ลดค่าไฟ อย่าตัดแค่ค่า Adder/FiT  JustPow ชี้ หากเราจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนเท่าปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อเท่านั้น จะลดค่าไฟฟ้าได้ 34 สตางค์/หน่วย ทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.81 บาท/หน่วย และหากสามารถตัดทั้งค่า Adder/FiT และค่าความพร้อมจ่ายในส่วนของพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา จะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.64 บาท/หน่วย

• ประมาณการค่า Adder และ FiT ในปี 2550-2568 ถูกส่งผ่านมายังบิลค่าไฟในค่า Ft รวมแล้ว 462,477 ล้านบาท โดยในปี 2564 มีการจ่ายเงินอุดหนุนรวมสูงที่สุด เป็นประมาณการค่า Adder จำนวน 38,717.74 ล้านบาท และประมาณการค่า FiT จำนวน 17,786.09 ล้านบาท ปัจจุบันยังมีโรงไฟฟ้า SPP ที่ได้รับค่า Adder จำนวน 22 โครงการ ขณะที่ VSPP มีจำนวน 520 โครงการ และได้รับค่า FiT อีก 372 โครงการ
• ปี 2567 มีการประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 104,655.60 ล้านบาท แต่ประมาณการกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้นมีเพียง 13,709.02 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นประมาณการกำลังการผลิตไฟฟ้าเพียง 47.41% จากกำลังการผลิตตามสัญญาที่มีอยู่ 28,918.38 เมกะวัตต์ ดังนั้นเมื่อคำนวณแล้ว ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญาในปี 2567 จะตกเป็นเงินประมาณ 55,042.67 ล้านบาท 
• จากข้อมูล กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน โดยที่บางโรงไม่ปรากฏตัวเลขพลังงานไฟฟ้าที่กฟผ. ได้รับ และบางโรงปรากฏตัวเลขพลังงานไฟฟ้าไม่ครบทั้งปี รวมแล้วปี 2551-2567 มีประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่ กฟผ. จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 1,304,768.48 ล้านบาท ขณะที่ประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้น เฉลี่ยอยู่ที่ปีละ 59.67% เพียงเท่านั้น เมื่อคำนวณแล้ว 17 ปีที่ผ่านมา เราจ่ายเงินให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา ราว 553,174 ล้านบาท ซึ่งทั้งหมดนี้ถูกผลักเข้ามาในบิลค่าไฟ
• ปี 2567 มีประมาณการเงินอุดหนุนในส่วนของค่า Adder/FiT รวม 32,490.95 ล้านบาท หากตัดเงินส่วนนี้ออก จะลดค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 17 สตางค์/หน่วย ทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.98 บาท/หน่วย แต่หากเราจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนเท่าปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อเท่านั้น จะลดค่าไฟฟ้าได้ 34 สตางค์/หน่วย ทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.81 บาท/หน่วย และหากสามารถตัดทั้งค่า Adder/FiT และค่าความพร้อมจ่ายในส่วนของพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา จะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.64 บาท/หน่วย

ในช่วงต้นปี 2568 รัฐบาลเดินหน้าลดภาระค่าครองชีพของประชาชนผ่านมาตรการปรับลดค่าไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติปรับค่าไฟฟ้าเรียกเก็บสำหรับรอบเดือนมกราคม – เมษายน 2568 อยู่ที่ 4.15 บาท/หน่วย ลดลงจากงวดก่อนหน้า 3 สตางค์/หน่วย โดยยืดการจ่ายหนี้ค่าไฟฟ้าและค่าก๊าซฯ ของ กฟผ. และ ปตท. ที่สะสมอยู่จำนวน 85,226 ล้านบาท ออกไปก่อน ความพยายามที่จะลดค่าไฟฟ้าถือเป็นสิ่งที่รัฐบาลเพื่อไทยเน้นย้ำที่จะช่วยเหลือค่าครองชีพของประชาชน โดยอดีตนายกรัฐมนตรี ทักษิณ ชินวัตร ได้ขึ้นเวทีปราศรัยในฐานะผู้ช่วยหาเสียของผู้สมัครรับเลือกตั้งนายกองค์การบริหารส่วนจังหวัด (อบจ.) เชียงราย พรรคเพื่อไทย เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2568  ประกาศถึงความตั้งใจที่จะลดค่าไฟฟ้าให้อยู่ที่ 3.70 บาท/หน่วยให้ได้ 

เพื่อตอบรับนโยบายลดค่าไฟฟ้านี้ ในวันที่ 15 มกราคม 2568 ที่ประชุม กกพ. ได้มีมติเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่มีนายกรัฐมนตรีเป็นประธาน ให้ทบทวน และปรับปรุงต้นทุนค่าไฟฟ้าในส่วนค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (Policy Expense) ซึ่งประกอบด้วย โครงการอุดหนุนส่วนต่างต้นทุน (Adder) และ มาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน Feed in Tariff (FiT) ที่อยู่ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) และกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็กมาก (VSPP)  โดยเงินส่วนนี้ถือเป็นภาระที่ส่งผ่านมาในค่าไฟฟ้าผันแปรหรือค่าเอฟที (Ft) จำนวน 17 สตางค์/หน่วย หากตัดส่วนนี้ออกไปได้ ค่าไฟฟ้าจะลดลงเหลือ 3.98  บาท/หน่วย และหากนำมาคำนวณด้วยประมาณการใช้ไฟฟ้าตลอดปี 2568 ที่คาดว่าจะมีการใช้ไฟฟ้า 195,000 ล้านหน่วย ก็จะสามารถประหยัดค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในปีนี้ลงไปได้ 33,150 ล้านบาท

อย่างไรก็ตาม ในวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2568 พีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ออกมาบอกว่าแนวทางที่ กกพ. เสนอข้างต้นนั้นไม่สามารถทำได้เนื่องจากเป็นเรื่องของข้อผูกพันทางสัญญากับเอกชน ไม่ใช่เรื่องระเบียบ กกพ.

ทำความรู้จัก Adder และ FiT เป็นมาอย่างไร ทำไมถึงกลายเป็นภาระในค่าไฟ

ในอดีตประเทศไทยมีความต้องการที่จะส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 – 2558 (PDP 2004) ที่กำหนดให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP 2004 ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549  กพช. จึงมีมติส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคา ผ่านการกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็ก (SPP) และ โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กมาก (VSPP) กล่าวคือ ภาครัฐจะรับซื้อไฟฟ้าโดยให้เงินอุดหนุนเพิ่มเติมกับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในกลุ่มนี้ ซึ่งจะจ่ายค่าไฟฟ้าแยกเป็น 2 ส่วนคือ 

1. ค่าไฟฟ้าขายส่ง ซึ่งเป็นค่าไฟฟ้าตามต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง 

2. ค่า Adder โดยมีอัตรารับซื้อและระยะสัญญาแตกต่างกันไปตามแต่ประเภทพลังงาน ดังนี้

• โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ได้รับ Adder 8 บาท/หน่วย สัญญาเริ่มจ่าย ธันวาคม 2554 สิ้นสุด สิงหาคม 2565 ภายหลังในปี 2556 มีการปรับลดเป็น 6.5 บาท/หน่วย สัญญาเริ่มจ่าย ธันวาคม 2556 สิ้นสุด มีนาคม 2569
• โรงไฟฟ้าพลังงานลม ได้รับ Adder 3.5 บาท/หน่วย สัญญาเริ่มจ่าย มกราคม 2555 สิ้นสุด เมษายน 2572
• โรงไฟฟ้าพลังงานขยะ ได้รับ Adder 3.5 บาท/หน่วย สัญญาเริ่มจ่าย สิงหาคม 2558 สิ้นสุด เมษายน 2568
• โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงชีวมวล (กากอ้อย) ได้รับ Adder 0.3 บาท/หน่วย สัญญาเริ่มจ่าย กันยายน 2554 สิ้นสุด พฤษภาคม 2570

โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) จะจ่ายค่า Adder ให้โรงไฟฟ้า SPP ส่วนการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จะจ่ายให้โรงไฟฟ้า VSPP 

แม้ว่ามาตรการ Adder ตั้งขึ้นมาเพื่อดึงดูดผู้ประกอบการเอกชนเพื่อขยายการลงทุนในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน แต่อัตราการรับซื้อเป็นราคาที่ผันผวนตามราคาค่าไฟฟ้าขายส่ง ซึ่งมีการเปลี่ยนแปลงตามสถานการณ์การผลิตไฟฟ้า ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายมีความผันผวนอย่างมาก อีกทั้งยังไม่ได้คำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในอนาคตที่มีแนวโน้มลดลงจากเทคโนโลยีที่พัฒนาขึ้น 

ตัวอย่างเช่น โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ จะได้รับซื้อไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยหน่วยละ 3.1617 บาท บวกกับค่า Adder หน่วยละ 8 บาทจากสัญญาที่ทำไว้ตั้งแต่ปี 2554 รวมแล้วภาครัฐรับซื้อไฟฟ้าหน่วยละ 11.1617 บาท ระยะสัญญากว่า 10 ปี ขณะที่ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 2.2 บาท/หน่วยเท่านั้น 

การรับซื้อไฟฟ้าในอัตราที่สูงจากการบวกค่า Adder ทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนหลายแห่งมีสัดส่วนรายได้จากค่า Adder เป็นจำนวนไม่น้อย เช่น กลุ่ม บมจ. บีซีพีจี (BCPG) จากรายงานประจำปีระบุว่า ปี 2564 มีรายได้จากค่า Adder สูงถึง 2,157 ล้านบาท คิดเป็น 45.2% จากรายได้รวมการจําหน่ายไฟฟ้าทั้งหมด แต่เมื่อ Adder ของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ทยอยหมดสัญญาลง รายได้จากค่า Adder ก็ลดลง ในปี 2565 เหลือ 1,889 ล้านบาท และปี 2566 อยู่ที่ 1,112 ล้านบาท ถึงอย่างนั้นก็ยังเป็นสัดส่วนสูงถึง 20.85% ของรายได้จากการจําหน่ายไฟฟ้าทั้งหมด กำไรเหล่านี้ส่วนหนึ่งมาจากเงินอุดหนุนค่า Adder ที่ภาครัฐจ่ายให้กับบริษัทเอกชนเรื่อยมาซึ่งแท้จริงแล้วก็ถูกส่งผ่านมายังบิลค่าไฟของประชาชนนั่นเอง

หลังจากประเทศไทยใช้การรับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ Adder มาระยะหนึ่ง เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้มีมติให้ กกพ. ประกาศหยุดการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder และปรับเปลี่ยนมาเป็นมาตรการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Feed-in Tariff (FiT) แทน เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนพลังงานหมุนเวียนในแต่ละประเภทอย่างแท้จริง และมีการทบทวนต้นทุนอย่างต่อเนื่อง โดยอัตรา FiT จะเป็นอัตรารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดอายุโครงการ ไม่เปลี่ยนแปลงไปตามค่าไฟฐานและค่า Ft เหมือนสัญญาแบบ Adder แต่จะกำหนดราคาแตกต่างกันไปตามประเภทพลังงาน ขึ้นอยู่กับต้นทุนการผลิตไฟฟ้าแต่ละประเภท โดยมีระยะสัญญายาวนาน 20-25 ปี

อัตราการรับซื้อไฟฟ้า FiT จะประกอบไปด้วย 3 ส่วน ได้แก่ 

1. อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนคงที่ (FiTF) คำนวณจากต้นทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งาน ซึ่งจะคงที่ตลอดอายุโครงการ ใช้สำหรับพลังงานหมุนเวียนทุกประเภท 
2. อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนแปรผัน (FiTV) คิดจากต้นทุนของวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตพลังงานไฟฟ้า จะปรับเพิ่มขึ้นตามค่าอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core inflation) เฉลี่ยของปีก่อนหน้า ตามประกาศของกระทรวงพาณิชย์ ใช้สำหรับกลุ่มพลังงานชีวภาพ เช่น ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน), ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
3. อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ (FiT Premium) ตามนโยบายของภาครัฐที่ต้องการสร้างแรงจูงใจการลงทุนบางประเภทเชื้อเพลิง เช่น ขยะ ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ และโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้

ตัวอย่างเช่น โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ทำสัญญารับซื้อ FiT จะคิดราคารับซื้อไฟฟ้าเฉพาะ FiTF ที่ 5.66 บาท/หน่วย ไม่มี FiTV แต่หากตั้งอยู่ในพื้นที่สามจังหวัดชายแดนภาคใต้ ก็จะบวก FiT Premium ไปอีก 0.50 บาท/หน่วย รวมเป็น 6.16 บาท/หน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ 25 ปี เริ่มตั้งแต่ปี 2558 สิ้นสุดปี 2583 หรือหากเป็นโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะ ก็จะได้อัตรา FiTF รวมกับ FiTV และ FiT Premium เป็นต้น 

ต่อมาได้มีการปรับ FiT ให้เหมาะสมกับต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปหลายครั้ง โดยมีอัตราลดลงตามลำดับ เช่น ในปี 2560 ได้มีประกาศใช้อัตรา FiT ของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแบบผสมผสานเชื้อเพลิง (SPP Hybrid Firm) และในปี 2562 ก็มีการปรับ FiT อีกครั้ง จนล่าสุดเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 กพช. ก็ได้มีประกาศอัตรา FiT สำหรับโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ช่วงปี 2565-2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง โดยมีอัตราดังนี้

• ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เท่ากับ 2.0724 บาท/หน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี
• พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาท/หน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี 
• พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับแบตเตอรี่ (Solar+BESS) เท่ากับ 2.8331 บาท/หน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี 
• พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาท/หน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี

ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่สามจังหวัดชายแดนใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ก็จะยังได้รับอัตรา FiT Premium ที่บวกเพิ่มอีก 0.50 บาท/หน่วย ตลอดอายุโครงการ

โดยโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ช่วงปี 2565-2573 ในรอบแรกที่เปิดไปนั้นมีเอกชนยื่นเสนอโครงการถึง 670 โครงการ รวมกำลังการผลิตที่เสนอขาย 17,400 เมกะวัตต์ ซึ่งมากกว่าปริมาณที่กำหนดไว้ 5,203 เมกะวัตต์ ถึง 3.3 เท่า

18 ปีที่ผ่านมา เงินอุดหนุนค่า Adder และ FiT ถูกส่งผ่านมาในบิลค่าไฟประชาชนแล้ว 462,477 ล้านบาท 

จากเอกสารแจกแจงสูตรการปรับอัตราคาไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในส่วนประมาณการค่าใช้จ่ายตามนโยบายที่รัฐกำหนด ได้ระบุประมาณการจำนวนเงินอุดหนุน Adder สำหรับโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP รวมถึงประมาณการค่า FiT ไว้ ซึ่งเมื่อนำมารวมแล้ว ในปี 2550-2568* จะมีประมาณการค่าใช้จ่ายในส่วนของ Adder และ FiT ที่ส่งผ่านมาในค่า Ft รวม 462,477 ล้านบาท โดยในปี 2564 มีประมาณการจ่ายเงินอุดหนุนรวมสูงที่สุด แบ่งเป็นประมาณการค่า Adder จำนวน 38,717.74 ล้านบาท และประมาณการค่า FiT จำนวน 17,786.09 ล้านบาท และเริ่มลดลงในปี 2565 เรื่อยมา เนื่องจากโรงไฟฟ้าที่ได้สัญญา Adder นั้นทยอยหมดอายุสัญญาลง จากฐานข้อมูลของ กกพ. ณ วันที่ 5 มีนาคม 2568 ระบุว่า ยังมีโรงไฟฟ้า SPP ที่ได้รับค่า Adder จำนวน 22 โครงการ ขณะที่ VSPP มีจำนวน 520 โครงการ และได้รับค่า FiT อีก 372 โครงการ

*หมายเหตุ ปี 2550 มีข้อมูลเฉพาะเดือน ตุลาคม-ธันวาคม และปี 2568 เฉพาะเดือน มกราคม-เมษายน

ปัจจุบันสัญญา Adder ที่ยังมีผลต่อค่า Ft ประกอบด้วย ค่า Adder 3.5 บาท/หน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงขยะ จะสิ้นสุดสัญญาเดือนเมษายน 2568 ค่า Adder 6.5 บาท/หน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ จะสิ้นสุดสัญญาในเดือนมีนาคม 2569 ค่า Adder 0.3 บาท/หน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงชีวมวล (กากอ้อย) จะสิ้นสุดสัญญาเดือนพฤษภาคม 2570 และค่า Adder 3.5 บาท/หน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานลม จะสิ้นสุดสัญญาในเดือนเมษายน 2572 

ขณะที่ค่า FiT จะยังมีผลอยู่ในค่า Ft อีกยาวนาน จากโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ช่วงปี 2565-2573 ที่เปิดรับซื้อไปล่าสุด โดยจะมีโรงไฟฟ้าที่ผ่านการคัดเลือกจากรอบแรกทยอยจ่ายไฟเข้าระบบ ตั้งแต่ปี 2567 ไปจนถึงปี 2573 และจะได้รับเงินอุดหนุนค่า FiT ยาวไปอีก 20-25 ปี นับจากวันที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ขณะที่โครงการรับซื้อไฟฟ้ารอบเพิ่มเติมที่ประกาศรายชื่อผู้ผ่านคัดเลือกแล้ว กพช. มีมติให้ชะลอการรับซื้อไฟออกไปก่อน 

นอกจากค่า Adder และ FiT แล้ว ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ระยะเวลาตั้งแต่ 20-25 ปี (ประเภทสัญญา Firm) ผู้ผลิตไฟฟ้ายังจะได้รับค่าประหยัดการใช้เชื้อเพลิง (Fuel Saving)  และค่าการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Promotion: REP) ร่วมด้วย โดยโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เช่น พลังน้ำขนาดเล็ก พลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานลม จะได้รับเพิ่มทั้งค่า Fuel Saving และค่า REP ส่วนโรงไฟฟ้า SPP ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล ชีวภาพ หรือขยะ และจำเป็นต้องใช้เชื้อเพลิงน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน เป็นเชื้อเพลิงเสริม หากพลังงานความร้อนที่ได้จากเชื้อเพลิงเสริมไม่เกินร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนทั้งหมดที่ใช้ในกระบวนการผลิตในรอบปีนั้นๆ ผู้ผลิตไฟฟ้าจะได้รับเพิ่มทั้งค่า Fuel Saving และค่า REP แต่หากเกินร้อยละ 25 ก็จะได้รับเพิ่มเพียงค่า Fuel Saving อย่างเดียว โดยในปี 2567 มีประมาณการเงินอุดหนุนส่วน Fuel Saving รวม 12,472.31 ล้านบาท และมีประมาณการค่า REP อีกจำนวน 182.15 ล้านบาท โดยค่าใช้จ่ายทั้งสองส่วนนี้แฝงอยู่ในค่าไฟฟ้าเช่นเดียวกัน เมื่อนำประมาณการค่า Fuel Saving และค่า REP รวมกัน 12,654.46 ล้านบาท นำมาคำนวณเทียบสัดส่วนกับประมาณการตัวเลขค่าซื้อไฟฟ้าจากเอกชน ในเอกสารแจกแจงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของ กฟผ. ในปี 2567 ที่มีจำนวณ 445,227.06 ล้านบาท พบว่า ค่า Fuel Saving และค่า REP จะคิดเป็น 2.84% ของประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าทั้งหมด หรือคิดเป็น 6.34 สตางค์/หน่วย ที่ถูกส่งผ่านมาในค่าไฟฟ้า

นอกจาก Adder และ FiT ยังมี ‘ค่าความพร้อมจ่าย’ ที่ต่อให้ไม่มีการผลิตไฟฟ้าเท่ากำลังผลิตตามสัญญาก็ยังต้องจ่ายเงินให้โรงไฟฟ้าเอกชน  

โครงสร้างค่าไฟฟ้าเรียกเก็บ งวดปัจจุบัน (มกราคม-เมษายน 2568) อยู่ที่ 4.15 บาท/หน่วย หากเรียงลำดับจากต้นทุนถูกที่สุดไปต้นทุนแพงที่สุด จะประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ เช่น Adder และ FiT ประมาณ 17 สตางค์/หน่วย (4.09%) ค่าภาระหนี้เชื้อเพลิงของ กฟผ. ประมาณ 20 สตางค์/หน่วย (4.87%) ค่าต้นทุนระบบส่ง ประมาณ 24 สตางค์/หน่วย (5.78%) ค่าต้นทุนระบบจำหน่าย 51 สตางค์/หน่วย (12.29%) ค่าความพร้อมจ่าย 80 สตางค์/หน่วย (19.25%) และค่าใช้จ่ายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 2.23 บาท/หน่วย (53.73%) 

จากข้อมูลพบว่า ต้นทุนที่สูงเป็นอันดับสองในค่าไฟฟ้าปัจจุบัน คือ ค่าความพร้อมจ่าย มาจากสัญญาแบบไม่ใช้ก็ต้องจ่าย (take or pay) ที่ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่เอกชนผู้ลงทุนต้องจ่ายไปก่อน โดยจะจ่ายเป็นรายเดือนให้โรงไฟฟ้ากลุ่มเอกชนรายใหญ่ (IPP) เรียกว่าค่า Availability Payment (AP) และจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ในชื่อค่า Capacity Payment (CP) ค่าความพร้อมจ่ายจะครอบคลุมตั้งแต่ต้นทุนการดำเนินงานและซ่อมบำรุงคงที่, การชำระเงินต้นและดอกเบี้ย และผลตอบแทนของผู้ถือหุ้นที่ถูกกำหนดไว้ล่วงหน้า 

รัฐมีนโยบายส่งเสริมให้เอกชนเข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าตั้งแต่ปี 2532 และในปี 2537 ก็ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า IPP เป็นครั้งแรก จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ โดยในครั้งนั้นมีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ กําลังผลิตทั้งสิ้น 37,500 เมกะวัตต์ หรือเกือบ 10 เท่าของกําลังผลิตที่ต้องการ หลังจากกระบวนการคัดเลือกสิ้นสุดลง โรงไฟฟ้าเอกชนเริ่มจ่ายไฟเข้าระบบตั้งแต่ปี 2538 เป็นต้นมา จากเดิมที่โรงไฟฟ้าทั้งหมดเป็นของ กฟผ. ปัจจุบันกำลังการผลิตตามสัญญาของระบบ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2567 มาจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. เพียง 31.62% และเป็นเอกชนรวมกันถึง 68.38% แบ่งเป็นโรงไฟฟ้า IPP 38.12% โรงไฟฟ้า SPP 18.13% และซื้อไฟจากต่างประเทศ 12.13% มีกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญารวม 51,414.30 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของปี 2567 อยู่ที่ 36,792.10 เมกะวัตต์เท่านั้น ความต่างระหว่างตัวเลขกำลังการผลิตที่มีในระบบกับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจริงจำนวน 14,622.20 เมกะวัตต์นี้ คือการสำรองไฟฟ้าที่ล้นเกินจากการสร้างโรงไฟฟ้าที่มากเกินความจำเป็น จึงทำให้มีโรงไฟฟ้าเอกชนไม่ได้ผลิตไฟฟ้าเท่ากับกำลังการผลิตตามสัญญา เพราะความต้องการใช้ไฟฟ้าจริงที่เกิดขึ้นต่ำกว่ากำลังการผลิตในระบบ 

17 ปีที่ผ่านมา เราจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา 553,174 ล้านบาท

จากเอกสารแจกแจงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของ กฟผ. พบว่า ปี 2567 มีการประมาณการค่าความพร้อมจ่าย AP และ CP ที่จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 104,655.60 ล้านบาท แต่ประมาณการกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้นมีเพียง 13,709.02 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นเพียง 47.41% ของกำลังการผลิตตามสัญญาที่มีอยู่ 28,918.38 เมกะวัตต์ ดังนั้นเมื่อคำนวณแล้ว ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญาในปี 2567 จะตกเป็นเงินประมาณ 55,042.67 ล้านบาท 

โดยการคำนวณตัวเลขข้างต้น อ้างอิงข้อมูลจากเอกสารแจกแจงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในส่วนการประมาณค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. แยกการคำนวณเป็น 3 ขั้นตอน ดังนี้

1. คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชน
   • ประมาณการตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าจากเอกชน ปี 2567 จากเอกสาร เป็นจำนวน 12,709.02 เมกะวัตต์
   • บวกกำลังการผลิตที่ใช้รักษาความมั่นคงในระบบเพิ่ม 1,000 เมกะวัตต์ เนื่องจากเกณฑ์ประเมินของ กกพ. กำหนดไว้ให้มีกำลังผลิตสำรองพร้อมจ่ายทันทีไม่น้อยกว่า 800 เมกะวัตต์ และตัวเลขจากศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า กฟผ. ล่าสุด (19 มีนาคม 2568) อยู่ที่ 1,446.2 เมกะวัตต์ JustPow จึงเลือกใช้ตัวเลข 1,000 เมกะวัตต์ เป็นค่าเฉลี่ย
   • ทำให้ตัวเลขประมาณการกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนในปี 2567 จึงเท่ากับ 12,709.02 เมกะวัตต์ ตามตัวเลขประมาณการในเอกสาร บวกกับอีกค่าเฉลี่ย 1,000 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตสำรองพร้อมจ่ายทันที รวมแล้วเป็น 13,709.02 เมกะวัตต์
2. คำนวณสัดส่วนประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่เกิดขึ้น
   • นำตัวเลขประมาณการกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ได้จากข้อ 1 (13,709.02 เมกะวัตต์) มาเปรียบเทียบกับประมาณการการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนตามสัญญาในปี 2567 ที่มีอยู่ 28,918.38 เมกะวัตต์
   • คำนวณสัดส่วนประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชน คิดเป็น 47.41% ของกำลังการผลิตตามสัญญา เท่ากับว่าที่เหลือ 52.59% ถือเป็นพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา 
3. คำนวณประมาณการค่าความพร้อมจ่าย
   • ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายทั้งหมดในปี 2567 เท่ากับ 104,655.60 ล้านบาท
   • ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้พลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา (มีสัดส่วน 52.59% ตามที่คำนวณในข้อ 2) จึงเท่ากับ 55,042.67 ล้านบาท หรือ 52.59% จากค่าความพร้อมจ่ายทั้งหมด

ยิ่งไปกว่านั้น หากดูในรายละเอียดประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. จากโรงไฟฟ้า IPP ที่มีสัญญาการผลิตไฟฟ้าในระบบปี 2567 จำนวน 13 โรง จะพบว่า มีจำนวน 4 โรงที่ไม่ปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟ แต่ปรากฏจำนวนการจ่ายเงินซื้อไฟฟ้ารวม 12,346.30 ล้านบาท ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท โกลบอล เพาเวอร์ซินเนอร์ยี่ จํากัด (GPSC), บริษัท โกลว์ ไอพีพี จํากัด (GLOW IPP), บริษัท แก่งคอย เพาเวอร์เจเนอเรชั่น จํากัด (Gulf-GPG) และบริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จํากัด (RPCL) 

นอกจากนี้ยังมีจำนวน 3 โรงที่ปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเพียงบางเดือน โดยเป็นโรงไฟฟ้าของบริษัท กัลฟ์ เจพี ยูที จํากัด (Gulf JP UT) ซึ่งปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเพียง 2 เดือน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับกำลังการผลิตตามสัญญาของโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะพบว่า มีกำลังการผลิตเกิดขึ้นเพียง 0.89% แต่ปรากฏจำนวนเงินที่ กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้า เป็นเงิน 6,528.29 ล้านบาท บริษัท กัลฟ์ เจพี เอ็นเอส จํากัด (Gulf JP NS) ซึ่งปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเพียง 6 เดือน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับกำลังการผลิตตามสัญญาของโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะพบว่ามีกำลังการผลิตเกิดขึ้นเพียง 12.97% แต่ปรากฏจำนวนเงินที่ กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้า เป็นเงิน 9,281.93 ล้านบาท และ บริษัท เก็คโค่-วัน จํากัด (GHECO-1) ซึ่งปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเพียง  8 เดือน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับกำลังการผลิตตามสัญญาของโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะพบว่ามีกำลังการผลิตเกิดขึ้นเพียง 65.82%  แต่ปรากฏจำนวนเงินที่ กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้า เป็นเงิน 16,366 ล้านบาท

จากข้อมูลข้างต้นอาจกล่าวได้ว่า กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน โดยที่บางโรงไม่ปรากฏตัวเลขพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ได้รับ และบางโรงปรากฏตัวเลขพลังงานไฟฟ้าไม่ครบทั้งปี รวมแล้วปี 2551-2567 มีประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่ กฟผ. จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 1,304,768.48 ล้านบาท ขณะที่ประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้น เฉลี่ยอยู่ที่ปีละ 59.67% เพียงเท่านั้น เมื่อคำนวณแล้ว 17 ปีที่ผ่านมา เราจ่ายเงินให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา ราว 553,174 ล้านบาท ซึ่งทั้งหมดนี้ถูกผลักเข้ามาในบิลค่าไฟ

ลดค่าไฟ ไม่ใช่แค่ตัดค่า Adder/FiT 

ปี 2567 มีประมาณการเงินอุดหนุนในส่วนของค่า Adder รวม 19,263.17 ล้านบาท และประมาณการค่า FiT รวม 13,227.78 ล้านบาท ที่ถูกส่งผ่านมาในบิลค่าไฟของประชาชน หากตัดเงินอุดหนุนในส่วนนี้ออก จะลดค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 17 สตางค์/หน่วย ทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.98 บาท/หน่วย 

แต่หากเราจ่ายค่าความพร้อมจ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนเท่าปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อเท่านั้น จะสามารถประหยัดเงินได้มากถึง 55,042.67 ล้านบาท หรือคิดเป็น 52.59% จากประมาณการค่าความพร้อมจ่ายทั้งหมด 104,655.60 ล้านบาท และจะลดค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 34 สตางค์/หน่วย ทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.81 บาท/หน่วย 

ยิ่งไปกว่านั้นหากสามารถตัดทั้งค่า Adder/FiT ประมาณ 17 สตางค์/หน่วย และค่าความพร้อมจ่ายในส่วนของพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังการผลิตตามสัญญา ประมาณ 34 สตางค์/หน่วย ออกไปจากค่าไฟฟ้า จะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงเหลือ 3.64 บาท/หน่วย ทะลุเป้าที่อดีตนายกรัฐมนตรี ทักษิณ ชินวัตร เคยได้ประกาศไว้เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2568 ว่าจะทำให้ค่าไฟเหลือ 3.70 บาทภายในปี 2568 ยิ่งไปกว่านั้น หากสามารถตัดค่า Fuel Saving และ REP ที่ส่งผ่านมาในบิลค่าไฟประมาณ 6.34 สตางค์/หน่วย ออกไปได้อีก ค่าไฟอาจสามารถลดลงได้ถึง 3.58 บาท/หน่วย

JustPow ลองคำนวณโดยเปรียบเทียบกับครัวเรือนที่ใช้ไฟฟ้าประมาณ 250 หน่วย/เดือน จากค่าไฟฟ้าปัจจุบัน (มกราคม-เมษายน 2568) อยู่ที่ 4.15 บาท/หน่วย จะคิดเป็นค่าไฟฟ้าที่ต้องจ่ายประมาณ 1,037.5 บาท/เดือน หากค่าไฟสามารถลดลงได้เหลือ 3.64 บาท/หน่วย จะทำให้ค่าไฟที่ต้องจ่ายลดลงเหลือ 910 บาท ช่วยประหยัดได้ถึงครัวเรือนละ 127.5 บาท/เดือน หรือลดลงประมาณ 12.29%

จะเห็นได้ว่า การตัดค่า Adder/FiT ที่กำลังเป็นประเด็นอยู่ในขณะนี้ จะสามารถลดค่าไฟได้เพียงเล็กน้อย แต่หากสามารถตัดค่าความพร้อมจ่ายในส่วนของพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังการผลิตตามสัญญาไปด้วยได้ ก็จะทำให้ค่าไฟยิ่งถูกลงไปอีก อย่างไรก็ตาม เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟมีความเป็นธรรม ภาครัฐควรต้องพิจารณาประเด็นอื่นๆ ร่วมด้วยในอนาคต ไม่ว่าจะเป็นการลดการพึ่งพิงก๊าซ LNG ที่มีราคาสูงและผันผวน ลดการสำรองไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้นเพราะปัจจุบันมีกำลังการผลิตที่ล้นเกินอยู่แล้ว ลดการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ซึ่งทั้งหมดนี้ล้วนส่งผลทำให้ราคาค่าไฟสูงขึ้นแทบทั้งสิ้น 

ที่มา: JustPow