จากการที่อนุทิน ชาญวีรกูล นายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ต้องการจะแก้ไขปัญหาราคาไฟฟ้าในเชิงโครงสร้าง โดยเฉพาะประเด็นต้นทุนจากสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ซึ่งมีองค์ประกอบสำคัญทั้งค่าความพร้อมจ่าย หรือ Availability Payment (AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า หรือ Energy Payment (EP) ล่าสุด (12 พ.ค. 69) มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน 

JustPow ชวนทำความเข้าใจเรื่อง ‘ความพร้อมจ่าย’ ว่าคืออะไร มีสัดส่วนเท่าไหร่ในบิลค่าไฟ และที่ผ่านมาคนไทยต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่ายไปมากแค่ไหนแล้ว

ค่าความพร้อมจ่ายคืออะไร มีสัดส่วนเท่าไหร่ในบิลค่าไฟของเรา

ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment หรือ Capacity Payment) คือเงินที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จ่ายให้กับโรงไฟฟ้าเอกชนทุกเดือน โดยไม่ว่าโรงไฟฟ้านั้นจะผลิตไฟฟ้าเข้าระบบหรือไม่ก็ตาม มาจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ “Take or Pay” โดยเงินก้อนนี้ถูกกำหนดให้ครอบคลุมต้นทุนคงที่ของโรงไฟฟ้า ได้แก่ ค่าก่อสร้าง เงินต้นและดอกเบี้ย ค่าดำเนินการและซ่อมบำรุง รวมถึงผลตอบแทนของผู้ถือหุ้นที่ถูกกำหนดไว้ล่วงหน้าในสัญญา โรงไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จะได้รับในชื่อค่า Availability Payment (AP) ส่วนโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) จะได้รับในชื่อค่า Capacity Payment (CP)

ค่าความพร้อมจ่ายนับเป็นต้นทุนที่สูงเป็นอันดับสองในโครงสร้างค่าไฟของไทย โดยจากข้อมูลโครงสร้างค่าไฟฟ้าเรียกเก็บปี 2568 (รอบมกราคม-เมษายน) ซึ่งอยู่ที่ 4.15 บาท/หน่วย เรียงลำดับต้นทุนจากราคาสูงไปต่ำจะ ประกอบด้วย 1. ค่าใช้จ่ายผลิตไฟฟ้า เช่น ค่าเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า เฉลี่ย 2.23 บาท/หน่วย (53.73%) 2. ค่าความพร้อมจ่าย 80 สตางค์/หน่วย (19.25%) 3.ค่าต้นทุนระบบจำหน่าย 51 สตางค์/หน่วย (12.29%) 4. ค่าต้นทุนระบบส่ง ประมาณ 24 สตางค์/หน่วย (5.78%) 5. คืนค่า AF สะสมบางส่วน ประมาณ 20 สตางค์/หน่วย (4.87%) 6. ค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ เช่น Adder และ FiT ประมาณ 17 สตางค์/หน่วย (4.09%)

กำลังการผลิตไฟฟ้ารวมตามสัญญา ณ สิ้นปี 2568 อยู่ที่ 49,962.1 เมกะวัตต์ แต่สัดส่วนใหญ่มาจากเอกชนรวมกว่า 67.50% แบ่งเป็นโรงไฟฟ้า IPP 36.34% จำนวน 18,158.5 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้า SPP 18.68% จำนวน 9,333.68 เมกะวัตต์ และการนำเข้าจากต่างประเทศ 12.48% จำนวน 6,234.9 เมกะวัตต์ ขณะที่ กฟผ. มีสัดส่วนเหลือเพียง 32.49% เท่านั้น หรือจำนวน 16,235.02 เมกะวัตต์ แม้ไทยจะมีกำลังการผลิตติดตั้งเกือบ 50,000 เมกะวัตต์ แต่ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ในปี 2568 กลับอยู่ที่เพียง 34,568 เมกะวัตต์ ส่งผลให้มีส่วนต่างกว่า 15,394 MW ปริมาณสำรองที่ล้นเกินนี้กลายเป็นภาระทางการเงินที่ต่อให้ไม่ได้ถูกใช้งาน แต่ก็มีต้นทุนที่ต้องจ่าย

ปี 2568 คนไทยจ่ายค่าความพร้อมจ่ายไปเท่าไหร่

จากเอกสารแจกแจงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของ กฟผ. ในปี 2568 พบว่า มีประมาณการค่าความพร้อมจ่าย (AP และ CP) ที่จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมดรวม 105,586.51 ล้านบาท แต่ประมาณการกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้นอยู่ที่ 16,347.65 เมกะวัตต์ หรือคิดเป็นเพียง 56.44% ของกำลังการผลิตตามสัญญาที่มีอยู่ 28,966 เมกะวัตต์ ดังนั้นเมื่อคำนวณแล้ว ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญาในปี 2568 จะตกเป็นเงินประมาณ 45,993.48 ล้านบาท 

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

1. คำนวณกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชน
   • ประมาณการตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าจากเอกชน (IPP+SPP+โรงไฟฟ้าหงสาฯ) ปี 2568 จากเอกสาร เป็นจำนวน 15,347.65 เมกะวัตต์
   • บวกกำลังการผลิตที่ใช้รักษาความมั่นคงในระบบเพิ่ม 1,000 เมกะวัตต์ เนื่องจากเกณฑ์ประเมินของ กกพ. กำหนดไว้ให้มีกำลังผลิตสำรองพร้อมจ่ายทันทีไม่น้อยกว่า 800 เมกะวัตต์ และตัวเลขจากศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้า กฟผ. ล่าสุด (17 มี.ค. 2569) อยู่ที่ 1,490.3 เมกะวัตต์ JustPow จึงเลือกใช้ตัวเลข 1,000 เมกะวัตต์ เป็นค่าเฉลี่ย
   • ทำให้ตัวเลขประมาณการกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนในปี 2568 จึงเท่ากับ 15,347.65 เมกะวัตต์ ตามตัวเลขประมาณการในเอกสาร บวกกับอีกค่าเฉลี่ย 1,000 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตสำรองพร้อมจ่ายทันที รวมแล้วเป็น 16,347.65 เมกะวัตต์
2. คำนวณสัดส่วนประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่เกิดขึ้น
   • นำตัวเลขประมาณการกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ได้จากข้อ 1 (16,347.65 เมกะวัตต์) มาเปรียบเทียบกับประมาณการการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนตามสัญญาในปี 2568 ที่มีอยู่ 28,966 เมกะวัตต์
   • คำนวณสัดส่วนประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชน คิดเป็น 56.44% ของกำลังการผลิตตามสัญญา เท่ากับว่าที่เหลือ 43.56% ถือเป็นพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา 
3. คำนวณประมาณการค่าความพร้อมจ่าย
   • ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายทั้งหมดในปี 2568 เท่ากับ 105,586.51 ล้านบาท
   • ประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายให้พลังงานไฟฟ้าที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา (มีสัดส่วน 43.56% ตามที่คำนวณในข้อ 2) จึงเท่ากับ 45,993.48 ล้านบาทจากค่าความพร้อมจ่ายทั้งหมด

ยิ่งไปกว่านั้น หากดูในรายละเอียดประมาณการค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. จากโรงไฟฟ้า IPP ที่มีสัญญาการผลิตไฟฟ้าในระบบปี 2568 จำนวน 13 โรง จะพบว่า มีจำนวน 4 โรงที่ไม่ปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟ แต่ปรากฏจำนวนการจ่ายเงินซื้อไฟฟ้ารวม 18,374.17 ล้านบาท ได้แก่ 

1. บริษัท ราช กรุ๊ป จํากัด (มหาชน) (RATCH) ระบุจำนวนเงินที่จ่าย 8,605.37 ล้านบาท
2. บริษัท แก่งคอย เพาเวอร์เจเนอเรชั่น จํากัด (Gulf-GPG) ระบุจำนวนเงินที่จ่าย 4,930.77 ล้านบาท
3. บริษัท ราชบุรีเพาเวอร์ จํากัด (RPCL) ระบุจำนวนเงินที่จ่าย 3,192.47 ล้านบาท
4. บริษัท โกลว์ ไอพีพี จํากัด (GLOW IPP) ระบุจำนวนเงินที่จ่าย 1,645.56 ล้านบาท

นอกจากนี้ยังมีอีก 3 โรงที่ปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเพียงบางเดือน โดยเป็นโรงไฟฟ้าของบริษัท กัลฟ์ เจพี ยูที จํากัด (Gulf JP UT) ซึ่งปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเพียง 2 เดือน เมื่อคำนวณเปรียบเทียบกับกำลังการผลิตตามสัญญาของโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะพบว่า มีกำลังการผลิตเกิดขึ้นเพียง 1.40% แต่ปรากฏจำนวนเงินที่ กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้า เป็นเงิน 6,437.87 ล้านบาท บริษัท โกลบอล เพาเวอร์ซินเนอร์ยี่ จํากัด (GPSC) ซื้อไฟเพียง 6 เดือน คิดเป็นกำลังการผลิตเกิดขึ้นเพียง 7.73% กฟผ. จ่ายเงินซื้อไฟฟ้า 1,975.74 ล้านบาท และบริษัท กัลฟ์ เจพี เอ็นเอส จํากัด (Gulf JP NS) ซื้อไฟเพียง 8 เดือน คิดเป็นกำลังการผลิตเกิดขึ้นเพียง 9.28% กฟผ. จ่ายเงิน 7,733.12 ล้านบาท

จากข้อมูลจะเห็นว่าโรงไฟฟ้าที่ไม่ปรากฏตัวเลขที่ กฟผ. ซื้อไฟเลยนั้น คิดเป็นกำลังการผลิตที่ไม่เกิดขึ้นถึง 7,062 MW แต่ กฟผ. ยังคงต้องจ่ายเงินให้โรงไฟฟ้ารวมกันสูงถึง 18,374.17 ล้านบาทในปีเดียว ปัญหานี้ไม่ได้เพิ่งเกิดขึ้น หากย้อนไปดูปี 2567 จะพบว่ามีโรงไฟฟ้า 4 โรง คือ Gulf-GPG, RPCL, GLOW IPP และ GPSC ที่ไม่มีตัวเลขการรับซื้อไฟเลย และ กฟผ. ต้องจ่ายเงินให้โรงไฟฟ้ารวมกว่า 12,346.30 ล้านบาทในปีนั้น เพราะสัญญาที่ผูกพันอยู่เป็นแบบ ‘ไม่ใช้ก็ต้องจ่าย’ (Take-or-Pay) ซึ่งกำหนดให้ กฟผ. ต้องชำระ ‘ค่าความพร้อมจ่าย’ ตามเงื่อนไขที่ กฟผ. ทำกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่เอกชนผู้ลงทุนต้องจ่ายไปก่อน ทำให้ กฟผ. ยังคงต้องจ่ายเงินเต็มจำนวนตามข้อตกลงแม้ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าเต็มกำลังตามสัญญา ซึ่งภาระต้นทุนส่วนเกินจากการสำรองไฟฟ้าที่ล้นระบบนี้ ได้ถูกส่งต่อและจัดเก็บผ่านบิลค่าไฟฟ้าของประชาชนในทุกๆ เดือน

18 ปีที่ผ่านมา คนไทยจ่ายค่าความพร้อมจ่ายสำหรับไฟที่ไม่ถูกผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา รวมกว่า 586,186 ล้านบาท

JustPow รวบรวมข้อมูลจากเอกสารแจกแจงสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในส่วนการประมาณค่าซื้อไฟฟ้าของ กฟผ. ตลอด 18 ปี ตั้งแต่ปี 2551 ถึง 2568 พบว่าประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่ระบุเอกสารนั้น ไม่เคยถึง 75% ของกำลังผลิตตามสัญญาในปีใดเลย โดยช่วงปี 2551-2555 อยู่ที่ประมาณ 70-73% และทยอยลดลงจนเหลือต่ำกว่า 60% ในช่วง 2558 เป็นต้นมา สะท้อนว่ากำลังผลิตส่วนเกินในระบบขยายตัวขึ้นอย่างต่อเนื่อง ปัจจุบัน (ปี 2568) กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้นอยู่ที่ 56.44%

จากข้อมูลจะเห็นว่ากำลังการผลิตที่ได้เมื่อเปรียบเทียบกับกำลังการผลิตตามสัญญาที่ลดลงในแต่ละปี แสดงให้เห็นถึงการสำรองไฟฟ้าที่มากขึ้นเรื่อยๆ จนโรงไฟฟ้าที่มีอยู่ไม่ต้องผลิตไฟฟ้าเข้าสู่ระบบตามสัญญาเพราะเราใช้ไฟไม่ถึง แต่ในทางกลับกันค่าความพร้อมจ่ายที่ประชาชนต้องจ่ายผ่านบิลค่าไฟนั้นกลับเพิ่มมากขึ้นเรื่อยๆ รวมแล้วปี 2551-2568 มีประมาณการค่าความพร้อมจ่ายที่ กฟผ. จ่ายให้โรงไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด 1,410,354.99 ล้านบาท ขณะที่ประมาณการกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าเอกชนที่คำนวณได้นั้น เฉลี่ยอยู่ที่ 60.25% เท่านั้น เมื่อคำนวณแล้ว 18 ปีที่ผ่านมา เราจ่ายเงินให้กับพลังงานไฟฟ้าที่ไม่ได้ผลิตเท่ากำลังผลิตตามสัญญา ราว 586,186.58 ล้านบาท ซึ่งทั้งหมดนี้ถูกผลักเข้ามาในบิลค่าไฟ

ต่างประเทศจัดการอย่างไรกับปัญหานี้

ไทยไม่ได้อยู่ในสถานการณ์นี้เพียงลำพัง หลายประเทศทั่วโลกเผชิญกับโครงสร้างค่าความพร้อมจ่ายในลักษณะเดียวกัน และบางประเทศก็เลือกลงมือแก้ไขอย่างจริงจังแล้ว ตัวอย่าง เช่น 

ปากีสถาน

ข้อมูลจาก Dawn ซึ่งเป็นหนังสือพิมพ์รายใหญ่ของปากีสถาน เผยว่าค่าความพร้อมจ่ายคิดเป็น 65% ของราคาซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยของประเทศ ประกอบกับรายงานของ IEEFA ระบุว่าภาระจากค่าความพร้อมจ่ายของปากีสถานพุ่งสูงถึง 2.1 ล้านล้านรูปีในปี 2567 เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงและเศรษฐกิจชะลอตัว ทำให้รัฐบาลต้องเร่งเจรจาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า IPP ตามคำสั่งของ IMF

รัฐบาลของปากีสถาน มุ่งเป้าแก้ไขสัญญาไปที่โรงไฟฟ้าฟอสซิลที่อายุการใช้งานปานกลาง ซึ่งชำระหนี้ครบแล้วและได้รับผลตอบแทนมาอย่างเพียงพอแล้ว แต่ยังกินค่าความพร้อมจ่ายสูง โดยมีการยกเลิกสัญญาไปแล้ว 5 ราย และอีก 18 รายอยู่ระหว่างการพิจารณาเปลี่ยนเงื่อนไขจาก ‘take or pay’ เป็น ‘take and pay’ ซึ่งจะจ่ายเฉพาะไฟฟ้าที่ผลิตและเข้าระบบจริงเท่านั้น ไม่มีค่าความพร้อมจ่ายสำหรับกำลังผลิตที่ไม่ได้ใช้อีกต่อไป 

กานา

กานาเผชิญปัญหากำลังผลิตไฟฟ้าเกินและค่าความพร้อมจ่ายมหาศาลในทำนองเดียวกัน โดยกานาต้องจ่ายเงินสูงถึง 500 ล้านดอลลาร์ต่อปี สำหรับไฟฟ้าที่ไม่ได้ใช้งานเนื่องจากสัญญาเดิมส่วนใหญ่เป็นแบบ Take-or-Pay ที่ทำไว้ในอดีต รัฐบาลกานาจึงประกาศอย่างชัดเจนว่าตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2562 เป็นต้นไป จะจ่ายเงินให้ IPP เฉพาะพลังงานที่ถูกใช้งานจริงเท่านั้น ส่งผลให้รัฐบาลประหยัดเงินรวมกว่า 200 ล้านดอลลาร์

นอกจากนี้ประเทศอย่างเคนยาและแอฟริกาใต้ ก็เริ่มมีทิศทางเดียวกัน โดย Eskom รัฐวิสาหกิจพลังงาน ของแอฟริกาใต้กำลังผลักดันการเจรจาสัญญาใหม่กับ IPP ในขณะที่เคนยาก็เริ่มเปลี่ยนสัญญาใหม่มาเป็นระบบจ่ายเมื่อใช้ (Take and Pay) เช่นกัน เพื่อรับมือกับผลกระทบทางเศรษฐกิจและภาระหนี้สินของประเทศ

สหภาพยุโรป

ในสหภาพยุโรป คณะกรรมาธิการยุโรปวางกรอบกำกับดูแลค่าความพร้อมจ่ายอย่างเข้มงวด โดยระบุอยู่ในกลไกการจัดหาความพร้อมของกำลังการผลิต (Capacity Mechanisms) ซึ่งเป็นมาตรการช่วยเหลือชั่วคราวที่ประเทศใน EU ใช้เพื่อจ่ายเงินสนับสนุนให้โรงไฟฟ้าเตรียมความพร้อมในการผลิตไฟฟ้า เพื่อความมั่นคงของระบบในระยะกลางและยาว และมีการกำหนดอย่างชัดเจนว่าประเทศสมาชิกจะใช้กลไกนี้ได้ก็ต่อเมื่อพิสูจน์ได้ว่ามีความจำเป็นด้านความมั่นคงระบบจริง กล่าวคือต้องมีการประเมินความพอเพียงของกำลังการผลิตอย่างเข้มงวดโดยหน่วยงานกลาง (ENTSO-E และ ACER) เพื่อดูว่ากำลังการผลิตที่มีอยู่เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าในอนาคตหรือไม่ และค่าความพร้อมจ่ายที่จ่ายออกไปต้องสมดุลกับปัญหาความมั่นคงที่เกิดขึ้นจริง ซึ่งต่างจากกรณีไทยที่โครงสร้างสัญญา PPA ผูกพันค่าใช้จ่ายเหล่านี้ไว้ล่วงหน้าเป็นสิบปี โดยไม่มีกลไกทบทวนตามสภาพความต้องการจริงที่เปลี่ยนแปลงไป

หลักฐานจากต่างประเทศชี้ให้เห็นว่า การเจรจาทบทวนสัญญาพลังงานเป็นเรื่องที่เกิดขึ้นจริงในหลายบริบท IEEFA ยังระบุว่า การเจรจาแก้ไขข้อตกลงในสัญญานั้นถือเป็นเรื่องปกติในภาคเอกชน หากมีสาเหตุมาจากสภาวะเศรษฐกิจที่เปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น ในระยะยาวประเทศไทยย่อมต้องการกลไกที่สะท้อนความต้องการไฟฟ้าจริง ไม่ใช่สัญญาที่ผูกพันให้จ่ายเงินหลักแสนล้านบาทโดยไม่คำนึงถึงว่าไฟฟ้าจะถูกผลิตหรือไม่ก็ตาม

สิ่งที่ต้องทำคู่กันอย่างเร่งด่วนได้แก่ การหยุดอนุมัติโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเพิ่มภาระค่าความพร้อมจ่ายในอนาคต การทบทวนโครงสร้างสัญญาสำหรับโรงไฟฟ้าที่ชดใช้ทุนครบแล้ว และการสร้างความโปร่งใสในข้อมูลการจ่ายเงินให้ประชาชนสามารถตรวจสอบได้ในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) ฉบับใหม่ จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่ต้องปรับปรุงกระบวนการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับความเป็นจริง เพื่อยุติการพยากรณ์ที่สูงเกินจริงแบบที่ผ่านมา จนนำไปสู่การอนุมัติสร้างโรงไฟฟ้ามากเกินจำเป็น นอกจากนี้ ควรมีการทบทวนและแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ไม่เป็นธรรม โดยเฉพาะเงื่อนไขค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment) ที่ทำให้รัฐต้องจ่ายเงินเต็มจำนวนแม้ไม่ได้ผลิตไฟฟ้าเต็มกำลังตามสัญญา เพื่อให้โครงสร้างค่าไฟมีความยุติธรรมและสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากยิ่งขึ้น