(29 ม.ค.68) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทต่าง ๆ รายละเอียดส่วนต่าง ๆ ของการเรียกเก็บ และวิธีการคิดคำนวณ ‘ค่าไฟฟ้า’ ตามที่ได้บอกเล่าในบทความ 'รู้เรื่อง...ค่าไฟฟ้า (2)' ไปแล้วนั้น ครั้งนี้จะได้พูดถึง ‘ต้นทุน’ ต่าง ๆ ที่อยู่ใน ‘ค่าไฟฟ้า’ ซึ่งคิดเป็นหน่วยไฟฟ้า หรือ ยูนิต (Unit) หรือ kWh โดยเป็นหน่วยที่ใช้บอกขนาด หรือ ปริมาณของพลังงานไฟฟ้าที่ใช้งาน พลังงานไฟฟ้า 1 ยูนิต หรือ 1 หน่วย เท่ากับ 1 กิโลวัตต์-ชั่วโมง (Kilo watthour = กำลังไฟ 1 กิโลวัตต์ (1,000 วัตต์ (W)) ใช้งานนาน 1ชั่วโมง)

พลังงานไฟฟ้า 1 ยูนิต หรือ 1 หน่วย หรือ 1 kWh สามารถใช้งานอุปกรณ์ไฟฟ้าได้นานแค่ไหน? พลังงานไฟฟ้า 1 หน่วย โดยประมาณแล้วเพียงพอต่อ การเปิดหลอดไฟ LED กำลังไฟ 10 วัตต์ 1 ดวง นาน 100 ชั่วโมง การใช้งานเครื่องซักผ้าขนาด 10 กิโลกรัม กำลังไฟ 500 วัตต์ 1 เครื่อง นาน 2 ชั่วโมง การใช้งานเครื่องปรับอากาศขนาด 18,000 BTU กำลังไฟ 1,500 วัตต์ 1 เครื่อง นาน 40 นาที และเตารีดไอน้ำกำลังไฟ 2,000 วัตต์ 1 เครื่อง นาน 30 นาที เป็นต้น

‘ค่าไฟฟ้า’ ตามบิลค่าไฟฟ้าที่การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า (ประเภทบ้านพักอาศัย) ประกอบด้วย 

1. ต้นทุนการเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมค่าซื้อไฟฟ้าทั้งจากในประเทศและต่างประเทศจ่ายเข้าสู่ระบบ ค่า Adder* และค่า FiT** เป็นต้นทุนหลัก มีต้นทุนเฉลี่ยอยู่ในบิลค่าไฟฟ้า คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 58-60% ของอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย

*ค่า Adder คือ ค่าส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากการผลิตไฟฟ้าพลังงานทดแทน โดยเฉพาะจากพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งจะมีการบวกกับราคาขายไฟฟ้าของการไฟฟ้าในอัตราที่กำหนด

**ค่า FiT (Feed-in Tarif) คือค่าส่วนเพิ่มราคาตามมาตรการที่ใช้เพื่อส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยมีเป้าหมายเพื่อจูงใจให้ผู้ประกอบการเอกชนเข้ามาลงทุนในธุรกิจโรงไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานทดแทน เป็นมาตรการที่ใช้กันอย่างแพร่หลายในหลายประเทศเพื่อสนับสนุนการผลิตพลังงานจากแหล่งธรรมชาติที่ยั่งยืน ซึ่งปัจจุบันใช้แทนค่า Adder แล้ว ทั้งนี้  เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีขึ้นเป็นระยะ ไม่มีกำหนดเวลาที่แน่นอน จึงไม่ได้เอาไปรวมกับค่าไฟฟ้าฐานซึ่งมีการปรับทุก ๆ 3-5 ปี  แต่นำมารวมไว้คำนวณในค่า Ft

2. ต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฯ จ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนในรูปแบบของ ‘ค่าพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ เป็นค่าความพร้อมเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า เป็นแนวทางปฏิบัติตามหลักสากลสำหรับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระยะยาว เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่เอกชนต้องลงทุน ครอบคลุมตั้งแต่ (1)ค่าก่อสร้างโรงงานไฟฟ้า ซึ่งรวมถึงการชำระคืนเงินต้น และดอกเบี้ย เงินกู้ค่าบำรุงรักษา ค่าประกัน และค่าใช้จ่ายคงที่อื่น ๆ (2)ค่าใช้จ่ายในการบริหาร (3)ผลตอบแทนจากการลงทุนให้แก่ผู้ถือหุ้นค่าเช่า ค่าอุปกรณ์อะไหล่โรงไฟฟ้า ค่าจ้างเดินเครื่อง หรือบำรุงรักษา (4)ค่าประกันภัยโรงไฟฟ้า ฯลฯ ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าทุกคนต้องจ่ายให้กับผู้ผลิตไฟฟ้าทุกเดือน ไม่ว่าโรงไฟฟ้าจะผลิตหรือไม่ก็ตาม ทำให้มีต้นทุนในส่วนนี้เฉลี่ยอยู่ในบิลค่าไฟฟ้า คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 15-17% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ย 

3. ต้นทุนระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า (ขายปลีก) ระบบที่นำไฟฟ้าไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้า ประกอบด้วย (1)สายจำหน่ายไฟฟ้าแบ่งเป็นตามระดับแรงดัน (2)หม้อแปลงไฟฟ้า ทำหน้าที่เพิ่มหรือลดระดับแรงดันไฟฟ้าเพื่อให้สามารถนำไปใช้กับระบบไฟฟ้าภายในบ้าน, สำนักงาน, โรงงานอุตสาหกรรม มีต้นทุนเฉลี่ย คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 10-12% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ย

4. ต้นทุนระบบสายส่งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 5-6% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ระบบไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าจนถึงสถานีไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่ส่งจ่ายไฟฟ้าไปยังระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งจะปรับลดระดับแรงดันไฟฟ้าก่อนส่งไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าทุกภาคส่วนอย่างเหมาะสม ประกอบด้วย (1)สายส่งไฟฟ้าแรงสูง (Transmission Line) (2) สถานีไฟฟ้าแรงสูง (Substation) (3)ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า (National Control Center : NCC) 

5. ต้นทุนในการทยอยชำระหนี้และดอกเบี้ยคืนให้ กฟผ. ภายใน 2-3 ปี จากกรณีที่ กฟผ. ต้องเข้าไปรับภาระค่า Ft ซึ่งปรับตัวสูงขึ้นตามราคาพลังงานแทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า ทำให้มีต้นทุนเฉลี่ย คิดเป็นสัดส่วนประมาณ 4-5% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (ปัจจุบันยอดหนี้ดังกล่าวอยู่ที่ราว 100,000 ล้านบาท)

6. ต้นทุนจากการดำเนินงานตามนโยบายของรัฐ อาทิ การยกเว้น ‘ค่าไฟฟ้า’ ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ประสบภัยที่มีความรุนแรง ซึ่งทำให้มีต้นทุนเฉลี่ย คิดเป็นสัดส่วนราว 4-5% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ย 

ทั้งนี้ ‘ค่าไฟฟ้าฐาน’ ซึ่งคิดจากต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า มีวิธีการคำนวณตามประเภทผู้ใช้งานได้แก่ [1] บ้านอยู่อาศัย [2] กิจการขนาดเล็ก [3] กิจการขนาดกลาง [4] กิจการขนาดใหญ่ [5] กิจการเฉพาะอย่าง [6] องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร [7] กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ [8] ไฟฟ้าชั่วคราว (โดยอัตราค่ากระแสไฟฟ้าต่อหน่วยของแต่ละประเภทจะไม่เท่ากัน) ทำให้ ‘ค่าไฟฟ้า’ ของผู้ใช้ไฟฟ้าจึงมีความแตกต่างกันตามแต่ละประเภท ดังนั้นผู้ใช้ไฟฟ้าจึงต้องดูข้อมูลที่ปรากฏจากใบเรียกเก็บหรือใบเสร็จรับเงิน ‘ค่าไฟฟ้า’ ที่ได้รับ ซึ่ง ‘ค่าไฟฟ้า’ นี้ ประชาชนคนไทยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องจ่าย รายละเอียดได้อธิบายในบทความ 'รู้เรื่อง...ค่าไฟฟ้า (2)' ไปแล้ว โดยในตอนต่อไปจะได้เล่าถึง รายละเอียดของการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ในประเทศไทย

(30 ม.ค. 68) เมื่อเล่าถึง ‘ค่าไฟฟ้า’ แล้ว เรื่องหนึ่งที่ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งเป็นผู้ที่ใช้ไฟฟ้าและจ่าย ‘ค่าไฟฟ้า’ ควรรู้ก็คือ “รายละเอียดของการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ในประเทศไทย” อันเป็นที่มาที่ไปของบริบทโดยรวมที่เกี่ยวข้องกับ ‘ค่าไฟฟ้า’ จากที่ได้เล่าไว้ใน “รู้เรื่อง...ค่าไฟฟ้า (1) : ความเป็นมาของกิจการพลังงานไฟฟ้า หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องกับ ‘ค่าไฟฟ้า’” แล้วนั้น ด้วยแรกเริ่มเดิมทีการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเป็นภารกิจของ “การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือ EGAT” ซึ่งทำหน้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเองทั้ง 100% เพื่อส่งต่อให้กับ กฟน. กฟภ. 

แต่ต่อมา รัฐบาลในขณะนั้นต้องการเพิ่มการแข่งขันในกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อให้มีประสิทธิภาพมากขึ้นและผู้บริโภคมีพลังงานไฟฟ้าใช้อย่างเพียงพอในราคาที่เหมาะสม ทั้งยังเป็นการลดภาระการลงทุนของรัฐและลดภาระหนี้สินของประเทศ และส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ จึงมีการส่งเสริมเอกชนได้เข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้า ผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าเอกชนจึงเข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้าตั้งแต่นั้นมา

ทั้งนี้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นทั้ง ผู้ผลิต และผู้รับซื้อไฟฟ้า เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่ กฟน. และ กฟภ. โดยปัจจุบัน กฟผ. ผลิตไฟฟ้าได้เอง ราว 34% ส่วนที่เหลือก็จะรับมาจาก (1)ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (Independent Power Producer : IPP) เป็นโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดมากกว่า 90 เมกะวัตต์ (MW) 34% (2)ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (Small Power Producer : SPP)’ เป็นโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดน้อยกว่า 90 เมกะวัตต์ (MW) 19% และ (3)นำเข้าจากต่างประเทศอีก 13% โดย กฟผ. ผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ซึ่งตั้งอยู่ทุกภูมิภาคของประเทศรวมจำนวนทั้งสิ้น 53 แห่ง มีกำลังผลิตรวมทั้งสิ้น 16,237.02 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าประเภทต่าง ๆ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อน 3 แห่ง โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 6 แห่ง โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (พลังน้ำ) 30 แห่ง โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (ลม แสงอาทิตย์ ความร้อนใต้พิภพ) 9 แห่ง โรงไฟฟ้าดีเซล 4 แห่ง และโรงไฟฟ้าอื่น ๆ (โรงไฟฟ้าพลังน้ำแบบสูบกลับ) อีก 1 แห่ง 

ข้อมูลต่อไปนี้เป็นข้อมูลกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเอกชน ณ เดือนพฤศจิกายน 2567 โดย ‘ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่ 13 โรง โดยมีกำลังการผลิตตามสัญญารวมทั้งสิ้น 19,598.50 เมกะวัตต์ และ ‘ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ซึ่งแบ่งเป็น (1)ประเภทสัญญา Firm [1.1]ระบบ Cogeneration (การผลิตพลังงาน 2 รูปแบบได้แก่พลังงานไฟฟ้า (กระแสไฟฟ้าและพลังงานความร้อน (ไอน้ำ, อากาศร้อน) จากแหล่งเชื้อเพลิงชนิดเดียวในระบบ Cogeneration ประกอบด้วย Gas Turbine, Generator และ Heat Recovery) จำนวน 73 โรง มีกำลังการผลิตตามสัญญารวม 5,772 เมกะวัตต์ และ [1.2]พลังงานหมุนเวียน (Renewable) อีก 26 โรง มีกำลังการผลิตตามสัญญารวม 493.53 เมกะวัตต์ โดยมีกำลังการผลิตตามสัญญา Firm รวมทั้งสิ้น 6,265.53 เมกะวัตต์ และ (2)ประเภทสัญญา Non-Firm [2.1]ระบบ Cogeneration จำนวน 6 โรง กำลังการผลิตตามสัญญารวม 278 เมกะวัตต์ และ [2.2]พลังงานหมุนเวียน (Renewable) อีก 56 โรง มีกำลังการผลิตตามสัญญารวม 2,522.35 เมกะวัตต์ โดยมีกำลังการผลิตตามสัญญา Non-Firm รวมทั้งสิ้น 2,800.35 เมกะวัตต์

นอกจากนี้ กฟผ. ยังนำเข้าไฟฟ้าจากต่างประเทศ (สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว) จำนวน 9 โรง และ (สหพันธรัฐมาเลเซีย) อีก 1 โครงการ (โครงการสายส่งเชื่อมโยง ไทย-มาเลเซีย (HVDC) 300 เมกะวัตต์) โดยมีกำลังการผลิตตามสัญญารวมทั้งสิ้น 6,234.90 เมกะวัตต์ ดังนั้น จากกำลังการผลิตไฟฟ้า เพียง 34% หรือเพียง 1 ใน 3 ของกำลังการผลิตทั้งหมด ทำให้บทบาทของ กฟผ. กลายเป็นผู้รับซื้อ-ขายไฟฟ้า และให้บริการการจัดส่งไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และที่รับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายอื่นผ่านระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ให้กับ กฟน. และ กฟภ.

ข้อมูลเกี่ยวกับไฟฟ้าที่ใช้ในประเทศไทยมาจากไหนนั้นมีผลอย่างสำคัญต่อ ‘ราคาค่าไฟฟ้า’ ด้วยเพราะระบบและเทคโนโลยี ตลอดจนพลังงานที่นำมาใช้ ทำให้เกิดผลกระทบต่อโครงสร้างของ ‘ราคาไฟฟ้า’ โดยเฉพาะ ‘ค่าไฟฟ้าฐาน’ และ ‘ค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft)’ จากการที่ประเทศไทยผลิตไฟฟ้าใช้ ‘ก๊าซธรรมชาติ’ ผลิตไฟฟ้าเป็นส่วนใหญ่ ทั้งนี้สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชนิดต่าง ๆ ณ เดือนตุลาคม 2567 ลำดับ 1 คือ ‘ก๊าซธรรมชาติ’ 53.441% ลำดับ 2 เป็น ‘ไฟฟ้านำเข้า’ 20.602% ลำดับ 3 มาจาก ‘ถ่านหินนำเข้าและลิกไนต์’ 16.025% ลำดับ 4 คือ ‘พลังงานหมุนเวียน’ 8.379% ลำดับ 5 ได้แก่ ‘พลังงานน้ำ’ 1.529% และลำดับ 6 เป็น ‘น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา’ 0.022%

โดยที่ ‘ค่า Ft’ เป็นค่าไฟฟ้าที่ปรับเปลี่ยนเพิ่มขึ้นหรือลดลง ตามการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าจากเอกชนหรือประเทศเพื่อนบ้าน รวมไปถึงค่าใช้จ่ายที่ กฟผ. ไม่สามารถควบคุมได้ และ ‘คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)’ จะเป็นผู้พิจารณาจากข้อมูลต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องในการคำนวณเพื่อปรับค่า Ft ทุก ๆ 4 เดือน ซึ่งในส่วนนี้ ‘กระทรวงพลังงาน’ ทำได้เพียงใช้มาตรการต่าง ๆ ภายใต้อำนาจหน้าที่ที่มีอยู่ทำให้ผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้ามีต้นทุนการผลิตที่ต่ำที่สุดเพื่อไม่ให้กระทบต่อค่า Ft เพื่อไม่ให้สร้างผลกระทบด้านค่าใช้จ่ายแก่พี่น้องประชาชนคนไทยผู้ใช้ไฟฟ้าได้ ในตอนต่อไปจะได้บอกเล่าถึงเรื่องของ ‘ก๊าซธรรมชาติ’ อันเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของไทย ทำให้มีผลอย่างสำคัญต่อ ‘ค่า Ft’ 

(3 ก.พ. 68) ทำไมประเทศไทยจึงต้องมี ‘ไฟฟ้าสำรอง’ เป็นเพราะหน่วยงานที่มีหน้าที่ให้บริหารจัดการด้านไฟฟ้าต่าง ๆ กพช. กกพ. กฟผ. กฟน. และ กฟภ. ย่อมต้องทราบดีอยู่แล้วว่า ในแต่ละปี ในแต่ละห้วงเวลา ประเทศไทยต้องใช้ปริมาณไฟฟ้าเป็นจำนวนเท่าใด และจะต้องเตรียมไฟฟ้าในปริมาณเท่าใดเพื่อให้เพียงพอต่อการใช้งานของประชาชนคนไทยผู้ใช้ไฟฟ้าให้ได้ตลอด 24 ชั่วมโมงอย่างต่อเนื่องไม่มีการหยุดเลยในทุกฤดูกาล ทุกสภาวะอากาศ ฯลฯ เมื่อมีความจำเป็นต้องใช้ไฟฟ้าอย่างไม่มีการหยุดพัก จึงจำเป็นต้องมีการสำรองไฟฟ้าไว้ให้เพียงพอต่อการใช้งานโดยไม่มีการขัดข้องหรือติดขัด ด้วยปริมาณการสำรองที่พอเหมาะพอดีจะมีผลต่อประสิทธิภาพและสมรรถนะในการทำกำไรของการประกอบการธุรกิจไฟฟ้า ซึ่งผู้มีหน้าที่เกี่ยวข้อง รับผิดชอบ จะต้องใช้ สติปัญญา ความสามารถ และความรับผิดชอบ จึงจะสามารถรักษาประโยชน์ของทั้ง รัฐ และองค์กร ตลอดจนประโยชน์ของพี่น้องประชาชนคนไทยได้

เพราะหากการสำรองไฟฟ้าไม่เพียงพอต่อการใช้งานแล้วก็จะเกิดผลกระทบต่อการให้บริการแก่ประชาชนและผู้ประกอบการ โดยเฉพาะถ้ากระทบต่อการผลิตของโรงงานอุตสาหกรรมต่าง ๆ ซึ่งจะกลายความเสียหายอย่างมากมาย ในทางตรงกันข้าม ถ้าหากมีการสำรองกระแสไฟฟ้าไว้จนมากเกินต่อความจำเป็น และเกินกว่าอัตรามาตรฐานปริมาณของกระแสไฟฟ้าที่ควรสำรอง ก็จะเกิดความเสียหายแก่หน่วยงาน เพราะการสำรองไฟฟ้านั้นจะต้องจ่าย  ‘ค่าพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ ซึ่งเป็นค่าความพร้อมเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้า ไม่ว่าจะมีการใช้ไฟฟ้านั้นหรือไม่ก็ตาม ทั้งนี้ ช่วงเวลที่มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุด หน่วยงานที่เกี่ยวข้องย่อมต้องทราบดีอยู่แล้ว จากข้อมมูลจากสถิติบันทึกจะช่วยคำนวณเพื่อประมาณการปริมาณความต้องการไฟฟ้าในช่วงเวลา และกำหนดปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ที่ถูกต้อง ใกล้เคียง และเหมาะสมที่สุดได้ 

‘การสำรองไฟฟ้า’ แบ่งได้เป็น 2 ประเภทหลักคือ
1. กำลังผลิตสำรองของระบบผลิตไฟฟ้า (Standby Reserve) เป็นโรงไฟฟ้าสำรองตามแผนการผลิตไฟฟ้า โดยมาตรฐานสากลจะกำหนดไว้ราว 15 % ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเนื่องจากในการวางแผนการผลิตไฟฟ้า จะต้องคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ อย่างรอบคอบ อาทิ ความต้องการไฟฟ้าที่อาจเพิ่มสูงกว่าการพยากรณ์ การหยุดซ่อมโรงไฟฟ้า การเสื่อมสภาพของโรงไฟฟ้า ความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิง ข้อจำกัดของระบบส่งในแต่ละพื้นที่ และลักษณะทางเทคนิคของ โรงไฟฟ้าแต่ละประเภท

2. กำลังผลิตสำรองพร้อมจ่าย (Spinning Reserve) เป็นกำลังผลิตสำรองจากโรงไฟฟ้าที่เดินเครื่องอยู่ หรือ สามารถ สั่งเพิ่มการจ่ายไฟฟ้าได้ทันทีที่ระบบมีความต้องการ ซึ่งตามมาตรฐานจะอยู่ที่ 800-1,600 เมกะวัตต์ หรือ อย่างน้อยมากกว่า กำลังผลิตของโรงไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุด เพื่อรองรับหากเกิดเหตุการณ์ขัดข้องที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาดใหญ่ เช่น กำลังผลิต 800 เมกะวัตต์ ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติก็สามารถสั่งจ่ายไฟฟ้าเพิ่มขึ้นทันที ป้องกันปัญหาไฟฟ้าตกหรือดับ ซึ่งอาจลุกลามจนเกิดไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง (Blackout) ได้

อย่างไรก็ตาม ‘การสำรองไฟฟ้า’ ในแต่ละประเทศมีความแตกต่างกันขึ้นกับเงื่อนไขและฐานทางเศรษฐกิจของแต่ละประเทศ โดยประเทศที่มีเสถียรภาพด้านพลังงานไฟฟ้าจะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ามากกว่าความต้องการค่อนข้างสูง โดย กฟผ. ได้ศึกษาระบบการผลิตไฟฟ้าของหลายประเทศเอาไว้ ดังนี้ (ข้อมูลของปี พ.ศ. 2563)
•สเปน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 180%
•อิตาลี มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 136%
•โปรตุเกส มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 130%
•เดนมาร์ค มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 130%
•เยอรมนี มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 111%
•เนเธอร์แลนด์ มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 93%
•สวิสเซอร์แลนด์ มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการท 92%
•จีน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 91%
•ออสเตรเลีย มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 65%
•สวีเดน มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 57%
•มาเลเซีย มีกำลังผลิตที่มากกว่าความต้องการ 51%

ตัวอย่างของหลาย ๆ ประเทศที่ระบบไฟฟ้ามีความเสถียร ล้วนแต่มีกำลังการผลิตมากกว่าความต้องการใช้ในประเทศทั้งสิ้น ด้วยการวางแผนและการบริหารจัดการของหน่วยงานที่ดูแลระบบไฟฟ้าของประเทศนั้น ๆ ดังนั้น การมี ‘กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin : RM)’ ใน แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (Power Development Plan : PDP) อันเป็นแผนแม่บทในการผลิตไฟฟ้าของประเทศว่าด้วยการจัดหาพลังงานไฟฟ้าในระยะยาว 15 -20 ปี เพื่อให้มั่นใจได้ว่า ประเทศไทยจะมีไฟฟ้าใช้อย่างเพียงพอในยามที่เกิดเหตุฉุกเฉินต่าง ๆ หรือกรณีเศรษฐกิจฟื้นตัวอย่างรวดเร็ว ก็ยังจะมีไฟฟ้าใช้ เพียงพอที่จะสนับสนุนภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม อันจะเป็นการเอื้อให้ประเทศไทยมีขีดความสามารถในการแข่งขันบนเวทีโลก ในตอนต่อไปจะได้เล่าถึงข้อเท็จจริงของ ‘การสำรองไฟฟ้า’ ของประเทศไทยในมิติต่าง ๆ ไม่ว่า ปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ที่มีอยู่ ตลอดจน เหตุผลและความจำเป็นใน ‘การสำรองไฟฟ้า’ ซึ่งเป็นเรื่องที่ผู้คนต่างไม่ได้คาดคิดหรือนึกถึงมาก่อน

จากตอนที่แล้ว “รู้เรื่อง...ค่าไฟฟ้า (6) : ‘ไฟฟ้าสำรอง’ จำเป็นหรือไม่...ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าอย่างไร???” ได้เล่าถึง ‘การสำรองไฟฟ้า’ ในประเทศต่าง ๆ เพื่อให้การใช้ไฟฟ้ามีความเสถียร และเป็นการลดความเสี่ยงเพื่อให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้า สำหรับประเทศไทย ณ วันที่ 27 ธันวาคม พ.ศ. 2567 กระทรวงพลังงาน โดยนายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู รองปลัดกระทรวงพลังงาน ปฏิบัติหน้าที่โฆษกกระทรวงพลังงาน ได้เปิดเผยว่า ตามที่ได้มีการเผยแพร่ข่าวเกี่ยวกับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไทยที่สูงถึง 50% นั้น ขอเรียนชี้แจงว่า กำลังการผลิตไฟฟ้าของไทยในปัจจุบันอยู่ที่ 25.5% เท่านั้น ซึ่งการคำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าจะต้องคำนวณจากการผลิตไฟฟ้าที่สามารถผลิตได้จริง ซึ่งไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานทดแทน อาทิ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล กลุ่มนี้ไม่สามารถพึ่งพาได้ตลอด 24 ชั่วโมง เนื่องจากปัจจัยช่วงเวลา ฤดูกาล จึงไม่สามารถนำมาคำนวณเป็นกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองที่แท้จริงได้ 

ทั้งนี้ กำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองในช่วง 2 – 3 ปีที่ผ่านมา อาจจะสูงซึ่งเป็นผลมาจากสถานการณ์โควิด จึงทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยยะสำคัญ แต่การสร้างโรงไฟฟ้าต้องใช้เวลาค่อนข้างนาน จึงทำให้กำลังการผลิตไฟฟ้าอาจจะไม่มีความสอดคล้องในช่วงระยะเวลาดังกล่าว แต่ในปัจจุบันหลังจากสถานการณ์โควิดเริ่มคลี่คลาย ความต้องการใช้ไฟฟ้ากลับมาอยู่ในเกณฑ์ปกติ ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองจึงไม่ได้สูงถึง 50% ตามที่มีการเผยแพร่ ด้าน  Peak Demand หรือความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของระบบทั้ง 3 การไฟฟ้า (กฟผ. กฟน. และ กฟภ.) ในปี พ.ศ. 2567 เกิดขึ้นเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2567 เวลา 22.24 น. อยู่ที่ 36,792 เมกะวัตต์ ในระยะหลังการเกิด Peak จะเป็นช่วงกลางคืนซึ่งต่างจากในอดีต แสดงให้เห็นถึงพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าของประชาชนเปลี่ยนไป ทั้งนี้ การใช้ไฟฟ้าในช่วงดังกล่าว กำลังการผลิตไฟฟ้าที่พึ่งพาประมาณ 46,191 เมกะวัตต์ ซึ่งแสดงให้เห็นว่า กำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองที่แท้จริงนั้นเพียง 25.5% เท่านั้น

เหตุผลหนึ่งที่ต้องมี ‘การสำรองไฟฟ้า’ ซึ่งเป็นเรื่องที่ผู้คนต่างไม่ได้คาดคิดหรือนึกถึงมาก่อน และไม่มีการหยิบยกมาพูดเล่า บอกกล่าว อธิบายเลย นั่นก็คือ การผลิตไฟฟ้าจาก “พลังงานทดแทน (Alternative Energy) หรือ พลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)” ตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP2015) ที่ใช้ระหว่างปี พ.ศ. 2558-2579 โดยบูรณาการร่วมกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ซึ่งในแผน PDP ฉบับล่าสุด กำหนดว่า จะต้องมีการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ในสัดส่วน 20% ในปี พ.ศ. 2579 แต่หากคิดรวมในภาพรวมทั้งที่ใช้ผลิตเป็นไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง การส่งเสริมพลังงานทดแทนตามแผน AEDP2015 จะมีสัดส่วน 30% ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี พ.ศ. 2579

โดยที่การผลิตไฟฟ้าจาก “พลังงานทดแทน หรือ พลังงานหมุนเวียน” ไม่ว่าจะเป็นจาก ‘พลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Energy)’ หรือ ‘พลังงานลม (Wind Energy)’ แต่พลังงานทั้งสองแบบนี้ไม่สามารถควบคุมความสม่ำเสมอของการผลิตไฟฟ้า กรณีพลังงานแสงอาทิตย์ มาจากสภาพอากาศและดวงอาทิตย์ไม่ได้ส่องแสงตลอดเวลา แม้ว่า บ้านเราจะอยู่ในเขตภูมิอากาศร้อน แต่ความสามารถในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ทำได้เพียง 6-8 ชั่วโมงต่อวันเท่านั้น ถ้าไม่มีแบตเตอรี่เพื่อเก็บกักให้เพียงพอต่อการใช้พลังงานไฟฟ้าได้อย่างต่อเนื่องแล้ว ต้องมีกำลังการผลิตกระแสไฟฟ้าให้เพียงพอต่อ 16-18 ชั่วโมงที่ไม่มีพลังงานแสงอาทิตย์ด้วย และหากความเข้มของพลังงานแสงอาทิตย์นั้นอาจไม่สูง และมีความต้องการพลังงานไฟฟ้าในปริมาณมาก จึงจำเป็นต้องใช้แผงเซลล์แสงอาทิตย์และพื้นที่ติดตั้งที่มากตามไปด้วย ในกรณีของพลังงานลมก็เช่นกัน ลมในประเทศไทยมีความเร็วค่อนข้างต่ำ อีกทั้งความแรงของลมขึ้นอยู่กับสภาวะอากาศ ในบางฤดูอาจไม่มีลมเลยก็เป็นไปได้ จึงยากที่จะควบคุมความสม่ำเสมอได้

ดังนั้นเพื่อคง ‘ความสม่ำเสมอของพลังงานไฟฟ้า (Uniformity of Electric Energy)’ รัฐจึงต้องจัดให้มีกระแสไฟฟ้าสำรองไว้เป็นจำนวนมากเพื่อให้พลังงานไฟฟ้าเพียงพอต่อการใช้ไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศ ด้วยประสบการณ์การเกิด Blackout (เหตุการณ์ไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง) ในวันที่ 21 พฤษภาคม พ.ศ. 2556 เกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าดับกินพื้นที่ 14 จังหวัดของภาคใต้ ได้แก่ ชุมพร, ระนอง, นครศรีธรรมราช, สุราษฎร์ธานี, พัทลุง, พังงา, กระบี่, ภูเก็ต, ตรัง, สตูล, สงขลา, ปัตตานี, ยะลา และนราธิวาส มาแล้ว โดยภาคอุตสาหกรรมได้ประเมินความเสียหายในครั้งนั้นว่า ไม่ต่ำกว่า 10,000 ล้านบาท โดยเฉพาะอุตสาหกรรมห้องเย็น แปรรูปประมง แปรรูปยางพารา ที่ได้รับความเสียหายจากการที่เครื่องจักรหยุดทำงานกะทันหัน ซึ่งอุตสาหกรรมการผลิตถุงมือยาง-ถุงยางอนามัย ได้รับความเสียหายค่อนข้างมาก เพราะส่วนใหญ่เป็นการผลิต 24 ชั่วโมง เรื่องนี้จึงทำให้แนวคิดของการสำรองกระแสไฟฟ้าแบบ ‘เหลือดีกว่าขาด’ จึงถูกนำมาใช้ในบ้านเราจนทุกวันนี้ และอีกหนึ่งประเด็นสำคัญอีกคือ การถูกคัดค้านการสร้างเขื่อนโดย NGO ก็เป็นส่วนหนึ่งซึ่งทำให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม/ทดแทนจากพลังงานน้ำ (Water Energy) ได้ โดยการผลิตกระแสไฟฟ้าจากพลังงานน้ำมีความสม่ำเสมอของพลังงานไฟฟ้ามากกว่าพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลม

พลังงานไฟฟ้าในปัจจุบัน ถือว่าเป็นปัจจัยสำคัญในการดำรงชีวิตของมนุษย์ในยุคนี้แล้ว เพราะนอกจากฤดูร้อนที่จำเป็นต้องเปิดเครื่องปรับอากาศนานกว่าปกติแล้ว ในกรุงเทพมหานครและปริมณฑลก็ต้องประสบภัยจากฝุ่น PM2.5 ทำให้ต้องเปิดเครื่องปรับอากาศนานทั้งวัน และยังต้องใช้เครื่องฟอกอากาศอีกด้วย กว่าปกติแล้ว ดังนั้น ความมั่นคงทางพลังงานไฟฟ้าของประเทศจึงจำเป็นต้องมีการเตรียมผลิตไฟฟ้าสำรองในปริมาณที่เหมาะสม ซึ่งต้องมี ‘ค่าพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ เป็นค่าความพร้อมเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า เพื่อให้พลังงานไฟฟ้ามีความเสถียร สม่ำเสมอ แน่นอน เช่นทุกวันนี้ 

‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ปัญหาที่กลายเป็นโจทย์ใหญ่ซึ่งยากแก่การแก้ไขของทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้องมายาวนานจนกระทั่งทุกวันนี้ ตลอดเวลาที่ผ่านมาสังคมไทยมักจะรับเอาแต่ข้อมูลต่าง ๆ จากนักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนัก เพียงด้านเดียว ซึ่งกล่าวถึงสาเหตุของ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ไว้อย่างมากมาย (แต่เป็นสาเหตุที่บอกเล่าข้อมูลโดยไม่ครบถ้วน สมบูรณ์ และทุกมิติ) อาทิ “โครงสร้างอุตสาหกรรมไฟฟ้าในประเทศไทยเป็นโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ ‘กิจการไฟฟ้าที่มีผู้รับซื้อไฟฟ้าเพียงรายเดียว (Enhanced Single Buyer Model (ESB))’ ซึ่งรัฐเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเพียงรายเดียว” จึงทำให้ ‘โครงสร้างค่าไฟฟ้าไม่มีความเป็นธรรม’ หรือ “การปล่อยให้การผลิตไฟฟ้าไปอยู่ในมือของภาคเอกชนเพิ่มมากขึ้นเรื่อย ๆ” หรือ “การมี ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากจนเกินความต้องการ จนทำให้ ‘ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ “อันเป็นต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฯ จ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนเป็นค่าความพร้อมในการเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า ไม่ว่าโรงไฟฟ้าจะผลิตหรือไม่ ก็ตาม สูงมาก” หรือ “การผลิตและใช้ไฟฟ้าจาก ‘พลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)’ ยังน้อยไป” ฯลฯ ซึ่ง TST จะได้อธิบายถึงข้อเท็จจริงถึงสาเหตุของ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ที่ได้มีการหยิบยกมากล่าวอ้างพอเป็นสังเขป

จริงหรือ? ที่ โครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ ‘กิจการไฟฟ้าที่มีผู้รับซื้อไฟฟ้าเพียงรายเดียว’ จึงทำให้ ‘โครงสร้างค่าไฟฟ้าไม่มีความเป็นธรรม’ แน่นอนที่สุดว่า การซื้อ-ขายไฟฟ้าของประเทศไทยนั้นผูกขาดโดยรัฐ ‘กฟผ.’ ซื้อ-ขายไฟฟ้า โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ IPP (โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดมากกว่า 90 MW) และ SPP (โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดน้อยกว่า 90 MW) รวมถึงรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ แล้วขายให้ “กฟน. และ กฟภ.” ส่วน “กฟน. และ กฟภ.” เองก็รับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP (โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดน้อยกว่า 10MW) เพื่อขายให้ประชาชนและผู้ประกอบการซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้า ซึ่ง นักวิชาการ สื่อ และ NGO ต่างก็บอกว่า การตัดสินใจและวางแผนแบบรวมศูนย์โดยมีผู้ซื้อเพียงรายเดียว นั้นทำให้ ‘โครงสร้างค่าไฟฟ้าไม่มีความเป็นธรรม’ จึงจำเป็นต้องมีการเพิ่มการใช้กลไกตลาดเข้าไปในระบบไฟฟ้า เพื่อทำให้เกิด ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ อย่างเสรีขึ้นในประเทศไทย 

อันที่จริงแล้วการเปิด ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ อย่างเสรีก็ไม่ต่างไปจากเรื่องของความพยายามในการแปรรูป ‘กฟผ.’ ให้เป็นบริษัทมหาชนในตลาดหลักทรัพย์เลย เพราะ ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ จะทำให้วัตถุประสงค์หลักในการดำเนิน ‘กิจการไฟฟ้า’ อันเป็นกิจการเพื่อบริการสาธารณะหายไป เพราะ ผู้ประกอบการใน ‘ตลาดไฟฟ้า’ ย่อมต้องมีวัตถุประสงค์หลักในการดำเนินธุรกิจเพื่อให้ได้กำไรสูงสุด เพื่อจ่ายเงินปันผลจากกำไรให้กับผู้ถือหุ้น อีกทั้งความเสรีจะทำให้ผู้ประกอบการรายใหญ่มีความได้เปรียบ ซึ่งที่สุดอาจจะนำไปสู่การเป็น ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้าผูกขาด’ แทน ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้าเสรี’ ตามที่คาดหวังเอาไว้ อีกทั้งจะทำให้เกิดความเสี่ยงต่อความมั่นคงทางพลังงานได้ ตัวอย่างเช่นที่เคยเกิดไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง 2 ครั้งในทวีปอเมริกาเหนือฝั่งตะวันตก เมื่อปี พ.ศ. 2539 (ค.ศ. 1996) โดยเกิดขึ้นทั่ว แคนาดาฝั่งตะวันตก สหรัฐอเมริกาฝั่งตะวันตก และเม็กซิโกฝั่งตะวันตกเฉียงเหนือ เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม และ 10 สิงหาคม พ.ศ. 2539 เหตุการณ์นี้เกิดขึ้นห่างกัน 6 สัปดาห์ และเชื่อว่ามีสาเหตุมาจากความต้องการไฟฟ้าเกินในช่วงฤดูร้อน และทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 7.5 ล้านรายไม่มีไฟฟ้าใช้เป็นเวลาหลายนาทีจนถึง 6 ชั่วโมง ไฟฟ้าดับตั้งแต่แคนาดาไปจนถึงนิวเม็กซิโก และทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้า 4 ล้านรายไม่มีไฟฟ้าใช้ท่ามกลางคลื่นความร้อนที่สูงถึงสามหลัก และในปี พ.ศ. 2543-2544 ได้เกิดวิกฤตการณ์ไฟฟ้าในมลรัฐแคลิฟอร์เนีย (วิกฤตการณ์พลังงานทางตะวันตกของสหรัฐฯในปี 2000 และ 2001) ซึ่งเป็นช่วงเวลาที่มลรัฐแคลิฟอร์เนียของสหรัฐอเมริกาประสบปัญหาขาดแคลนไฟฟ้าอันเนื่องมาจากการจัดการตลาดและราคาขายปลีกไฟฟ้าที่ถูกจำกัด ทั้ง ๆ ที่มี  ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ อย่างเสรี จนทำให้มลรัฐนี้ต้องประสบกับปัญหาไฟฟ้าดับครั้งใหญ่หลายครั้ง และบริษัทพลังงานที่ใหญ่ที่สุดแห่งหนึ่งของมลรัฐแคลิฟอร์เนียล้มละลาย เกิดสภาวะเศรษฐกิจตกต่ำและส่งผลกระทบต่อสถานะของ  Gray Davis ผู้ว่าการมลรัฐแคลิฟอร์เนียในขณะนั้นเป็นอย่างมาก จน Arnold Schwarzenegger พระเอกคนเหล็กได้รับเลือกเป็นผู้ว่าการมลรัฐนี้แทนและได้รับเลือกถึง 2 สมัย

ทั้งนี้ โครงสร้างกิจการไฟฟ้ารูปแบบ ‘กิจการไฟฟ้าที่มีผู้รับซื้อไฟฟ้าเพียงรายเดียว’ มีจุดแข็งคือ “ทำให้รัฐมีอำนาจในการบริหารจัดการและควบคุมสั่งการในกิจการไฟฟ้าได้อย่างเด็ดขาด 100% เพื่อให้เกิดเสถียรภาพด้านราคา และความมั่นคงของพลังงานไฟฟ้า นอกจากนั้น รัฐบาลยังสามารถสั่งการให้หน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าทั้ง กฟผ. กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามนโยบายของรัฐบาล อาทิ การยกเว้น ‘ค่าไฟฟ้า’ ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ประสบภัยที่มีความรุนแรง ซึ่งเฉลี่ยอยู่ในต้นทุนคิดเป็นสัดส่วนราว 4-5% ของค่าไฟฟ้าเฉลี่ย หากแต่เป็นการซื้อ-ขายใน ‘ตลาดไฟฟ้า’ แล้ว รัฐจะดำเนินนโยบายที่เกี่ยวข้องกับกิจการไฟฟ้าในสภาวะวิกฤต ฯลฯ ได้ยากมาก เมื่อเทียบกับน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐไม่สามารถจะดำเนินนโยบายที่เกี่ยวข้องกับกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงได้เลย อาทิ การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงในสภาวะวิกฤต ฯลฯ จะต้องมีการใช้กฎหมายพิเศษเช่น ประกาศสถานการณ์ฉุกเฉิน หรือกฎอัยการศึก เสียก่อน แล้วรัฐจึงจะเข้าไปดำเนินการได้

นอกจากนี้แล้ว ‘กิจการไฟฟ้า’ ไม่ใช้เฉพาะเพียงแต่การเป็นการซื้อ-ขายกระแสไฟฟ้าเท่านั้น ยังมีเรื่องของ ‘ต้นทุนระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า (ขายปลีก)’ ซึ่งเป็นระบบที่นำไฟฟ้าไปสู่ผู้ใช้ไฟฟ้า ประกอบด้วย (1)สายจำหน่ายไฟฟ้าแบ่งเป็นตามระดับแรงดัน (2)หม้อแปลงไฟฟ้า ทำหน้าที่เพิ่มหรือลดระดับแรงดันไฟฟ้าเพื่อให้สามารถนำไปใช้กับระบบไฟฟ้าภายในบ้าน, สำนักงาน, โรงงานอุตสาหกรรม และ ‘ต้นทุนระบบสายส่งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.)’ อันเป็นระบบที่ส่งไฟฟ้าจากแหล่งผลิตไฟฟ้าจนถึงสถานีไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่ส่งจ่ายไฟฟ้าไปยังระบบจำหน่ายของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งจะปรับลดระดับแรงดันไฟฟ้าก่อนส่งไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าทุกภาคส่วนอย่างเหมาะสม ประกอบด้วย (1)สายส่งไฟฟ้าแรงสูง (Transmission Line) (2) สถานีไฟฟ้าแรงสูง (Substation) (3)ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า (National Control Center : NCC) หาก ‘กิจการไฟฟ้า’ เข้าสู่ระบบ ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ แล้ว จะทำให้มีการตั้งบริษัทหรือกิจการที่ดูแลรับผิดชอบขึ้นมาอีกต่างหาก และแน่นอนภาระค่าใช้จ่ายต่าง ๆ ก็จะเพิ่มขึ้นกว่าที่เป็นอยู่และประชาชนคนไทยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเป็นผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายส่วนนี้ที่เพิ่มมากกว่าที่ต้องจ่ายแต่เดิมอย่างแน่นอน

(11 ก.พ. 68) “การปล่อยให้การผลิตไฟฟ้าไปอยู่ในมือของภาคเอกชนเพิ่มมากขึ้นเรื่อย ๆ” เป็นอีกสาเหตุหนึ่งที่ นักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนัก มักหยิบยกมากล่าวอ้างว่า มีส่วนสำคัญที่ทำให้ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ซึ่งกลับกลายเป็นความย้อนแย้งกับการเรียกร้องให้ “เพิ่มการใช้กลไกตลาดเข้าไปในระบบไฟฟ้า เพื่อทำให้เกิด ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ อย่างเสรี” ขึ้นในประเทศไทย เพราะ ‘ตลาดซื้อขายไฟฟ้า’ อย่างเสรี ย่อมหมายถึงผู้ประกอบการเอกชนสามารถที่จะเข้ามามีบทบาทใน ‘กิจการไฟฟ้า’ มากขึ้นทั้งระบบตั้งแต่ ‘ต้นน้ำ’ ไปจนกระทั่งถึง ‘ปลายน้ำ’ 

โดยที่ มาตรา 56 แห่งรัฐธรรมนูญฉบับ พ.ศ. 2560 ได้ระบุเอาไว้ว่า “รัฐต้องจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่จำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนอย่างทั่วถึง ตามหลักการพัฒนาอย่างยั่งยืนตามรัฐธรรมนูญ และในวรรคสอง ได้ระบุว่า “โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐ อันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนหรือเพื่อความมั่นคงของรัฐ โดยความมั่นคงของรัฐนั้นจะให้เอกชนเป็นเจ้าของเกิน 51 เปอร์เซ็นต์ไม่ได้” ดังนั้น แม้ว่า เอกชนจะเข้ามามีบทบาทในกิจการไฟฟ้า โดยเฉพาะการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น แต่คงอยู่ในกรอบกติกาภายใต้รัฐธรรมนูญฉบับปัจจุบัน ซึ่งมีการวางแผนและกำหนดนโยบายโดย กพช. และกำกับดูแลการประกอบกิจการโดย กกพ. มี กฟผ. ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารจัดการในส่วนของการซื้อและขายไฟฟ้า จากข้อมูล ณ เดือนธันวาคม พ.ศ. 2567 กำลังผลิตตามสัญญาของระบบที่กฟผ. รับผิดชอบดูแลบริหารจัดการคือ 51,414.30 เมกะวัตต์ โดยแบ่งเป็นของ กฟผ. 31.62% เอกชนรายใหญ่ (IPP) 38.12% เอกชนรายเล็ก (IPP) 18.13% และนำเข้าจากต่างประเทศอีก 12.13% (ในส่วนของเอกชนรายใหญ่ (IPP) รายหนึ่งคือ RATCH มีกฟผ. เป็นผู้ถือหุ้นใหญ่อันดับที่หนึ่ง (45%)

การที่ผู้ประกอบการเอกชนเข้ามามีส่วนในการผลิตไฟฟ้าเกิดจากรัฐบาลในปี พ.ศ. 2533 ได้ให้การส่งเสริมเอกชนได้เข้ามามีบทบาทในการผลิตไฟฟ้า เพื่อจะเป็นการเพิ่มการแข่งขันในกิจการพลังงานไฟฟ้า ทำให้มีประสิทธิภาพมากขึ้นและผู้บริโภคมีพลังงานไฟฟ้าใช้อย่างเพียงพอในราคาที่เหมาะสม นอกจากนี้ยังจะเป็นการลดภาระการลงทุนของรัฐและลดภาระหนี้สินของประเทศ ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ เช่น กรณีของโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งใช้ระบบพลังงานความร้อนร่วม เป็นต้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับบริการและคุณภาพไฟฟ้าที่ดีขึ้น เป็นการสนับสนุนให้ประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการพัฒนากิจการด้านพลังงานของประเทศ และเป็นส่วนในการช่วยพัฒนาตลาดทุนของประเทศอีกด้วย

ด้วย นโยบายลดภาระการลงทุนภาครัฐ และเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าของรัฐบาลในปี พ.ศ. 2535 ทำให้มีมติ ครม. เห็นชอบเรื่องแนวทางในการดำเนินงานในอนาคตของ กฟผ. โดยกำหนดขั้นตอนและแนวทางให้เอกชนมีบทบาทมากขึ้นในกิจการไฟฟ้าของไทย ให้มีการลงทุนจากภาคเอกชนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบของผู้ผลิตไฟฟ้าฟ้าอิสระหรือรายใหญ่ (IPP) ต้องขายไฟฟ้าให้กับ กฟผ. เท่านั้น และให้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ซึ่งใช้พลังงานนอกรูปแบบ เป็นการแบ่งเบาภาระทางด้านการลงทุนของรัฐในระบบการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าด้วย โดย กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟจากเอกชนรายใหญ่เป็นครั้งแรกในปี พ.ศ. 2537 ซึ่งปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจะอยู่ภายใต้มติเห็นชอบของ ‘คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)’ มาจนถึงปัจจุบัน และ ‘คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)’ ทำหน้าที่กำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน อันหมายถึง กิจการไฟฟ้า กิจการก๊าซธรรมชาติ และกิจการระบบโครงข่ายพลังงาน

สภาพการณ์ที่เป็นอยู่ของ ‘กิจการไฟฟ้า’ ทั้งระบบที่เป็นอยู่ในปัจจุบันนี้ น่าจะมีความเหมาะสมที่สุดกับบริบทของประเทศไทยแล้ว ด้วย ‘กิจการไฟฟ้า’ ยังคงอยู่ภายใต้การดูแลของรัฐ ด้วยความเป็นกิจการรัฐวิสาหกิจจึงคงวัตถุประสงค์และความมุ่งหมายในการเป็นกิจการที่ดำเนินงานเพื่อบริการสาธารณะสำหรับประชาชนคนไทย ในอีกมิติหนึ่งที่มีความสำคัญคือ ความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งปรากฏให้เห็นในหลาย ๆ ประเทศ อาทิ ประเทศเพื่อนบ้านด้านตะวันตก ซึ่งมีปัญหาไฟฟ้าดับเป็นประจำ จนกิจการธุรกิจต่าง ๆ ต้องมีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าไว้ใช้เอง หรือหลาย ๆ ประเทศในละตินอเมริกา ซึ่งในช่วงทศวรรษที่ผ่านมาจนปัจจุบัน ทั้งนี้ จากความเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และการที่จำนวนประชากรเพิ่มมากขึ้น ความต้องการไฟฟ้าในภูมิภาคอเมริกากลางและใต้จึงเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้เกิดความขาดแคลนพลังงานไฟฟ้าไปทั่วทั้งภูมิภาค ตั้งแต่บราซิลที่ขาดแคลนทรัพยากรไปจนถึงเวเนซุเอลาซึ่งเป็นผู้ส่งออกน้ำมันเอง ท่ามกลางความต้องการพลังงานไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ภูมิภาคนี้ต้องดิ้นรนกับปัญหาต่าง ๆ มากมายในการสร้างกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ บราซิลและชิลีได้ชะลอแผนการสร้างเขื่อนพลังงานน้ำแห่งใหม่เมื่อไม่นานนี้ อันเนื่องจากปัญหาสิทธิมนุษยชนและสิ่งแวดล้อม จนทำให้ทั้งสองประเทศต้องมองหาแหล่งพลังงานอื่นเพื่อตอบสนองความต้องการที่คาดการณ์ไว้ ในโคลอมเบียการก่อการร้ายภายในประเทศส่งผลให้โครงสร้างพื้นฐานการส่งและจำหน่ายไฟฟ้าในเขตชนบทหลายแห่งต้องถูกทำลายลง ภูมิภาคนี้โดยรวมจึงมีความเสี่ยงด้านความมั่นคงทางพลังงานไฟฟ้าที่สูงมาก 

ในตอนต่อไปจะได้อธิบายถึงข้อเท็จจริงในรายละเอียดให้ผู้อ่าน TST ได้พอรู้และเข้าใจในเรื่องของ “การมี ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากจนเกินความต้องการ จนทำให้ ‘ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ อันเป็นต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่กฟผ. ต้องจ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชน เป็นค่าความพร้อมในการเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า ไม่ว่าโรงไฟฟ้าจะผลิตหรือไม่ก็ตาม ซึ่งถือเป็นเป้าหลักที่สำคัญและใหญ่ที่สุดที่นักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนัก ได้ระบุเอาไว้ว่า เป็นสาเหตุสำคัญที่สุดที่ทำให้ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ว่าเป็นจริงดังที่มีการนำมาหยิบยกกล่าวอ้างหรือไม่ 

นักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนักมักหยิบยกเอาเรื่องของ “การมี ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากจนเกินความต้องการ จนทำให้ ‘ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ อันเป็นต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่การไฟฟ้าฯ จ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนเป็นค่าความพร้อมในการเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้า ไม่ว่าโรงไฟฟ้าจะผลิตหรือไม่ ก็ตาม สูงมาก” ว่าเป็นสาเหตุสำคัญที่สุดที่ทำให้ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ ซึ่ง TST ได้อธิบายถึงข้อเท็จในส่วนที่เกี่ยวข้องใน “รู้เรื่อง...ค่าไฟฟ้า (7) : ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ปริมาณ เหตุผล และความจำเป็น” แล้ว สำหรับตอนนี้จะได้ขยายความข้อเท็จจริงให้ท่านผู้อ่านได้รู้และเข้าใจได้ชัดเจนมากยิ่งขึ้น

ทำไม? นักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนักจึงอ้างว่า ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ของไทยนั้นมากถึง 50% แต่ขณะที่โฆษกกระทรวงพลังงานได้อธิบายชี้แจงโดยระบุว่า ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ในปัจจุบันอยู่ที่ 25.5% เท่านั้น แล้วทำไมตัวเลข ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ของนักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนัก จึงมากกว่าตัวเลขปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ที่โฆษกกระทรวงพลังงานได้ระบุไว้ถึงหนึ่งเท่าตัว นั่นก็เป็นเพราะวิธีการคำนวณตัวเลขปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ของ 2 ฝ่ายแตกต่างกันโดยสิ้นเชิง จึงขออธิบายหลักการคำนวณปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ของ 2 ฝ่ายเป็นข้อมูลพอสังเขปดังนี้  

กระทรวงพลังงานใช้วิธีการคำนวณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ จากปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Load) ของปี ซึ่งวันที่ใช้ไฟฟ้ามากที่สุดของปี พ.ศ. 2567 คือ วันที่ 29 เมษายน 2567 เวลา 20.56 น. มีค่าเท่ากับ 36,477.80 เมกะวัตต์ และหักด้วยปริมาณไฟฟ้าที่ได้จากพลังงานทดแทนหรือพลังงานหมุนเวียน อาทิ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานชีวมวล จึงไม่สามารถนำมานับรวมในปริมาณพลังงานไฟฟ้า 100% ได้ อันเนื่องมาจากพลังไฟฟ้ากลุ่มนี้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตลอดเวลา ไม่สามารถพึ่งพาได้ตลอด 24 ชั่วโมง ด้วยปัจจัยช่วงเวลา (พลังงานแสงอาทิตย์ผลิตได้เพียงวันละ 6-8 ชั่วโมง) ฤดูกาล (ฤดูฝนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์) จึงทำให้ไม่สามารถนำปริมาณไฟฟ้าที่ได้จากพลังงานทดแทนหรือพลังงานหมุนเวียนมาคำนวณเป็นกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองที่แท้จริงได้

ในขณะที่ตัวเลขปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ ที่นักวิชาการ NGO ซึ่งสื่อบางสำนักอ้างว่ามากถึง 50% นั้น ใช้วิธีคำนวณจากปริมาณการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยทั้งปี โดยคิดรวมเอาปริมาณไฟฟ้าที่ได้จากพลังงานทดแทนหรือพลังงานหมุนเวียนเข้าไปด้วย ซึ่งข้อเท็จจริงในการคำนวณตัวเลขปริมาณ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ หากต้องการคิดรวมเอาปริมาณไฟฟ้าที่ได้จากพลังงานทดแทนหรือพลังงานหมุนเวียนเข้าไป นั่นหมายความว่า ต้องสามารถผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนหรือพลังงานหมุนเวียนได้ตลอด 24 ชั่วโมง หรือมีการเก็บกักพลังงานไฟฟ้าด้วยแบตเตอรี่เพื่อให้สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตลอด 24 ชั่วโมง ซึ่งปัจจุบันในประเทศไทยยังไม่มีผู้ผลิตพลังงานไฟฟ้ารายใดสามารถทำได้เลย แม้แต่ กฟผ. เองก็ตาม

นอกจากนี้ นักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนักยังได้อ้างว่า การจัดทำ ‘แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (แผน PDP)’ ที่ใช้อยู่ในปัจจุบันนั้นเอื้อประโยชน์ต่อผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ จึงทำให้ ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากจนเกินความต้องการ นั่นคือความเข้าใจที่ไม่ถูกต้องอย่างยิ่ง เพราะในการจัดทำ ‘แผน PDP’ คณะทำงานที่รับผิดชอบจัดทำการพยากรณ์ประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าที่จะเกิดขั้นในอนาคตนั้น จะต้องใช้ข้อมูลจากการพยากรณ์ประมาณการตัวเลข ‘ผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (Gross Domestic Product หรือ GDP) ซึ่งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง อาทิ กระทรวงการคลัง ธนาคารแห่งประเทศไทย ได้คำนวณออกมาเป็น ‘ตัวเลข’ ประมาณการไว้แล้วเป็นหลัก 

แต่ ในปี พ.ศ. 2563 เศรษฐกิจไทยหดตัวอย่างต่อเนื่อง จากผลกระทบของการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้การขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ติดลบถึง 6.1% นั่นหมายถึง ความต้องการการใช้พลังงานไฟฟ้าก็ติดลบในอัตราที่ใกล้เคียงเช่นเดียวกัน จึงเป็นสาเหตุที่ทำให้กำลังการผลิตไฟฟ้ามากเกินความต้องการ และกลายเป็นสาเหตุหนึ่งที่ทำให้ช่วง 2 – 3 ปีที่ผ่านมากำลังผลิตไฟฟ้าอยู่ในระดับสูง อันเนื่องจากสถานการณ์ดังกล่าว จนทำให้ตัวเลข ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากเกินต่อความจำเป็น และเกินกว่าอัตรามาตรฐานปริมาณของกระแสไฟฟ้าที่ควรสำรอง แต่มีผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าตามสัญญาที่ทำไว้กับกฟผ. ได้มีการลงทุนสร้างและเดินเครื่องโรงงานผลิตไฟฟ้าขึ้นมาแล้ว ดังนั้นจึงต้องมีการจ่าย ‘ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ ค่า AP)’ ซึ่งเป็นค่าความพร้อมเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้า ไม่ว่าจะมีการใช้ไฟฟ้านั้นหรือไม่ก็ตาม ซึ่งเป็นไปตามโครงสร้างของรูปแบบข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนและเอกชน (Power Purchasing Agreement หรือ PPA) แต่ในปัจจุบันมีบริหารจัดการจนกระทั่ง ‘ไฟฟ้าสำรอง’ อยู่ในระดับที่เหมาะสมแล้ว

การกล่าวอ้างและกล่าวหาว่า หน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องกับการจัดทำ ‘แผน PDP’ ที่ใช้อยู่ในปัจจุบันนั้นได้จงใจจัดทำ ‘แผน PDP’ ให้เอื้อประโยชน์ต่อผู้ประกอบการผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ โดยนักวิชาการ NGO และสื่อบางสำนัก ได้มีนักการเมืองผู้หนึ่งรวบรวมข้อมูลหลักฐานที่เกี่ยวข้องกับการอ้างถึงความไม่ถูกต้องชอบธรรมของพฤติการณ์และพฤติกรรมดังกล่าว ยื่นฟ้องร้องต่อศาลอาญาคดีทุจริตและประพฤติมิชอบแล้ว ขณะนี้ยังอยู่ระหว่างการดำเนินคดี หลังจากกระบวนการยุติธรรมเสร็จสิ้นลง คำตัดสินในคดีนี้ก็จะเป็นการสร้างความชอบธรรมเพื่อให้เกิดความเข้าใจที่ถูกต้อง และแสดงให้สังคมไทยได้เห็นว่า เรื่องนี้มีความไม่ชอบมาพากลและความไม่ถูกต้องเป็นไปตามที่มีกล่าวอ้างและกล่าวหาหรือไม่ ซึ่งกระบวนการยุติธรรมจะเป็นเครื่องมือที่ดีที่สุดที่จะพิสูจน์ได้ว่า สิ่งที่มีการฟ้องร้องนั้นจริงหรือเท็จ ถูกหรือผิด และควรเป็นไปอย่างไร แต่เท่าที่ผ่านมาจนทุกวันนี้ ยังไม่เคยปรากฏว่า มีหน่วยงานภาครัฐหน่วยงานใดแพ้คดีที่มีการฟ้องร้องลักษณะเช่นนี้มาก่อนเลย

“ถ้าประเทศไทยผลิตและใช้ไฟฟ้าจาก ‘พลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)’ มากกว่านี้ จะทำให้พี่น้องประชาชนคนไทยผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าถูกลง” เป็นคำกล่าวอ้างของ  นักวิชาการ และ NGO บางคน กับสื่อบางสำนัก ซึ่งระบุว่า หากเพิ่มการใช้ ‘พลังงานหมุนเวียน’ ในการผลิตไฟฟ้ามากยิ่งขึ้น ย่อมจะทำให้ค่าไฟฟ้าถูกลงอย่างแน่นอน แต่ความเป็นจริงแล้ว มิได้เป็นเช่นนั้นเลย เพราะ ‘พลังงานหมุนเวียน’ แม้จะมีข้อดี แต่ก็มีจุดอ่อนและข้อด้อยอยู่เยอะแยะมากมาย

ปัจจุบันมีพลังงานทางเลือกอยู่ 7 ประเภทได้แก่ :
1. พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานแสงอาทิตย์เป็นพลังงานหมุนเวียนประเภทเดียวที่แต่ละครัวเรือนสามารถติดตั้งและใช้งานผลิตไฟฟ้าได้เองตามสถานที่ที่มีอยู่ บ้านสำนักงาน อาคาร โรงงาน ฯลฯ
2. พลังงานลม เพื่อใช้ประโยชน์จากลมแรง จำเป็นต้องสร้างกังหันลมขนาดใหญ่ในพื้นที่ที่มีลมแรง 
3. พลังงานน้ำ มีเทคโนโลยีที่คล้ายคลึงกับพลังงานลม ยกเว้นพลังที่ใช้งานคือน้ำแทนที่จะเป็นอากาศ แม้การสร้างเขื่อนขนาดใหญ่อาจมีราคาแพง แต่จะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ในปริมาณมาก
4. พลังงานความร้อนใต้พิภพ เป็นพลังงานสะอาดและหมุนเวียนอีกชนิดหนึ่งที่ถือเป็นแหล่งพลังงานที่ยั่งยืนได้ ด้วยการนำความร้อนภายในโลกที่สามารถนำมาใช้ประโยชน์ แต่ทำได้ในเพียงบางพื้นที่
5. พลังงานชีวมวลคือความร้อนที่ได้รับจากขยะอินทรีย์ด้วยการเผา ถือเป็นแหล่งพลังงานหมุนเวียนเนื่องจากมนุษย์สร้างวัสดุอินทรีย์ขึ้นมาใหม่เสมอ โดยส่วนใหญ่เป็นพืช
6. พลังงานน้ำขึ้นน้ำลงหรือพลังงานจากมหาสมุทรคือพลังงานน้ำที่สามารถได้รับจากน้ำขึ้นน้ำลง พลังงานนี้บางครั้งจะถูกจัดอยู่ในประเภทของพลังงานน้ำ ไม่ใช่ประเภทอื่น
7. ไฮโดรเจนเป็นธาตุที่พบมากที่สุดในโลกใบนี้ โดยน้ำมีอยู่ถึงสองในสาม ธาตุนี้สามารถใช้เป็นเชื้อเพลิงคาร์บอนเป็นศูนย์ได้หากสามารถแยกออกจากกันได้

ข้อดีของพลังงานหมุนเวียน
1. แหล่งพลังงานหมุนเวียนจะไม่หมดลง แหล่งพลังงานหมุนเวียนเป็นพลังงานที่ยั่งยืน ซึ่งหมายความว่าจะไม่หมดลงในเร็ว ๆ นี้ เช่น การคาดว่าดวงอาทิตย์จะส่องแสงเป็นเวลาอย่างน้อย 4.5 - 5.5 พันล้านปี 
2. สามารถควบคุมแหล่งพลังงานหมุนเวียนได้โดยง่ายดาย ไม่มีปัญหาใด ๆ ยกเว้นปัญหาจากสภาพอากาศ
3. พลังงานหมุนเวียนเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมด้วยวิธีการผลิตไฟฟ้าจากธรรมชาติ ดังนั้นจึงถือว่าสะอาด แม้ว่าเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนอาจทำให้เกิดการปล่อยมลพิษได้บ้าง แต่โดยรวมแล้ว คาร์บอนและก๊าซเรือนกระจกจะถูกปล่อยออกมาสู่สิ่งแวดล้อมน้อยที่สุด จึงเป็นส่วนสำคัญในการปกป้องคุณภาพชีวิตของประชาชน ด้วยการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกและสารมลพิษอื่น ๆ ซึ่งจะช่วยทำให้คุณภาพชีวิตของพลโลกทุกคนดีขึ้น 
4. เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนนอกจากลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมแล้ว เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนยังเป็นประโยชน์ต่อเศรษฐกิจด้วยการสร้างตำแหน่งงานมากมาย
5. เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนมีต้นทุนการบำรุงรักษาที่น้อยกว่าพลังงานที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล
6. พลังงานหมุนเวียนสามารถป้องกันความผันผวนวุ่นวายของราคาพลังงานได้ สามารถเพิ่มอิสรภาพทางเศรษฐกิจของประเทศได้ ด้วยการลดการพึ่งพานำเข้าเชื้อเพลิงฟอสซิล

แต่ข้อเสียของพลังงานหมุนเวียนก็มีอยู่ไม่น้อยเลยเช่นกัน ซึ่งทำให้พลังงานหมุนเวียนกลายเป็นเรื่องยาก
1. พลังงานหมุนเวียนไม่สามารถใช้ได้ตลอดเวลา พลังงานธรรมชาติขึ้นอยู่กับสภาพอากาศเป็นอย่างมาก เมื่อสภาพอากาศเลวร้าย เทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียน อาทิ เซลล์แสงอาทิตย์จะใช้ประโยชน์ได้น้อยลง
2. ประสิทธิภาพของเทคโนโลยีหมุนเวียนยังคงต่ำ เมื่อเทียบกับอุปกรณ์ผลิตพลังงานไฟฟ้าแบบดั้งเดิม
3. ต้นทุนเริ่มต้นของพลังงานหมุนเวียนนั้นยังคงมีราคาค่อนข้างสูง และบางครั้งอาจไม่สามารถจ่ายได้ 
4. แหล่งพลังงานหมุนเวียนต้องการพื้นที่จำนวนมากเพื่อใช้ประโยชน์จากพลังงานธรรมชาติเมื่อเทียบกับโรงไฟฟ้าแบบเดิมแล้ว จำเป็นต้องใช้พื้นที่มากขึ้นในการสร้างฟาร์มพลังงานหมุนเวียนมากกว่า
5. อุปกรณ์พลังงานหมุนเวียนต้องได้รับการรีไซเคิล แม้การผลิตไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานหมุนเวียนก่อให้เกิดมลพิษในระดับที่ต่ำมาก แต่อุปกรณ์ผลิตพลังงานหมุนเวียนที่ยังมีข้อกังวลจากการผลิตและกระบวนการกำจัดอุปกรณ์ที่หมดอายุอาจก่อให้เกิดมลพิษขึ้นได้
6. ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใช้ โดยเฉพาะโซลาร์เซลล์ได้เฉพาะเวลากลางวันเท่านั้น หากจะเก็บกักไว้ใช้ในเวลากลางคืนต้องลงทุนระบบแบตเตอรี่ ในปัจจุบันยังมีราคาที่แพงมาก

แม้พลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้าจะมีประโยชน์ มีข้อดี และมีความสำคัญมากมาย แต่ในปัจจุบันต้นทุนเริ่มต้นในการสร้างเครือข่ายเทคโนโลยีหมุนเวียนเพื่อพลังงานไฟฟ้ายังคงสูงมาก โดยเฉพาะระบบแบตเตอรี่ที่ใช้ในการเก็บกักไฟฟ้า จนทำให้การผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานหมุนเวียนยังคงไม่สามารถถึงจุดคุ้มค่าต่อการลงทุนในระยะเวลาอันสั้น อีกทั้งอัตราการสึกหรอและเสื่อมสภาพของอุปกรณ์ผลิตและเก็บกักไฟฟ้าจากแหล่งพลังงานหมุนเวียนยังคงสูง ความจริงอีกประการหนึ่งที่ผู้คนยังไม่รู้คือ เมื่อเพิ่มระบบแบตเตอรี่ก็ต้องเพิ่มระบบผลิตไฟฟ้าอีก ซึ่งจะต้องใช้โซลาร์เซลล์มากกว่าที่เป็นอยู่อย่างน้อยสามเท่าในการผลิตไฟฟ้าเพื่อให้สามารถเก็บกักได้พอใช้ตลอดเวลา 24 ชั่วโมง อีกทั้งยังจะต้องมีการเพิ่ม ‘ไฟฟ้าสำรอง’ มากขึ้นด้วยเพื่อให้ ‘ระบบไฟฟ้า’โดยรวมมีความเสถียรมากพอเพื่อเป็นการป้องกันความเสี่ยงด้านพลังงานไฟฟ้าด้วย และที่สุดจะส่งผลกระทบทำให้ค่าไฟฟ้าต้องแพงขึ้นโดยไม่สามารถหลีกเลี่ยงได้อย่างแน่นอน

(17 ก.พ. 68) หนึ่งในเรื่องกล่าวอ้างของ  นักวิชาการ และ NGO บางคน กับสื่อบางสำนัก ซึ่งบอกว่า “หากรัฐยอมให้มีการใช้ระบบ ‘NET METERING’” จะทำให้ประชาชนชาวไทยผู้ใช้ไฟฟ้าที่ติดตั้งโซลาร์เซลล์จ่าย ‘ค่าไฟฟ้า’ ถูกลง แต่กลับไม่ได้สร้างความเป็นธรรมและความเท่าเทียมให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยรวม ข้อเท็จจริงเรื่องนี้เป็นอย่างไร ขอเล่าอธิบายในบทความนี้ 

ก่อนที่จะอธิบายขยายความเรื่องนี้ ขอบอกข้อมูลเรื่องราวของ ‘NET METERING’ ก่อน ระบบนี้เป็นการวัดไฟฟ้าแบบสุทธิ โดยระบบจะคำนวณค่าไฟฟ้าแบบหักลบหน่วยไฟฟ้าระหว่างหน่วยไฟฟ้าที่ซื้อจากการไฟฟ้าฯ กับหน่วยไฟฟ้าที่ผลิตได้เองจากโซลาร์เซลล์ โดยนำจำนวนหน่วยไฟฟ้าที่ใช้ ลบออกจากจำนวนไฟฟ้าที่ผลิตได้เอง เครดิตหรือหน่วยเก็บสะสมไฟฟ้าที่ผลิตได้เกินจึงอยู่ในรูปแบบของ “หน่วยไฟฟ้า” โดยสามารถหักกลบลบหน่วยได้ทันที ซึ่งทำให้ไฟฟ้าที่ผลิตได้แม้ว่าจะไม่ได้ใช้งาน ณ เวลานั้น มูลค่าของไฟฟ้าก็ยังจะมีค่าเทียบเท่ากับราคาไฟฟ้าที่ซื้อจากการไฟฟ้าฯ จึงเป็นระบบที่ช่วยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม สามารถส่งไฟฟ้าที่ผลิตเกินความต้องการของตนเองเข้าสู่ระบบไฟฟ้าสาธารณะ และแลกเป็นเครดิตหรือส่วนลดค่าไฟฟ้าในรอบบิลถัดไป ระบบหักลบกลบหน่วยไฟฟ้าที่ใช้ตามจริงจากการผลิตไฟฟ้าที่ได้จากโซลาร์เซลล์หักลบกับไฟที่ใช้จากการไฟฟ้าฯ ซึ่งผู้ใช้ไฟจะจ่ายค่าไฟตามจำนวนหน่วยไฟฟ้าที่หักลบกันแล้ว

หลักการทำงานของ ‘NET METERING’
1.ผู้ใช้ไฟฟ้าติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เช่น แผงโซลาร์เซลล์
2.เมื่อระบบผลิตไฟฟ้ามากกว่าที่ใช้ ไฟฟ้าส่วนเกินจะถูกส่งเข้าสู่ระบบไฟฟ้าสาธารณะ
3.มิเตอร์ไฟฟ้าแบบสุทธิจะวัดปริมาณไฟฟ้าที่ส่งเข้าและออกจากระบบ
4.ผู้ใช้ไฟฟ้าจะได้รับเครดิตหรือส่วนลดค่าไฟฟ้าตามปริมาณไฟฟ้าที่ส่งเข้าระบบ

ข้อดีของ ‘NET METERING’
1.ประหยัดค่าไฟฟ้า ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถลดค่าไฟฟ้าได้ โดยเฉพาะในช่วงที่มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมากกว่าที่ใช้
2.ส่งเสริมพลังงานหมุนเวียน Net Metering ช่วยกระตุ้นให้ผู้ใช้ไฟฟ้าหันมาใช้พลังงานหมุนเวียนมากขึ้น

ข้อจำกัดของ Net Metering
1.อาจมีค่าใช้จ่ายเพิ่มเติม ผู้ใช้ไฟฟ้าอาจต้องจ่ายค่าติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าแบบสุทธิ และค่าธรรมเนียมการเชื่อมต่อระบบ
2.มีข้อจำกัดด้านปริมาณไฟฟ้า ผู้ใช้ไฟฟ้าอาจไม่สามารถส่งไฟฟ้าเข้าระบบได้เกินกว่าปริมาณที่ใช้   
3.นโยบาย ‘NET METERING’ ยังไม่มีความชัดเจนและแน่นอน อาจเปลี่ยนแปลงได้ในอนาคต

การที่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจาก ‘พลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy)’ แล้วขายส่วนเกินให้กับการไฟฟ้าฯ นั้น สร้างประโยชน์แต่เฉพาะ ‘กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจาก ‘พลังงานหมุนเวียน’ เท่านั้น ทั้งนี้เพราะในเวลากลางวันของประเทศไทยความต้องการใช้ไฟฟ้าไม่ใช่ช่วงเวลาที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของแต่ละวันแต่อย่างใด โดยช่วงเวลาที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak time) ของแต่ละวันนั้นจะอยู่ที่ช่วงเวลา 18.30 - 21.30 น. แต่เฉพาะฤดูร้อนช่วงดือนมีนาคม - พฤษภาคม ของทุกปี เนื่องมาจากสภาวะอากาศที่ร้อนจัด ทำให้กลางวันช่วงเวลาที่ต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak time) จะอยู่ที่ช่วงเวลา 13.00 – 15.00 น. 

ดังที่ได้เล่าใน “รู้เรื่อง...ค่าไฟฟ้า (12) : จริงหรือ? ที่ ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ เพราะผลิตไฟฟ้าจาก ‘พลังงานหมุนเวียน’ น้อยไป” แล้วว่า “ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใช้ โดยเฉพาะโซลาร์เซลล์ได้เฉพาะเวลากลางวันเท่านั้น หากจะเก็บกักไว้ใช้ในเวลากลางคืนต้องลงทุนระบบแบตเตอรี่ ในปัจจุบันเทคโนโลยีแบตเตอรี่ขนาดใหญ่นั้นยังไม่สามารถตอบสนองต่อความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจได้ และเมื่อเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานฟอสซิล เพราะไฟฟ้าจากแหล่งหมุนเวียนเมื่อผลิตแล้วต้องนำมาใช้เลย ดังนั้น “การใช้ ‘NET METERING’” จึงไม่ได้แก้ปัญหา ‘ค่าไฟฟ้าแพง’ เลย แทนที่ ‘กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจาก ‘โซลาร์เซลล์’ จะใช้ระบบนี้ ควรจะลงทุนในระบบแบตเตอรี่เพื่อเก็บกัก ‘ไฟฟ้า’ ในเวลาที่ ‘โซลาร์เซลล์’ ไม่ทำงาน น่าจะเป็นประโยชน์มากกว่า ทั้งนี้มีนักวิชาการ และ NGO บางคน กับสื่อบางสำนัก ซึ่งได้ให้ข้อมูลกับสังคมว่า “การใช้ ‘NET METERING’” นั้น การไฟฟ้าฯ สามารถเก็บพลังไฟฟ้าจาก ‘ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจาก ‘โซลาร์เซลล์’ ในระบบสายส่งไฟฟ้าได้ ซึ่งไม่ได้เป็นความจริงเลย เพราะการเก็บกัก ‘พลังงานไฟฟ้า’ สามารถทำได้ด้วยการเก็บพลังไฟฟ้าด้วยแบตเตอรี่เท่านั้น 

สำหรับ ระบบส่ง/ระบบจำหน่าย/ระบบค้าปลีก (Transmission/Distribution/Retail) สามารถนำระบบกักเก็บพลังงานมาให้บริการเสริมความมั่นคงในโครงข่ายไฟฟ้า (Ancillary Services) และการบริการด้านระบบโครงข่ายไฟฟ้า (T&D Services) ในรูปแบบดังต่อไปนี้เท่านั้น
-Fast Frequency Response : การรักษาความถี่ของระบบไฟฟ้า
-Primary & Secondary Reserve : การใช้งานเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองปฐมภูมิ และทุติยภูมิ
-Operation Reserve : การใช้งานเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองด้านปฏิบัติการ
-Transmission & Distribution Investment Deferral : การเลื่อน/ลด ความจำเป็นในการลงทุนขยายระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า
-Transmission Congestion Relief : การลดข้อจำกัดในระบบส่งไฟฟ้า
-Voltage Support : การควบคุมแรงดันไฟฟ้า
*ข้อมูลจาก สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กระทรวงพลังงาน

ซึ่งเทคโนโลยีของไทยในปัจจุบันยังไม่ปรากฏว่า ‘ระบบส่ง/ระบบจำหน่าย/ระบบค้าปลีก’ สามารถเก็บกัก ‘พลังงานไฟฟ้า’ ได้เช่นเดียวกับแบตเตอรี่แต่อย่างใด นอกจากนั้นการซื้อ-ขายไฟฟ้าไม่สามารถทำได้ด้วยระบบหักลบกลบหน่วยไฟฟ้าที่ใช้ตามจริงจากการผลิตไฟฟ้าที่ได้จากโซลาร์เซลล์หักลบกับไฟฟ้าที่ใช้จากการไฟฟ้าฯ ซึ่งผู้ใช้ไฟจะจ่ายค่าไฟฟ้าในยอดตามจำนวนหน่วยไฟฟ้าที่หักลบกันแล้ว ทั้งนี้เป็นเพราะการซื้อและการขายไฟฟ้าจะต้องมีการชำระภาษีซื้อและภาษีขายตามกฎหมายและระเบียบปฏิบัติของกรมสรรพากร กระทรวงการคลัง

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