐและเอกชน (Power Purchase Agreement PPA) โดยแบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือค่าความพร้อมจ่ายพลังไฟฟ้า (Availability Payment: AP) ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) โดยค่า AP เป็นค่าตอบแทนที่ กฟผ. ต้องจ่ายหากโรงไฟฟ้ามีความพร้อมในการผลิต ในส่วนค่า EP จะเป็นค่าตอบแทนที่ กฟผ. จ่ายตามปริมาณการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้กับโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ภาระในการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ของ กฟผ. จะเป็นองค์ประกอบสำคัญหนึ่งของต้นทุนค่าไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สะท้อนอยู่ในค่าไฟฟ้าขายส่งให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ได้แก่ กฟภ. และ กฟน. และสะท้อนอยู่ในค่าไฟฟ้าขายปลีกให้แก่ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า (ค่าขายไฟฟ้าประกอบด้วยค่าไฟฟ้าฐาน และค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ หรือค่า Ft) อย่างไรก็ดี ต้นทุนค่าซื้อไฟฟ้า อาจไม่สามารถส่งผ่านมายังค่าไฟฟ้าขายปลีกและค่าไฟฟ้าขายได้ทั้งหมด หรือ ต้องใช้เวลาในการปรับ เปลี่ยนราคา เพื่อไม่ให้การปรับราคาค่าไฟฟ้าเป็นภาระกับประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้ามากนัก ในการประเมินภาระและความเสี่ยงทางการคลังจากโครงการ IPP คณะผู้วิจัยได้ประยุกต์ใช้แบบจำลองในการประเมินความเสี่ยงทางการคลังและภาระทางการคลัง (Fiscal Risk Model) ของกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International Monetary Fund: IMF) ในการศึกษาและประเมินความเสี่ยงและภาระทางการคลังที่จะเกิดขึ้นหรืออาจจะเกิดขึ้นจาก กฟผ. ในระยะปานกลาง (ปี 2552 - 2557 ) โดยมีตัวชี้วัดความเสี่ยงทางการคลังที่สำคัญ 3 ตัวชี้วัด คือ 1) เงินรับสุทธิจากงบประมาณของรัฐบาล 2) หนี้สุทธิของรัฐวิสาหกิจ และ 3) ความสามารถในการความต้องการด้านเงินทุนรวม โดยสมมติฐานหลักที่เป็นปัจจัยเปลี่ยนแปลงต่อการประมาณการต้นทุนและภาระผูกพันจากการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ IPP และตัวชี้วัดความเสี่ยงทางการคลัง ที่สำคัญ ได้แก่ อัตราการเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราแลกเปลี่ยน อัตราเงินเฟ้อทั่วไป และราคาเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ในการวิเคราะห์ภาระและความเสี่ยงทางการคลังในการวิจัยนี้ จะใช้การวิเคราะห์ความเสี่ยงตามสถานการณ์จำลอง (Scenario analysis) 3 สถานการณ์ ได้แก่ สถานการณ์ปกติ หรือกรณีฐาน สถานการณ์ดีที่สุด และสถานการณ์แย่ที่สุด รวมทั้งการทดสอบภาวะวิกฤต (Stress test) 2 กรณี ได้แก่ ภาวะวิกฤตที่เกิดจากอัตราแลกเปลี่ยนอ่อนค่า และจากอัตราเงินเฟ้อที่สูงขึ้น จากกรอบการดำเนินการข้างต้น สามารถสรุปภาระและความเสี่ยงทางการคลังที่เกิดขึ้นกับรัฐบาลและ กฟผ. จากโครงการ IPP ใน 4 เรื่อง คือ 1) ความเสี่ยงทางการคลังที่เกิดจากการดำเนินโครงการ IPP ที่จะกระทบต่อสถานะทางการเงินของ กฟผ. ในช่วงปี 2552-2557 พบว่า ค่ารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นทุกกรณี (ในปี 2552 มี IPP 7 ราย และเพิ่มเป็น 10 รายในปี 2554 และตั้งแต่ปี 2558 จะทยอยลดจำนวนลงตามการซื้อไฟฟ้าที่หมดสัญญาซื้อขาย) ในขณะที่ตัวชี้วัดเงินรับสุทธิจากงบประมาณของทุกกรณีเป็นบวกและมีแนวโน้มสูงขึ้น หนี้สุทธิของ กฟผ. มีแนวโน้มสูงขึ้นจากความต้องการเงินทุนเพื่อนำไปใช้ในการลงทุนตามแผน และวิกฤตค่าเงินจะทำให้หนี้สุทธิของ กฟผ. สูงที่สุด สำหรับตัวชี้วัดความต้องการด้านเงินทุนรวม พบว่า กฟผ. มีสถานะดุลการดำเนินงานสุทธิเกินดุล หรือมีกำไรจากการดำเนินงานแต่ยังไม่เพียงพอต่อรายจ่ายลงทุน ทำให้มีแนวโน้มความต้องการเงินทุนเพื่อการลงทุนต่อเนื่อง 2) ความเสี่ยงทางการคลังที่เกิดจากการราคาขายไฟฟ้าที่ กฟผ. ไม่สามารถส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าได้ทั้งหมดผ่านค่า Ft พบว่าค่า Ft ในปัจจุบันจะสามารถเปลี่ยนแปลงตามราคาค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าโดย กฟผ. ต้องรับภาระต่อผลกระทบของอัตราแลกเปลี่ยนเอง นอกจากนั้นแล้วผลจากการดำเนินนโยบายของรัฐบาลที่ต้องการช่วยเหลือประชาชนซึ่งเป็น end user ให้ลดภาระค่าใช้จ่ายจากราคาไฟฟ้าที่สูงขึ้น จึงมีการชะลอการปรับขึ้นค่า Ft มีผลให้ กฟผ. ต้องแบกรับภาระบางส่วน ซึ่งหากนำปัจจัยเชิงนโยบายที่จะส่งผลต่อการปรับขึ้นค่า Ft ดังกล่าวข้างต้น มาประกอบการจัดทำประมาณการแล้ว ปรากฏว่าไม่ส่งผลกระทบต่อสภาพคล่องหรือตัวชี้วัดความเสี่ยงทางการคลังอย่างมีนัยสำคัญในทุกกรณี 3) ความเสี่ยงทางการคลังที่เกิดจากเหตุสุดวิสัยทั้งที่ระบุและไม่ระบุอยู่ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) พบว่า มีการระบุเหตุสุดวิสัยในสัญญา PPA ค่อนข้างครอบคลุมทุกประเด็นอยู่แล้ว หากเกิดเหตุสุดวิสัยที่ไม่ได้ระบุไว้ กฟผ. และคู่สัญญาจะร่วมกันแก้ไขปัญหาเป็นกรณีไป 4) ความเสี่ยงของรัฐบาลจากการค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. พบว่า สัดส่วนของหนี้คงค้างที่กระทรวงการคลังค้ำประกันอยู่ในระดับที่สูง ถึงร้อยละ 80 อย่างไรก็ตาม ฐานะทางการเงินของ กฟผ. อยู่ในเกณฑ์ดี และไม่เคยประสบปัญหาการขาดสภาพคล่อง และความสามารถในการชำระภาระหนี้ ผลการศึกษาและวิเคราะห์สรุปได้ว่า การดำเนินโครงการ IPP นอกจากจะไม่ก่อให้เกิดภาระและความเสี่ยงทางการคลังที่เป็นปัญหาต่อ กฟผ. และรัฐบาลอย่างมีนัยสำคัญแล้ว โครงการ IPP ยังเข้ามาแบ่งเบารับภาระในการผลิตไฟฟ้าให้แก่ กฟผ. ที่ต้องผลิตไฟฟ้าให้ได้ทันความต้องการไฟฟ้า ในขณะที่การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP มีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าที่ถูกกว่าการผลิตเอง และ กฟผ. มีข้อจำกัดในเรื่องงบประมาณในการขยายการผลิตไฟฟ้า และมีข้อจำกัดในเรื่องแหล่งพลังงานที่มีราคาถูก อย่างไรก็ตาม นักวิจัยยังมีความเห็นและข้อเสนอแนะในวิเคราะห์และประเมินความเสี่ยงจากการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP โดยจำแนกความเห็นและข้อเสนอแนะเป็น 3 ระดับ ดังนี้ 1) การดำเนินงานของ IPP 1.1) การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องระบุให้ชัดเจนว่าใครจะเป็นผู้รับผิดชอบภาระความเสี่ยงที่จะเกิดขึ้น เนื่องจากมีปัจจัยเสี่ยงที่สำคัญหลายประการในการซื้อไฟฟ้าจาก IPP 1.2) ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในแต่ละแห่ง ควรมีการเตรียมความพร้อมในเรื่องสถานที่หรือทำเลที่ตั้ง และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ เพื่อไม่ให้เกิดการต่อต้านจากประชาชน 2) การดำเนินงานของ กฟผ. 2.1) จากนโยบายบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าที่จะเกิดกับประชาชนผ่านการปรับค่า Ft ทำให้ กฟผ. มียอดรายได้ค้างรับเกือบ 20,000 ล้านบาท ซึ่งรัฐบาลควรทยอยลดยอดคงค้างดังกล่าว 2.2) ควรกำหนดค่า AP ที่มีลักษณะเป็นการประกันราคา อย่างรอบคอบ และควรมีการบริหารจัดการในการสั่งผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำที่สุด 2.3) ควรมีการบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้าโดยการรณรงค์ให้ประชาชนใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัดและลดการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak อย่างจริงจังและต่อเนื่อง 2.4) ควรกระจายความเสี่ยงทางด้านเชื้อเพลิง และมีการเตรียมการหาแหล่งพลังงานทดแทนเพื่อรองรับกับปัญหาที่ประเทศจะต้องเผชิญในอนาคต 2.5) การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งควรรักษาและพัฒนาการบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดภาระต้นทุนในการดำเนินงานที่ไม่อาจส่งผ่านให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ 3) การดำเนินงานของรัฐบาล และหน่วยงานกำกับกิจการด้านพลังงาน 3.1) การพิจารณาคัดเลือก การกำกับดูแล และตรวจสอบการดำเนินการของ IPP ควรเป็นไปอย่างมีระบบและยึดหลักธรรมาภิบาลที่มุ่งเน้นความโปร่งใส ตรวจสอบได้ 3.2) เนื่องจากโครงการ PPP จะมีความสำคัญขึ้นเรื่อยๆ แต่ยังไม่มีการติดตามและประเมินผลอย่างบูรณาการ ดังนั้น ในระหว่างรอการจัดตั้ง PPP unit กระทรวงการคลังหรือภาครัฐที่เกี่ยวข้องควรมีการสร้างกลไกในการติดตามประเมินผลและเปิดเผยต่อสาธารณะอย่างเป็นระบบโดยเร็ว

คำสำคัญ